El pozo más productivo de enero no estuvo en Neuquén, sino en el bloque Confluencia Sur, operado por Phoenix Global Resources. La compañía alcanzó una producción de 2.720 barriles diarios, un nivel que desplazó a desarrollos históricos de la cuenca.
El pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) logró ese resultado con una rama lateral de 3.000 metros, una profundidad final de 6.350 metros y 105 etapas de fractura. Además, Phoenix confirmó que incorporará una nueva torre de perforación para acelerar el desarrollo del bloque.
Por otra parte, el desempeño del pozo reabre un debate técnico clave: la “lengua” de Vaca Muerta bajo Río Negro podría tener un potencial mayor al previsto. Analistas advierten que se necesita repetitividad para confirmar tendencia, pero el dato ya modificó el mapa productivo del shale.
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En paralelo, la provincia busca consolidar su rol dentro de la cuenca. Phoenix es hoy la principal productora de petróleo en Río Negro y avanza con un plan de inversión que incluye más pozos horizontales y mayor capacidad de fractura.
Visión Runrún
El pozo récord no es solo un dato operativo. Es una señal estratégica.
Río Negro empieza a disputar un espacio que hasta ahora era exclusivo de Neuquén. Si la repetitividad acompaña, la cuenca podría expandirse hacia el este y sumar un nuevo polo de desarrollo. Para un país que necesita más producción, más exportaciones y más divisas, cada sorpresa positiva en Vaca Muerta es una oportunidad para acelerar el crecimiento.
La Secretaría de Inteligencia publicó un mensaje inusual sobre el rol estratégico de la energía en el mundo actual.
El organismo afirmó que los países que garantizan abastecimiento y capacidad de exportación no solo crecen. Además, acumulan poder en un escenario global marcado por la competencia por recursos críticos.
El comunicado destaca que Vaca Muerta ya posiciona a la Argentina como un actor relevante. Las proyecciones oficiales estiman que, para 2026, las exportaciones energéticas podrían superar los u$s 18.000 millones anuales. Ese flujo de divisas tendría impacto directo en la balanza comercial y en la estabilidad macroeconómica.
Por otra parte, la SIDE advierte que esa centralidad implica riesgos crecientes. Entre ellos menciona injerencia externa, presión sobre infraestructuras críticas, espionaje, ciberataques y presencia de organizaciones criminales en cadenas logísticas y contratos estratégicos.
El organismo sostiene que proteger un activo de esta magnitud exige información precisa y análisis permanente del contexto internacional.
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En paralelo, el mensaje aparece en un momento de fuerte tensión global por energía y recursos críticos. Europa busca proveedores estables de gas. Estados Unidos compite por minerales estratégicos. China expande su influencia en infraestructura energética. A la vez, la IA acelera la demanda eléctrica mundial.
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La SIDE no habla solo de seguridad. Habla de desarrollo.
El comunicado reconoce que Vaca Muerta dejó de ser un recurso económico para convertirse en un activo geopolítico. Si Argentina quiere transformar ese potencial en exportaciones, estabilidad macro e inversiones, necesita protegerlo como lo que es: un componente central de su poder nacional.
El gasoducto de 478 kilómetros que unirá Tratayén con el Golfo San Matías avanza hacia su definición final. En abril, Southern Energy (SESA) adjudicará la obra que permitirá alimentar su proyecto de GNL en Río Negro.
La licitación atrajo a dos jugadores internacionales con experiencia directa en ductos de gran escala: Pumpco, de Estados Unidos, y Bonatti, de Italia.
Por una parte, Pumpco llega respaldada por MasTec, uno de los mayores grupos de infraestructura energética de Estados Unidos. La empresa construyó tramos de gasoductos estratégicos en el shale norteamericano, incluidos proyectos de 36 y 42 pulgadas.
Su principal fortaleza es la velocidad de ejecución y la capacidad de movilizar equipos grandes en trazados extensos, un punto clave para una obra que atraviesa zonas rurales y semiáridas.
Por otra parte, Bonatti aporta un perfil distinto. La compañía italiana tiene más de 70 años de experiencia en ingeniería y construcción de ductos de exportación.
Trabajó para ENI, Total, Shell y BP en Europa, África y Medio Oriente. Además, conoce el sistema argentino: participó en obras de TGS, TGN y en tramos del Neuba II. Su diferencial es la solidez técnica en proyectos EPC y en ductos de alta presión.
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En paralelo, ambas empresas se asociaron con contratistas locales para operar en territorio argentino. Pumpco integra un consorcio con Bonatti y Contreras Hermanos, mientras que Bonatti también compite por tramos específicos del ducto. La planta compresora, en tanto, se definirá entre OPS, Pecom, Contreras y Víctor Contreras.
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La competencia entre Pumpco y Bonatti muestra que el gasoducto de SESA ya trasciende la escala local. Es una obra que atrae a contratistas globales con experiencia en exportación energética.
Para Argentina, esto significa algo más que un ducto: es un paso concreto hacia un proyecto de GNL con proyección internacional. Si la obra avanza en tiempo y forma, el país sumará capacidad para exportar gas y consolidar un nuevo vector de desarrollo.
Río Negro presentó en Nueva York un paquete de proyectos energéticos por más de USD 36.000 millones, en el marco de la Argentina Week organizada por el Council of the Americas.
El gobernador Alberto Weretilneck expuso ante fondos, bancos y empresas internacionales una hoja de ruta que combina petróleo, gas, GNL, logística, minería y energías renovables.
El plan incluye obras estratégicas como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya supera el 50% de avance y permitirá sumar una nueva salida al mar para el crudo de la cuenca. También contempla terminales de exportación, infraestructura portuaria y proyectos vinculados al desarrollo del GNL, un segmento que la provincia considera clave para la próxima década.
Por otra parte, Río Negro presentó oportunidades en minería —incluidas arenas para fracking— y en energías renovables, con proyectos eólicos e hidroeléctricos. La provincia busca posicionarse como un nodo logístico y energético complementario a Neuquén, con la ventaja de su ubicación costera y su cercanía a Vaca Muerta.
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En paralelo, Weretilneck destacó ante inversores la estabilidad política y la previsibilidad jurídica de la provincia. El mensaje oficial fue claro: Río Negro quiere convertirse en la puerta atlántica de la energía argentina, con infraestructura en marcha y un portafolio de proyectos listo para financiamiento internacional.
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El desembarco de Río Negro en Wall Street muestra un cambio de escala. La provincia dejó de hablar solo de potencial y pasó a mostrar obras concretas, cifras grandes y una estrategia de inserción global.
En un escenario donde la competencia por capital es feroz, llevar un plan de USD 36.000 millones es una señal de ambición y de posicionamiento. Río Negro quiere jugar en la mesa grande de la energía.
El embajador de China en Argentina, Wang Wei, visitó Tierra del Fuego y confirmó que el país asiático ya tiene inversiones activas en la provincia.
El gobernador Gustavo Melella destacó que la nueva usina de Ushuaia es uno de los proyectos en marcha y aseguró que “vendrán muchas más” iniciativas financiadas por capital chino.
La comitiva diplomática y empresarial mantuvo reuniones con el Gobierno provincial para analizar oportunidades en energía, hidrocarburos, vivienda, turismo, acuicultura e industria electrónica. También se discutieron proyectos vinculados a Huawei, que evalúa alternativas para producir y exportar desde la isla.
Por otra parte, China mostró interés en sectores estratégicos como la industrialización del gas, la petroquímica, las energías renovables y la logística antártica. La delegación destacó que Tierra del Fuego tiene “gran potencial para el desarrollo sostenible” y que la relación bilateral puede profundizarse con nuevos acuerdos.
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En paralelo, Melella presentó la infraestructura productiva de la provincia, que incluye más de 1.200 pozos perforados, redes de transporte y capacidad para proyectos de transición energética. La visita concluyó con la declaración de Wang Wei como Huésped de Honor.
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La presencia del embajador chino no fue protocolar. Fue una misión económica. China ya está invirtiendo en Tierra del Fuego y busca ampliar su presencia en sectores clave.
Para la provincia, es una oportunidad de financiamiento y desarrollo. Para China, es un punto estratégico en el extremo sur del continente, con acceso al Atlántico Sur y a la logística antártica.
El gobernador Rolando Figueroa viajó a Nueva York con una agenda propia para posicionar a Neuquén en el centro del debate energético internacional.
Su participación en la Argentina Week, organizada por el Council of the Americas, lo mostró como uno de los mandatarios patagónicos con discurso más definido sobre el rumbo del sector.
Figueroa planteó que Argentina pasó de un paradigma de escasez a uno de abundancia en gas y petróleo, y que Neuquén debe liderar la transición hacia los proyectos de GNL. También destacó que la provincia ofrece incentivos fiscales que la vuelven más competitiva frente a otros destinos de inversión, un mensaje dirigido directamente a fondos y empresas estadounidenses.
Por otra parte, el gobernador buscó diferenciarse dentro del mapa político nacional. Habló de un “Estado ordenado”, de reducción de deuda y de la necesidad de reinvertir la renta del subsuelo en turismo, producción y tecnología. Su discurso apuntó a mostrar gestión, previsibilidad y autonomía, en un contexto donde los gobernadores buscan mayor protagonismo frente al Gobierno nacional.
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En paralelo, Figueroa compartió panel con mandatarios de Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Corrientes. La presencia conjunta de gobernadores dialoguistas reforzó la idea de una liga provincial que busca influir en la agenda económica y energética del país.
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La gira de Figueroa fue política antes que económica. Neuquén salió a buscar inversiones, sí, pero también a marcar posición en el nuevo tablero federal.
El gobernador quiere que la provincia sea un actor central en la discusión sobre GNL, energía y desarrollo. Y en Nueva York dejó claro que su estrategia es construir poder desde la gestión y desde la previsibilidad.
Desde la torre del JP Morgan, en plena Argentina Week, José Luis Manzano dejó una definición que sacudió el clima de cautela: “La economía no está estancada, crece”.
Lo dijo frente a fondos, bancos y CEOs globales, y lo respaldó con señales concretas de capital entrando al país. Para él, el nuevo ciclo ya empezó y los sectores transables serán los que marquen el ritmo.
Manzano identifica cuatro motores que pueden cambiar la escala del país: Vaca Muerta, la minería, el agro y la tecnología. En energía, destacó la llegada de Harold Hamm —uno de los mayores referentes del shale en Estados Unidos— como señal de confianza en el potencial argentino.
En minería, mencionó inversiones de Rio Tinto, Vicuña y proyectos de tierras raras, uranio, cobre y litio que ya están en etapa de expansión. En agro, subrayó que la recuperación productiva y la mejora de precios internacionales están generando un nuevo piso de actividad. Y en tecnología, remarcó que las empresas argentinas volvieron a acceder al mercado financiero estadounidense.
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Por otra parte, el empresario sostuvo que el clima en Wall Street cambió. Hay expectativa, interés y una lectura más pragmática del proceso argentino. La presencia de gobernadores, funcionarios y empresas en Nueva York envió una señal de continuidad institucional que los fondos valoran. “Hay capital mirando a la Argentina, y eso no pasaba hace años”, afirmó.
En paralelo, Integra Capital —su grupo— avanza con perforaciones en Neuquén y Río Negro, proyectos mineros, energía solar y presentaciones bajo el RIGI. Manzano anticipó que participará en privatizaciones y que evalúa activos de downstream. Su mensaje es claro: la inversión ya empezó y se va a acelerar si se sostienen las reglas.
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La mirada de Manzano refleja un cambio profundo: la economía argentina empieza a apoyarse en sectores que generan dólares, empleo e inversión real. Energía, minería, agro y tecnología están traccionando un reordenamiento estructural que va más allá del rebote.
Si el flujo de capital se mantiene, el país puede pasar de la supervivencia al crecimiento sostenido. Es un mensaje que no niega los desafíos, pero reconoce algo que ya se ve en los números y en la calle: la economía se está moviendo.
Las estaciones de servicio de Neuquén volvieron a apuntar contra las tasas municipales que se aplican sobre cada litro de combustible vendido.
La Cámara del sector advirtió que la carga fiscal local se volvió “un problema grave” para la actividad y que afecta la competitividad de toda la cadena.
El reclamo se intensificó después de que el Gobierno nacional obligara a los surtidores a informar públicamente si el precio final incluye tasas municipales. La medida expuso que varios municipios de la provincia aplican recargos que elevan el valor del combustible y generan un esquema tributario que el sector considera “distorsivo”.
Por otra parte, los expendedores señalan que la presión fiscal municipal se suma a impuestos nacionales y provinciales, lo que deja a las estaciones en una situación cada vez más ajustada. También advierten que la caída del consumo y el aumento de costos operativos agravan el escenario.
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En paralelo, la Secretaría de Energía sostiene que las tasas locales afectan la transparencia del precio y generan diferencias entre localidades vecinas. Por eso, la resolución nacional busca que el consumidor conozca qué parte del valor del combustible corresponde a tributos municipales.
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La actualización del esquema de regalías es una oportunidad para ordenar un sistema que quedó viejo y avanzar hacia un desarrollo más federal. La redistribución reconoce que la actividad petrolera ya no se concentra en pocos municipios y que el impacto territorial es más amplio.
Es lógico que quienes pierdan participación expresen su malestar, pero el nuevo índice permite que más localidades accedan a recursos y que la renta del subsuelo se distribuya con criterios técnicos y actuales. Río Negro busca equilibrar el mapa productivo y acompañar el crecimiento de toda la región.
La minería se consolidó como el principal motor de empleo privado en Jujuy.
Según datos oficiales del Ministerio de Minería, el 72% de los trabajadores de los proyectos mineros son jujeños, un nivel de contratación local que supera ampliamente el promedio nacional y que refleja la madurez del sector en la provincia. El crecimiento del litio —con Olaroz y Cauchari como ejes— impulsó la demanda de técnicos, operarios, mantenimiento, transporte y servicios industriales.
El impacto no se limita al empleo directo. La cadena de valor local está en plena expansión: una sola operadora gastó $60.000 millones en proveedores jujeños durante el último año. Transporte, catering, perforación, logística, construcción, insumos y servicios especializados forman parte de un ecosistema que se volvió estratégico para la economía provincial.
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La política de contenido local, sumada a la distancia de los salares y a los programas de capacitación, explica por qué la minería jujeña tiene uno de los niveles más altos de empleo local del país.
El salto productivo también empuja la profesionalización. La provincia incorporó estándares internacionales como EITI, que exige transparencia en pagos, regalías y datos de producción. Esto fortalece la confianza de las comunidades y de los inversores, y permite que el crecimiento del sector se traduzca en más oportunidades laborales y más desarrollo territorial.
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El litio no solo mueve exportaciones: mueve trabajo real. La minería jujeña muestra que cuando hay reglas claras, contenido local y proyectos de escala, el empleo se multiplica y la cadena de valor se vuelve protagonista.
El 72% de mano de obra local y los $60.000 millones en proveedores son señales de un modelo que funciona y que puede replicarse en otras provincias. La minería está generando trabajo, arraigo y desarrollo donde antes no había alternativas productivas.
Con la atención puesta en la posibilidad de desarrollar inversiones en la Argentina, el Presidente Javier Milei inauguró la “Argentina Week 2026” en la ciudad de Nueva York, con la participación de varios gobernadores de provincias, miembros del gabinete, empresarios de diversos rubros pero en particular de la energía y minería, CEOs de compañías multinacionales, y representantes de fondos de inversión globales.
El encuentro cuenta con el apoyo de JPMorgan Chase y Bank of America, realizándose en sus sedes y en el Consulado argentino en Nueva York.
Los gobernadores que integran la comitiva oficial se cuentan el de Chubut, Ignacio Torres; de Santa Cruz, Claudio Vidal; de Neuquén, Rolando Figueroa; de Río Negro, Alberto Weretilneck; Marcelo Orrego (San Juan), Gustavo Sáenz (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy), Alfredo Cornejo (Mendoza), y Juan Pablo Valdés (Corrientes).
En su discurso, Milei señaló que su objetivo es “hacer de Argentina el país más libre del mundo”, pero advirtió que “no todos los instrumentos de política son aceptables”, e hizo “una fuerte defensa de la moral como política de Estado”, destacó la Casa Rosada en un comunicado.
“Hay restricciones morales porque cuando en realidad uno hace lo que es justo la economía prospera. Sin embargo, cuando uno por conseguir algún resultado de corto plazo aplica medidas que son injustas, eso tarde o temprano termina mal”, enfatizó Milei.
Y volvió a cuestionar a algunos empresarios locales (de Argentina) tal como lo hizo en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso de la Nación el 1 de marzo, y también en los días previos (Techint, Fate-Aluar).
El Presidente sostuvo que basa sus decisiones en lo que es justo y aseveró que, si alguna política justa “tuviera una contracara negativa desde el lado de vista electoral, para eso soy un estoico, para bancarme el costo que me tenga que bancar por hacer lo correcto”.
Asimismo, aseguró que no va a ceder en la política de honrar “nuestros compromisos”, al referirse al pago de los intereses de la deuda y destacó que “hemos hecho un culto del derecho de propiedad y hemos logrado hacer una estabilización exitosa sin tener que expropiar a nadie”.
En su discurso de inauguración, Milei destacó de su gestión “la baja del déficit fiscal, de la inflación y de la pobreza, así como de los impuestos que pagaban los argentinos”. Al mismo tiempo, expuso los lineamientos centrales de su política económica, entre ellos que “decidimos desregular, decidimos liberar rendimientos crecientes. Y eso tiene una fuerte contrapartida en términos de crecimiento económico”.
También se refirió a medidas tomadas por su gobierno “que han sido acompañadas por la ciudadanía, lo que se reflejó en el resultado electoral de octubre último, donde ganamos la mitad de las bancas de Diputados en juego. Ganamos dos tercios de las bancas de senadores, le quitamos la mayoría en las dos Cámaras al peronismo y estamos pasando reformas que nunca se habían logrado en la Argentina, como la reforma laboral y como la baja la imputabilidad”.
Milei indicó que está haciendo “todo para terminar de una vez y por todas con el populismo, y en especial con el kirchnerismo”. “No voy a ceder en hacer grande la Argentina nuevamente”, afirmó.
Entre los empresarios argentinos del rubro Energía participantes se encuentran Horacio Marín (YPF); Marcelo Mindlin (Pampa Energía); Jorge Brito (Genneia); Marcos y Alejandro Bulgheroni (PAE); y Miguel Galuccio (Vista).
Previo a su discurso, Milei sostuvo un encuentro privado con el CEO del JP Morgan, Jamie Dimon.
El comunicado gubernamental refirió además que “en el marco de su visita a Nueva York, el Jefe del Estado desarrolló otras dos exposiciones, la primera en la Universidad de Yeshiva y más tarde en la Gala Algemeiner J100, donde ratificó su decisión de ejercer el poder con la moral de Occidente y su adhesión a las políticas de Estados Unidos e Israel”.
Puntos destacados del discurso por parte de Presidencia:
“Nosotros tenemos como objetivo hacer de Argentina el país más libre del mundo, pero no todos los instrumentos de política son aceptables”. “El sistema capitalista de libre empresa no solo es más eficiente, sino que, además, es justo”. “Quizás (Paolo) Rocca y (Javier) Madanes, en convivencia con políticos ladrones, atacaron a los argentinos durante muchos años. Pero se terminó la Argentina corrupta”. “¿Quién está a favor de la corrupción? Es incómodo cuando uno hace estas preguntas, pero yo estoy dispuesto a hacer este debate por una Argentina mejor”. “Lo que va a ocurrir es que las personas ahora van a poder ahorrar trescientos y lo van a poder gastar en el resto de los bienes de la economía. Por lo tanto, los empleos que se destruyen en este sector se van a crear en otro que además está en condiciones de competir internacionalmente”. “Les voy a explicar por qué Argentina es un excelente caso de negocios”. “Pasamos de ser importadores netos de energía y hoy somos exportadores netos”. “Otro sector que afortunadamente viene muy bien y que promete mucho es el caso de la minería. Con proyectos de cobre, proyectos de litio, proyectos de oro, proyectos de plata, minerales raros y, obviamente, uranio”. “Siempre está el sector que tanto ha dado a la Argentina y sigue dando y que puede dar todavía mucho más, que es el sector agropecuario”. “Naturalmente lo que deviene de la economía del conocimiento, los data centers y, obviamente, todo lo que se puede hacer en el sector financiero”. “Acorde al plan fiscal que tiene armado ‘Toto’ (Caputo), al año 2031 podríamos estar devolviéndole a los argentinos de bien quinientos mil millones de dólares”. “Todavía el riesgo ‘kuka’, ese escenario catástrofe, ese cisne negro sigue causando daño para lo que serían las colocaciones más allá del 2027”. “Si el Riesgo País quedara en torno a los 550, la economía argentina crecería a tasas del 4 % o 5 %, mientras que si el Riesgo cayera a niveles de 220, la economía de Argentina podría estar creciendo al 7 % u 8 %”. “La relación deuda producto es no creciente. Por ende, Argentina es solvente intertemporalmente”. “Hemos planteado para este año 10 reformas por ministerio, es decir, 90 paquetes de reformas le vamos a llevar al Congreso para continuar haciendo más libre a la Argentina”. “Algo que es muy importante en materia de crecimiento económico es el capital humano”. “Sacamos a los ladrones del medio y mejoró la condición de vida de los vulnerables”. “Es tan importante la Ley de Modernización Laboral”. “Es necesario que el mercado laboral sea flexible”. “El otro tema es el de la apertura. Aquellos países que son más abiertos tienen un PBI per cápita nueve veces más grande”. “Nos estamos sacando de encima a aquellos que usan el nacionalismo berreta de pacotilla para defender el robo de políticos y de empresarios prebendarios”, afirmó Milei.
El proyecto de litio Rincón, operado por el gigante minero anglo-australiano Rio Tinto en la provincia de Salta, acordó este martes un paquete de financiamiento que asciende a los US$ 1.175 millones. Estos fondos, provenientes de un consorcio de cuatro prestamistas internacionales, están destinados a completar el desarrollo de este activo en el Noroeste Argentino.
La estructura del financiamiento destaca por la participación de entidades de crédito como la Corporación Financiera Internacional (CFI), BID Invest, Export Finance Australia (EFA) y el Banco Japonés de Cooperación Internacional (JBIC). Esta inyección de capital representa casi la mitad de la inversión total prevista para el proyecto, valorada en US$ 2.500 millones, por lo que el respaldo de estas entidades subraya la viabilidad técnica y el cumplimiento de estándares internacionales de la operadora.
Rincón es el primer proyecto minero en ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en mayo de 2025. Este marco normativo fue determinante para brindar la previsibilidad fiscal y cambiaria necesaria para comprometer inversiones de tal magnitud. La adhesión al régimen permite acelerar los plazos de ejecución en un contexto de alta competencia por el suministro de minerales críticos.
La compañía informó esta tarde al mercado que «los ingresos se utilizarán para respaldar el desarrollo del proyecto de litio Rincón, cuyo objetivo es alcanzar una capacidad anual de aproximadamente 60.000 toneladas de carbonato de litio grado batería«.
Cómo avanza el proyecto de litio Rincón
Makhtar Diop, MD del IFC, y Simon Trott, CEO de Rio Tinto
Si bien las proyecciones iniciales estimaban una producción de 53.000 toneladas, la compañía implementó planes de optimización y eliminación de cuellos de botella para elevar el volumen de salida. Se prevé que la planta tenga una vida útil operativa de 40 años, consolidándose como un actor de largo plazo en el NOA.
La construcción de la infraestructura ya muestra avances y, desde el año pasado, se ejecutan las obras de ampliación del campamento y el desarrollo de la logística de sitio para soportar la operación a gran escala. Según el cronograma actualizado, se espera que la producción inicial comience en 2028, con una curva de ascenso (ramp-up) que permitiría llegar a la plena capacidad instalada en un período de tres años.
Jérôme Pécresse, Chief Executive de Rio Tinto Aluminium & Lithium, afirmó que “este paquete de financiamiento amplía los recursos disponibles para el proyecto Rincón y respalda la ejecución continua de la cartera de crecimiento en el sector litio, que se sustenta en las atractivas perspectivas a largo plazo producto de la transición energética”.
La primera exportación de carbonato de litio
En paralelo a estos anuncios financieros, el gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, confirmó desde Nueva York el inicio de las exportaciones de litio de Rio Tinto desde la provincia con destino a China. Esta operación marca el debut operativo del proyecto Rincón en el mercado internacional con carbonato de litio, validando la cadena logística desde la Puna salteña hacia los centros de fabricación de celdas de batería en Asia.
El anuncio de Sáenz se produjo en el marco del Argentina Week que se realiza en Nueva York hasta este miércoles, donde se destacó el rol Rincón en la capacidad productiva y exportadora de la provincia. En ese sentido, la llegada del primer cargamento de carbonato de litio a China representa otro hito en el posicionamiento de Argentina como proveedor, se destacó. Este flujo comercial es el resultado de las pruebas de planta y el procesamiento anticipado que la compañía ha venido realizando.
Desde el punto de vista técnico, Rio Tinto confirmó que las hipótesis materiales de producción se mantienen vigentes y sin cambios significativos respecto a sus reportes previos a la bolsa australiana (ASX). La estabilidad de los recursos minerales y las reservas de mineral en Rincón permiten proyectar una operación sostenida que será fundamental para abastecer la creciente demanda de cátodos de alta pureza.
Finalmente, se enfatizó que la integración de capitales provenientes de Australia y Japón, sumada al apoyo de organismos multilaterales, diversifica el riesgo financiero de la operación.
Tras escalar a niveles no vistos desde hace más de tres años y medio, los valores del crudo cedieron terreno este martes. La baja se produjo después de comentarios del mandatario estadounidense, Donald Trump, quien sugirió que el conflicto en Medio Oriente podría terminar antes de lo anticipado.
El Brent bajó un 7,2 %, hasta los 91,81 dólares por barril, tras caer 7,15. El WTI llegó a los 88,51 dólares luego de perder 6,26 unidades, lo que representa una merma del 6,6 %. Ya en las primeras horas de la jornada, ambos precios estuvieron cerca de retroceder casi un 11 %.
Tras la caída, los volúmenes operados mostraron un descenso notable. Cerca de 328.000 contratos de Brent cambiaron de mano, cifra mínima desde el 27 de febrero, justo antes del enfrentamiento entre Estados Unidos e Israel contra Irán. A su vez, el WTI alcanzó apenas 296.000 contratos negociados, el valor más bajo registrado desde el 23 de ese mes.
La madrugada del lunes, los precios habían tomado un rumbo contrario al esperado. Superaron brevemente los 119 dólares por barril, registrando así su punto máximo desde mediados de 2022. Este repunte surgió tras anuncios de reducción en la oferta liderados por Arabia Saudita junto con otros países exportadores. Al mismo tiempo, ganaba fuerza entre los operadores la preocupación por posibles interrupciones graves en el abastecimiento mundial.
El giro se produjo luego de que el presidente estadounidense mantuviera conversaciones con su par del Kremlin y señalara, a través de una entrevista con CBS News, que la guerra contra Irán estaba “muy avanzada” y que Washington se encontraba cómodamente dentro del cronograma inicial de cinco semanas previsto para el conflicto.
La fluctuación de precios muestra una respuesta marcada del mercado, tanto al alza como a la baja. Aunque las declaraciones del mandatario norteamericano sirvieron para reducir la tensión entre los inversores, según Suvro Sarkar, jefe del área energética en DBS Bank, existe el peligro de que se ignoren ciertos riesgos en este escenario.
Según Sarkar, el precio de crudos clave en Medio Oriente —por ejemplo, Murban o Dubai— se mantiene por encima de los 100 dólares por barril. Esa estabilidad refleja una falta clara de transformaciones en la dinámica física del mercado.
Al mismo tiempo, personas vinculadas al gobierno estadounidense mencionaron que Trump analiza distintas acciones ante el aumento del precio del petróleo. Una de ellas podría ser suavizar las restricciones sobre el crudo ruso. Otra opción en estudio es recurrir a las reservas energéticas de emergencia.
“Teherán decidirá cuándo termina la crisis”, afirmó desde Irán el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica. A través de comunicaciones oficiales del país, esa institución subrayó que bloqueará por completo cualquier exportación petrolera en caso de que persistan las acciones militares estadounidenses e israelíes.
Pese a todo, persisten problemas de transporte en la zona. En caso de que el enfrentamiento se alargue y perturbe los movimientos navales por el estrecho de Ormuz, una advertencia emitida por Saudi Aramco —uno de los mayores exportadores petroleros del mundo— señala posibles impactos graves sobre la oferta energética internacional.
Según un análisis de JPMorgan, bloquear durante catorce días esa ruta marítima tendría como consecuencia una caída cercana a los doce millones de barriles diarios.
A mitad de semana, la compañía estatal ADNOC, con sede en Abu Dabi, interrumpió las operaciones en su planta refinadora de Ruwais. El cese ocurrió tras un incendio provocado por impactos de drones en partes del complejo industrial, afirmó una fuente ligada al sector energético.
Aunque la inestabilidad ha regresado, Goldman Sachs mantiene intacto su pronóstico principal. En medio de las fluctuaciones actuales, el banco espera un precio promedio del petróleo Brent cercano a los 66 dólares por barril entre octubre y diciembre. Para ese mismo período, el crudo WTI podría rondar los 62 dólares, según un análisis interno de la entidad.
La jornada de este lunes 9 quedará marcada en el historial de la industria de los hidrocarburos como un evento sin precedentes. En un contexto de extrema tensión global por la guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán, el mercado registró una oscilación de US$35 en la cotización del crudo Brent en un solo día.
Lo más impactante de esta jornada fue el recorrido completo del precio: tras una apertura de US$ 99,75 (con un cierre en la previa a US$92,69), el valor trepó casi 20 dólares hasta su techo de US$119.50, luego de tocar un mínimo de US$ 83,66 y reacomodarse finalmente en los US$98,96 para consolidar un alza de 6,76% al finalizar el día.
Este amplio umbral de cotización, que llevó al petróleo a fluctuar más de US$ 35 en menos de 24 horas, confirma que el mercado atraviesa una etapa de fragilidad técnica donde no existen antecedentes de una volatilidad tan aguda.
La semana abrió con la acumulación de datos que marcaban el incremento del enfrentamiento bélico lo que apuntaló la cotización al alza, pero durante la jornada al trascender el diálogo del presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, con su par de Rusia, Vladimir Putin, el mercado reacción a la perspectiva de negociación.
El gráfico refleja la brusca oscilación del Brent el 9 de marzo.
Tras la conversación telefónica, Trump sugirió que la guerra en Irán podría estar cerca de su fin por el cumplimiento adelantado de los objetivos. En reacción a lo que se podría visualizar como un próximo alto al fuego, el Brent reaccionó fuertemente a la baja perforando el piso de los US$ 100 por barril.
El petróleo tipo Brent, cuya cotización se centraliza en el Intercontinental Exchange (ICE) de Londres bajo el símbolo LCOc1, opera a través de contratos de futuros y opciones que reflejan el ritmo del mercado internacional. Al ser la referencia para el crudo en Europa y gran parte del hemisferio oriental, su negociación en dólares estadounidenses (US$) actúa como el termómetro energético global.
Analistas locales explicaban que la extrema volatilidad registrada en este mercado no solo afecta a los contratos de corto plazo, sino que pone bajo presión toda la estructura de derivados financieros que utilizan al Brent como subyacente. Esto evidencia una distorsión de precios en el ICE londinense que puede desestabilizar las proyecciones económicas a escala mundial en minutos.
Por la magnitud de la brecha se destacaba que no se trató de una tendencia desarrollada a lo largo de una semana o un mes; fue una explosión de volatilidad concentrada en apenas unas horas de operación, lo que le otorga ese perfil de hecho inédito y que resalta el carácter de unicidad del fenómeno.
Los hechos que se viene registrando en Medio Oriente marcan desde hace dos semanas el pulso de la cotización del Brent.
Para dimensionar la magnitud del movimiento, basta observar la escalada que se viene registrando desde el inicio del conflicto. El viernes 27 de febrero, día previo al agravamiento del escenario militar, el Brent cerró en US$ 72,48. En apenas diez días, la cotización escaló de forma agresiva hasta alcanzar ayer, 9 de marzo, un máximo intradía de US$ 119,50.
Comparativa con las grandes crisis
Al buscar referencias, la excepcionalidad de lo ocurrido resalta frente a cualquier hito de los últimos 30 años. Si bien en 2020, durante la pandemia, hubo jornadas de mayor movimiento proporcional, el crudo cotizaba entonces en torno a los US$20. Mover más de US$35 dólares con un barril orillando los US$100 es una muestra de una inestabilidad que supera los registros de la crisis de 2008 o la Guerra del Golfo en 1990.
A diferencia de aquellos procesos, donde los reajustes tomaban días o semanas, lo de ayer fue un «cisne negro» intradía. Así, sacando lo que fue la pandemia de 2020, es la primera vez que el petróleo tiene una evolución tan pronunciada en una sola jornada.
Este fenómeno de inestabilidad sistémica no se limita al petróleo, sino que se ve reforzado por el comportamiento errático del gas natural. El indicador Natural Gas TTF acompaña esta tendencia, evidenciando que la crisis energética es total.
Según los registros recientes, el gas pasó de cotizar US$ 31,34 a fines de febrero a tocar picos de US$ 54,09 el 9 de marzo, registrando de anera coincidente con el Brent fuertes tras alcanzar sus máximos.
El hecho de que el indicador TTF muestre variaciones de doble dígito mientras el Brent busca su equilibrio confirma que los mercados energéticos europeos operan bajo una incertidumbre absoluta, donde los fundamentos de oferta y demanda quedaron relegados ante el pulso de la geopolítica global.
La visita del embajador italiano Fabrizio Nicoletti dejó un mensaje que trasciende la diplomacia: Italia está reposicionando a la Argentina como un socio energético estratégico, en un momento en que Europa busca diversificar proveedores y reducir su dependencia del gas ruso y de la inestabilidad en Medio Oriente.
El giro no es retórico. La petrolera estatal italiana ENI ya forma parte del proyecto Argentina LNG, junto a YPF y la estadounidense XRG, una iniciativa que podría convertir al país en exportador global de gas licuado a partir de Vaca Muerta. Para Italia, que combina industria pesada con escasez de recursos naturales, la ecuación es simple: Argentina tiene energía; Italia tiene tecnología, capital y mercado.
Nicoletti lo planteó con claridad: la relación bilateral entra en una etapa donde la complementariedad productiva es el eje. Italia es una potencia industrial sin materias primas; Argentina es un país con recursos energéticos y minerales críticos que necesita tecnología, financiamiento y acceso a mercados.
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Esa convergencia explica por qué Roma fue decisiva para destrabar el acuerdo Mercosur–Unión Europea después de dos décadas de bloqueo.
El embajador destacó que las pymes italianas, columna vertebral del aparato industrial europeo, ven en la estabilización macro argentina “una autopista” para invertir. Estas empresas son líderes globales en equipamiento para oil & gas, válvulas industriales, compresión, instrumentación, ingeniería de ductos, eficiencia energética y tecnologías de transición. Su desembarco podría elevar estándares, ampliar la oferta de proveedores y generar alianzas con pymes locales.
La agenda bilateral también incluye cooperación científica y tecnológica bajo el Plan de Acción 2025–2030 firmado por Meloni y Milei, con foco en investigación, formación académica y transferencia de conocimiento. La energía —desde hidrocarburos hasta renovables y captura de carbono— aparece como uno de los capítulos centrales.
Qué significa para la cadena de valor energética argentina
• Upstream: más tecnología para perforación, automatización y recuperación mejorada.
• Midstream: proveedores italianos para ductos, compresión y plantas modulares.
• LNG: ENI aporta ingeniería, financiamiento y acceso a compradores europeos.
• Servicios petroleros: oportunidades de joint ventures con pymes italianas.
• Transición energética: know-how en renovables, hidrógeno y eficiencia industrial.
• Mercados: certificaciones y estándares europeos que habilitan exportaciones de largo plazo.
Visión Runrún
Italia no viene por nostalgia ni por afinidad cultural: viene por energía. Y cuando una potencia industrial europea entra en Vaca Muerta, la cadena de valor completa se reconfigura. Desde el pozo hasta el LNG, desde la metalmecánica hasta la certificación ambiental, la presencia italiana puede acelerar inversiones, abrir mercados y elevar estándares. La diplomacia cultural quedó atrás; empieza la diplomacia energética. Y ahí, Argentina tiene algo que Europa necesita.
La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a encender las alarmas del mercado energético global. En las últimas horas, el Brent y el WTI treparon hasta US$117 por barril, los valores más altos desde 2022, impulsados por el cierre del Estrecho de Ormuz y la incertidumbre sobre la duración del conflicto.
Los futuros ya descuentan escenarios de hasta US$157, mientras que Qatar advirtió que el barril podría llegar a US$150 si la crisis se prolonga.
El estrecho es un punto crítico para el comercio mundial: por allí circula cerca del 20% del petróleo global y más del 25% del GNL. Con refinerías afectadas, rutas marítimas bloqueadas y tankers sin destino, la volatilidad domina los mercados. Asia ya siente el impacto con subas de hasta 70% en combustibles y petroquímicos, mientras China negocia con Irán para asegurar el flujo de crudo y GNL que representa casi la mitad de su matriz energética.
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En paralelo, el mercado del carbón también registró aumentos de hasta 15%, cerrando en US$135 por tonelada, lo que amplifica la presión sobre industrias intensivas en energía. La tensión se extiende a toda la cadena: desde petroquímicos hasta insumos para renovables, que dependen de metales y procesos vinculados al carbón y al petróleo.
Para Argentina, el impacto es directo. Analistas anticipan una suba superior al 15% en combustibles por el atraso de precios y la presión internacional. Además, un barril por encima de los US$120 mejora los ingresos por exportaciones de Vaca Muerta, pero también encarece insumos críticos para la industria y el transporte.
La visión de Runrún:
La crisis en Medio Oriente vuelve a mostrar que la energía es el corazón de la geopolítica global. Un barril en zona de US$120–150 redefine balances fiscales, altera flujos comerciales y acelera decisiones de inversión. Para Argentina, el desafío es doble: aprovechar el impulso exportador de Vaca Muerta y, a la vez, contener el impacto interno de un shock internacional que vuelve a poner al mundo en modo incertidumbre.
Los países del G7 abrieron la puerta a utilizar sus reservas estratégicas de petróleo para estabilizar el mercado, en medio de la escalada de precios provocada por la guerra en Medio Oriente y el riesgo de un cierre prolongado del estrecho de Ormuz.
Los ministros de Finanzas mantuvieron una videoconferencia en la que coincidieron en “adoptar todas las medidas necesarias” para contener la volatilidad de los hidrocarburos.
El ministro francés Roland Lescure, cuyo país preside el G7, explicó que se está analizando “de cerca cómo estabilizar los flujos y el mercado”, y admitió que el plan podría incluir la liberación coordinada de reservas estratégicas. Por ahora, no se registran problemas de aprovisionamiento de petróleo ni de gas en Europa o Estados Unidos, pero el temor es que un cierre duradero de Ormuz o daños mayores en refinerías del Golfo Pérsico tensionen aún más la oferta.
En las últimas horas, el Brent llegó a superar los US$119 por barril, con subas intradía de más del 30%, que se suman a un avance acumulado cercano al 20% en la semana. La preocupación central del G7 es que la combinación de precios altos y riesgo geopolítico termine trasladándose a inflación, costos logísticos y competitividad industrial en las principales economías desarrolladas.
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Los países miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), entre ellos todos los del G7, están obligados a mantener reservas equivalentes a al menos 90 días de importaciones para responder a situaciones excepcionales. Desde 1973, esas reservas se liberaron solo en cinco ocasiones, las dos últimas en 2022, durante la crisis energética derivada de la invasión rusa a Ucrania.
España, por ejemplo, cuenta con 96 días de reservas, combinando stock público y privado.
La tensión actual se explica por el rol crítico del estrecho de Ormuz, por donde circula alrededor de una quinta parte de los hidrocarburos que se consumen en el mundo, con destino mayoritario a Asia.
El cierre de facto por parte de Irán o la destrucción de infraestructura clave en el Golfo Pérsico son los escenarios que el mercado descuenta como riesgo y que el G7 intenta amortiguar con señales de coordinación.
Visión Runrún
La posible liberación de reservas estratégicas muestra que el mundo desarrollado no está dispuesto a dejar que la geopolítica defina en soledad el precio de la energía. El G7 usa una herramienta de “última instancia” para enviar un mensaje: hay capacidad de respuesta coordinada frente a shocks de oferta.
Para países productores emergentes como Argentina, este contexto combina oportunidad y desafío: Vaca Muerta gana relevancia como proveedor confiable, pero se mueve en un tablero donde las decisiones de las grandes potencias pueden moderar los picos de precios y exigir más competitividad estructural.
Río Negro logró revertir su declino petrolero y alcanzó en enero su mayor nivel de producción en cinco años, impulsada por el avance del shale en su porción de Vaca Muerta. La provincia produjo 23.536 barriles diarios, un salto que la posiciona como la segunda jurisdicción del país —después de Neuquén— en capitalizar el desarrollo no convencional.
El crecimiento se explica por la puesta en marcha de siete pozos shale operados por Phoenix Global Resources, liderada por el rionegrino Pablo Bizzotto y controlada por el grupo suizo Mercuria. Estos pozos aportaron 8.501 barriles diarios, equivalentes al 36% de toda la producción provincial. En términos simples: uno de cada tres barriles extraídos en Río Negro ya proviene del shale.
Tres pozos comenzaron a producir a fines de 2024 en el área Confluencia Norte, replicando el modelo neuquino de ramas horizontales extendidas. Luego se sumaron cuatro pozos adicionales hacia fines de 2025, con resultados aún más sólidos, consolidando la recuperación.
El contraste con la producción convencional es marcado: mientras el shale crece, el convencional cayó de 20.614 barriles diarios en 2021 a 13.939 en enero de 2026. El tight también retrocede. El repunte provincial se explica exclusivamente por la ventana petrolera de Vaca Muerta.
La provincia ya autorizó nuevos proyectos:
• Capex perforará un pozo shale en Cinco Saltos Norte.
• PAE avanzará con un pozo horizontal de 2.000 metros en Cinco Saltos Sur.
• PAE + TanGo Energy perforarán dos pozos adicionales en Loma Guadalosa.
A diferencia de Neuquén, donde el gas tiene un peso creciente, en Río Negro el desarrollo apunta casi exclusivamente al petróleo, por las características geológicas de la formación en esa zona. El desafío será sostener el ritmo de perforación para compensar el declino natural de los pozos shale, más acelerado que el convencional.
Visión Runrún
La recuperación de Río Negro confirma que Vaca Muerta dejó de ser un fenómeno exclusivamente neuquino y empieza a expandirse territorialmente. El shale se convierte en un motor regional capaz de revertir declinos estructurales y atraer inversión privada sostenida.
Para la Argentina, esto significa más producción, más exportaciones y más provincias integrándose a la matriz energética del futuro. La ventana petrolera rionegrina recién empieza y ya muestra que tiene escala para jugar en grande.
El sistema exportador de Vaca Muerta sumó un hito clave: Puerto Rosales superó los 100 buques petroleros cargados desde 2025, consolidándose como uno de los nodos logísticos más dinámicos del país. La operación número cien estuvo a cargo del Aqua Legacy, un Aframax de 250 metros que embarcó 111.600 m³ de crudo argentino con destino a refinerías de Richmond, en la costa oeste de Estados Unidos.
El dato sintetiza la transformación que vivió la terminal Rosa Negra, operada por Otamerica, desde su inauguración. En menos de dos años, pasó de ser un proyecto de ampliación portuaria a convertirse en una pieza central del sistema que permite que el shale argentino llegue a los mercados internacionales. La terminal ya opera con dos posiciones de amarre y avanza en la construcción de una tercera, lo que ampliará aún más su capacidad de carga.
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La infraestructura acompañó este salto: un muelle offshore a 2 kilómetros de la costa, tanques que elevan la capacidad de almacenamiento a 780.000 m³, y un sistema de bombeo que permite sostener un flujo continuo de exportación. Todo esto se integra con la red de Oldelval, que transporta el crudo desde la Cuenca Neuquina hasta la costa bonaerense.
El crecimiento de Puerto Rosales es un reflejo directo del aumento de la producción de shale oil en Vaca Muerta y del avance del sistema logístico que la sostiene. Los cargamentos ya salen hacia Estados Unidos, Europa y Asia, y la terminal se consolidó como un punto estratégico para la expansión exportadora del país.
Visión Runrún
El hito de los 100 buques no es un número: es una señal. Muestra que la Argentina empieza a jugar en el mercado global con infraestructura, escala y continuidad. Cuando un puerto que hace pocos años operaba de manera limitada se convierte en un hub exportador de clase mundial, queda claro que Vaca Muerta ya no es solo producción: es logística, inversión y presencia internacional. El país empieza a construir un sistema energético que genera divisas de manera sostenida.
Chubut formalizó un cambio profundo en las reglas del juego para el petróleo convencional: promulgó la Ley XVII N°164, que aprueba el acuerdo firmado con Nación y las operadoras para eliminar o reducir retenciones a la exportación, a cambio de una condición central: las empresas deberán reinvertir los ingresos adicionales en los yacimientos de la provincia.
El esquema se articula con el Decreto 59/2026, que flexibilizó los derechos de exportación para el crudo convencional. Pero el beneficio no es automático: cada operadora deberá destinar los recursos incrementales a exploración, desarrollo y explotación, con foco en áreas maduras, marginales o en declino, un punto crítico para la cuenca del Golfo San Jorge.
La ley habilita al Ministerio de Hidrocarburos provincial a definir montos, metodologías y compromisos específicos por concesión, y permite firmar acuerdos individuales con cada empresa según la realidad productiva de cada bloque. También establece un régimen de sanciones en caso de incumplimiento, bajo la Ley XVII N°102.
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El acuerdo tendrá una vigencia inicial de dos años, con posibilidad de prórroga por otros dos. En paralelo, el Ejecutivo provincial deberá reglamentar en un plazo máximo de 60 días el mecanismo para calcular las inversiones adicionales que deberán realizar las operadoras.
La norma fue sancionada por la Legislatura el 2 de marzo y promulgada por el gobernador Ignacio Torres mediante el decreto 235, publicado el 9 de marzo en el Boletín Oficial.
Visión Runrún
Chubut decidió mover el tablero: si el convencional está en declino, la respuesta no es resignarse, sino alinear incentivos. Eliminar retenciones sin pedir nada a cambio sería un subsidio; hacerlo exigiendo reinversión es una política productiva. El acuerdo obliga a las operadoras a volver a poner plata en el subsuelo, en los equipos y en las áreas maduras.
Es un mensaje claro: la exportación es bienvenida, pero tiene que dejar algo más que divisas. Es una señal de que las provincias petroleras empiezan a construir sus propios marcos de desarrollo.
El ministro de Economía, Luis Caputo, volvió a instalar la narrativa de un nuevo ciclo exportador basado en energía y minería, al asegurar que la minería será “otro boom impresionante” para la economía argentina. Lo dijo en el 7° Foro de Inversiones y Negocios en Mendoza, donde destacó que el país atraviesa “la primera vez con orden macro por decisión política” y que ya hay US$ 25.000 millones en proyectos aprobados y otros US$ 42.000 millones en evaluación, principalmente bajo el RIGI.
Caputo proyectó que la balanza energética y minera podría alcanzar US$ 75.000 millones en 2035, más de dos veces y media el aporte actual del agro. Según el ministro, el crecimiento se apoyará en Vaca Muerta, en los grandes proyectos de cobre y litio, y en la llegada de inversiones intensivas en capital que ya muestran un “ratio de aprobación casi del 100%” dentro del régimen.
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En paralelo, la escalada del conflicto en Medio Oriente llevó el barril de petróleo a US$ 100, lo que genera un impacto inmediato en la macro argentina. Cada suba de US$ 10 en el precio del crudo puede aportar entre US$ 1.300 y US$ 3.000 millones adicionales en exportaciones energéticas. Con estos valores, las ventas externas de petróleo podrían pasar de US$ 6.400 millones en 2025 a US$ 9.400 millones, según estimaciones privadas.
El economista energético Daniel Dreizzen proyecta que, con un Brent sostenido en tres dígitos, la balanza energética podría cerrar el año con un superávit de US$ 12.300 millones, unos US$ 4.400 millones más que el año anterior.
Caputo, sin embargo, rechazó que el shock externo vaya a trasladarse al dólar o a la inflación local, y aseguró que la macro “está sólida” y que el Banco Central continúa comprando divisas incluso en este contexto.
Visión Runrún
El Gobierno está construyendo un relato económico donde energía + minería reemplazan al agro como motor de divisas. La suba del petróleo le da aire inmediato a la macro, mientras el RIGI promete inversiones de largo plazo. Pero el escenario es dual: más dólares por exportaciones, sí; pero también más presión inflacionaria y un mundo en tensión.
El boom que proyecta Caputo depende tanto de la geopolítica como de la capacidad del país para sostener reglas estables y convertir promesas en producción real.
La séptima edición del Foro de Inversiones & Negocios reunió en Mendoza a más de 1.500 empresarios, inversores y funcionarios, consolidándose como uno de los encuentros de negocios más relevantes del país.
Bajo el lema “Nuevo tiempo para confiar y crecer”, el evento fue inaugurado por el gobernador Alfredo Cornejo y el ministro de Economía, Luis Caputo, en un contexto donde la atracción de capitales es prioridad política y económica.
Durante dos jornadas, el Hotel Hilton Mendoza fue escenario de paneles sobre macro y microeconomía, energía, petróleo, minería, innovación, logística, agroindustria y tecnología, además de mesas sectoriales que funcionaron como espacios de vinculación directa entre inversores y empresas.
El Gobierno provincial y el Consejo Empresario Mendocino (CEM) destacaron que el objetivo central fue generar oportunidades concretas de inversión y fortalecer la red empresarial de la región.
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El ministro de Producción, Rodolfo Vargas Arizu, subrayó que “cada vez hay más interés en invertir en Mendoza”, especialmente en desarrollos agrícolas, ganaderos y mineros. Aseguró que los inversores perciben “seguridad jurídica y estabilidad”, dos atributos que la provincia busca instalar como diferencial competitivo.
Las mesas de inversiones fueron uno de los espacios más concurridos, con temáticas que abarcaron desde software y servicios tecnológicos hasta petróleo, minería, logística, salud, aeroespacial, real estate, energías y turismo. El subsecretario de Industria, Comercio y Logística, Alberto Marengo, destacó que “la gente se va muy contenta” y que el nivel de participación “levanta la vara para la próxima edición”.
El foro también incluyó Innova Invest, donde once fondos de inversión evaluaron proyectos locales de alto potencial y analizaron oportunidades de financiamiento para emprendimientos mendocinos.
Visión Runrún
El Foro de Inversiones no fue solo un evento: fue una demostración de fuerza del ecosistema empresario mendocino. En un país donde la macro se mueve entre tensiones externas y reformas internas, Mendoza eligió enviar un mensaje claro: hay clima de negocios, hay proyectos y hay capital dispuesto a escuchar.
La provincia se posiciona como un territorio donde la palabra “inversión” no es un slogan, sino una agenda concreta. Y en un momento donde la confianza es un activo escaso, reunir a 1.500 actores del sector privado es, en sí mismo, un gesto político.
Shell Argentina formalizó su incorporación como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), la plataforma educativa creada por la industria para formar el talento técnico que demandará la expansión del no convencional. La adhesión coloca a la compañía dentro de un esquema colaborativo que ya integran YPF, TotalEnergies, Vista, Chevron y Pluspetrol, junto a más de 20 empresas de servicios.
Del acto participaron Germán Burmeister (Shell Argentina, Chile y Uruguay), Horacio Marín (YPF) y Lisandro Deleonardis (IVM). La llegada de Shell refuerza el peso institucional de un proyecto que apunta a resolver uno de los desafíos más críticos del sector: la disponibilidad de mano de obra calificada, con formación específica y estándares alineados a la operación real de Vaca Muerta.
El IVM brindará capacitación técnica gratuita, con certificación del Consejo Provincial de Educación de Neuquén. Su inauguración será el 16 de marzo en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde funcionarán simuladores, laboratorios y talleres equipados con tecnología de última generación. Una segunda sede en Río Neuquén contará con un pozo escuela para prácticas de campo.
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Para Shell, la formación de talento es un componente estratégico. “La educación y la formación de talentos son pilares fundamentales para el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Burmeister. La visión coincide con la de YPF, que impulsa un modelo de capacitación colaborativa para sostener la productividad, la eficiencia y la seguridad en operaciones cada vez más complejas.
La red del IVM incluye a Halliburton, San Antonio, DLS Archer, Calfrac, PECOM, Clear, Duralitte, NOV, SIAM y otras compañías clave de la cadena de valor. El objetivo es acelerar la formación de perfiles técnicos preparados para incorporarse rápidamente a la actividad, en un contexto donde la demanda laboral crece al ritmo de nuevos proyectos, más equipos y mayor infraestructura.
Visión Runrún
La incorporación de Shell al Instituto Vaca Muerta consolida un movimiento estratégico de toda la industria: profesionalizar el capital humano para sostener la curva de crecimiento del shale. La formación técnica deja de ser un complemento y pasa a ser infraestructura esencial, al mismo nivel que ductos, plantas y equipos. El IVM es la apuesta colectiva para que Vaca Muerta pueda competir globalmente con productividad, seguridad y talento propio.
La empresa Alberta realizará el 17 de marzo en Buenos Aires la primera edición de Vaca Muerta Experience, un encuentro orientado a inversores interesados en proyectos inmobiliarios vinculados al desarrollo energético de la cuenca.
El evento se hará desde las 16 en el SUM Terraza de Avenida Corrientes 420 y reunirá a inversores individuales e institucionales en una ronda de negocios enfocada en oportunidades asociadas al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.
El eje central será la presentación de Añelo Boulevard, un desarrollo urbano pensado para cubrir la demanda corporativa que generan las operaciones petroleras. El proyecto se ubicará en Añelo, considerado el principal centro operativo de Vaca Muerta, y abarcará 20 hectáreas divididas en 16 manzanas. Incluirá 1.128 unidades funcionales destinadas al alojamiento de trabajadores y equipos vinculados a la industria energética.
Según el plan presentado por Alberta, el complejo tendrá capacidad para 3.773 camas, orientadas principalmente a operadoras petroleras y empresas de servicios. Durante el encuentro, los asistentes podrán evaluar oportunidades de participación como inversores dentro del desarrollo inmobiliario.
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El CEO de Alberta, Federico Kreplak, explicó que el evento fue diseñado para quienes buscan involucrarse en el crecimiento de uno de los polos de inversión más relevantes del país. La jornada incluirá presentaciones de oportunidades concretas, además de espacios de networking entre empresas, inversores y actores del sector energético.
La propuesta también busca conectar a inversores que ya participan en Vaca Muerta con aquellos interesados en ingresar al negocio inmobiliario vinculado a la actividad petrolera. En los últimos años, Alberta desarrolló distintos proyectos de infraestructura logística en la región, entre ellos parques logísticos en Neuquén, Añelo y Fernández Oro, destinados al almacenamiento, tránsito pesado y manejo de cargas.
La firma también informó el desarrollo de un software de gestión hotelera y la creación de una unidad de seguridad privada habilitada en la provincia para brindar servicios de vigilancia y monitoreo en complejos habitacionales e industriales.
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A estos servicios se suman propuestas de facility management, mantenimiento y limpieza orientadas a la operación de instalaciones vinculadas al sector energético.
En paralelo, Alberta participa en obras vinculadas al transporte de gas producido en Vaca Muerta. Junto a IDERO, la compañía fue adjudicada para construir y equipar obradores en General Acha, Doblas y Chacharramendi, localidades asociadas al sistema de transporte operado por Transportadora de Gas del Sur (TGS).
Tesis Runrún
Vaca Muerta empieza a generar su propio ecosistema de inversión fuera de Neuquén. El Experience del 17 de marzo busca ampliar la base de capital para proyectos urbanos y logísticos que hoy corren detrás del ritmo de producción. Añelo necesita infraestructura para sostener la próxima fase del shale, y el mercado inmobiliario se convierte en un actor clave para esa expansión.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, participó en Nueva York de la ceremonia de apertura del Nasdaq MarketSite en Times Square, uno de los actos más emblemáticos del sistema financiero internacional. La actividad se realizó en el marco de la Argentina Week, una agenda institucional que reúne a autoridades públicas, gobernadores, inversores y representantes del sector financiero con el objetivo de fortalecer vínculos con los mercados de capitales y promover oportunidades de inversión.
Latorre formó parte del tradicional toque de campana del Nasdaq, ceremonia que marca oficialmente el inicio de la jornada bursátil a las 9.30 de la mañana (hora del este de Estados Unidos). La ministra estuvo acompañada por el CEO de Impulsa Mendoza, Sebastián Piña, y por el presidente de BYMA (Bolsas y Mercados Argentinos), Claudio Zuchovick, y el CEO, Gonzalo Pascual Merlo, en una actividad que suele contar con la participación de ejecutivos de empresas, líderes institucionales y representantes del ecosistema financiero global.
La presencia de Mendoza en este evento se enmarca en la estrategia provincial de posicionamiento internacional y promoción de inversiones, particularmente en sectores vinculados a la energía, la minería y el desarrollo de infraestructura.
Tras la ceremonia de apertura, la ministra mantuvo un encuentro de trabajo con autoridades de Nasdaq. “Estuvimos en la apertura de Nasdaq y luego mantuvimos una reunión con Jameel Johnson, vicepresidente, y Edward S. Knight, vicepresidente ejecutivo adjunto de Nasdaq”, explicó Latorre.
Durante el intercambio se abordó la relación estratégica entre el sector tecnológico global y el desarrollo de proyectos vinculados a los recursos naturales y la transición energética.
“Los principales clientes de Nasdaq son las empresas tecnológicas, y los principales consumidores de la minería son las empresas tecnológicas. Entonces estuvimos conversando sobre cómo construir el ecosistema necesario para que se desarrollen las inversiones que permitan impulsar proyectos de minería y de energía, que son fundamentales para el crecimiento y la expansión de las empresas tecnológicas en el mundo”, señaló la ministra y destacó que Nasdaq “ofrece oportunidades de financiamiento para la actividad minera”.
La delegación mendocina, que acompaña al Gobernador Alfredo Cornejo, prevé presentar a potenciales inversores distintas iniciativas vinculadas a sectores estratégicos de la economía provincial, que requieren importantes niveles de financiamiento internacional para su desarrollo. La agenda incluye encuentros con representantes de fondos de inversión, bancos y operadores del mercado financiero interesados en proyectos de energía, minería, infraestructura y transición energética.
El Nasdaq (National Association of Securities Dealers Automated Quotation) es la segunda bolsa de valores electrónica más grande de Estados Unidos, detrás de la Bolsa de Nueva York. Se caracteriza por su fuerte vinculación con compañías tecnológicas y sectores de innovación, y reúne más de 3.800 empresas que cotizan en su plataforma. Entre sus principales índices se encuentran el Nasdaq Composite y el Nasdaq-100, que agrupan a algunas de las compañías más influyentes del ecosistema tecnológico global.
El Gobierno de Río Negro continúa promoviendo instancias de participación ciudadana en el marco de proyectos estratégicos para el desarrollo provincial. En ese contexto, la comunidad de Cerro Policía se prepara para la Audiencia Pública del Proyecto Parque Eólico Cerro Policía de 300 MW, que se realizará el próximo 19 de marzo.
La audiencia se desarrollará en la Escuela N°193 “José Sabino Rojas” de la localidad y forma parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental que lleva adelante la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático. Su objetivo es poner a disposición de la ciudadanía toda la información del proyecto y permitir que vecinos, organizaciones e instituciones puedan realizar observaciones, aportes y opiniones antes de la toma de decisiones por parte de la autoridad ambiental.
En las semanas previas se desarrollaron instancias informativas en territorio. En estos encuentros participaron equipos técnicos provinciales, representantes de la empresa proponente y autoridades locales, generando un espacio de diálogo directo con la comunidad.
El proyecto propone generar energía eléctrica a partir del viento, incorporando 300 MW de energía renovable al sistema eléctrico nacional y contribuyendo a diversificar la matriz energética. La iniciativa se ubica en el departamento El Cuy, y contempla la actualización del Estudio de Impacto Ambiental para evaluar los efectos ambientales y sociales asociados a nuevas tecnologías de aerogeneradores.
Este proceso forma parte de la política provincial orientada a impulsar inversiones energéticas con evaluación ambiental rigurosa, participación ciudadana y reglas claras para el desarrollo. En esa línea, el Gobernador Alberto Weretilneck impulsa una agenda que busca consolidar a Río Negro como protagonista de la nueva etapa productiva vinculada a la energía y al desarrollo económico sostenible.
Las personas interesadas en participar como expositoras o conocer el proyecto pueden inscribirse y acceder a la documentación completa en el sitio web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro, donde se encuentra publicado el Estudio de Impacto Ambiental y la información del proceso de Audiencia Pública.
La audiencia pública constituye una herramienta central para garantizar transparencia en la evaluación de los proyectos y para que la comunidad pueda expresar su mirada sobre iniciativas que impactan en el futuro productivo de la provincia.
El Grupo Gilinski concretó la compra de un 20% de las acciones de la petrolera GeoPark, en una operación valorada en 107 millones de dólares. La adquisición incluye la compra de 12.876.053 acciones ordinarias a un precio unitario de 8,31 dólares, lo que le permitió al conglomerado obtener además dos sillas dentro del directorio de nueve miembros de la empresa.
La transacción se realizó a través de Colden Investments S.A., filial del Grupo Gilinski, bajo un acuerdo que impide la venta de estas acciones durante los próximos 18 meses. Sin embargo, se prevé la posibilidad de que el grupo aumente su participación hasta un 32% en el plazo de un año, siempre que cuente con la aprobación del directorio.
El Grupo Gilinski destacó que GeoPark presenta oportunidades para expandir sus adquisiciones y participar en nuevos bloques de exploración en Colombia. Además, valoró la presencia de la petrolera en la formación de Vaca Muerta, en Argentina, y consideró que la situación actual en Venezuela podría abrir nuevas posibilidades para la compañía.
Por su parte, GeoPark, que recientemente compró la totalidad de los activos colombianos de la petrolera canadiense Frontera Energy por 375 millones de dólares, afirmó que la inversión recibida fortalecerá su capacidad para realizar futuras fusiones y adquisiciones. Asimismo, permitirá financiar desarrollos orgánicos de alto retorno en Colombia y Argentina, además de respaldar la solidez financiera de la empresa.
Felipe Bayon, CEO de GeoPark, destacó la incorporación del Grupo Gilinski: “Su inversión reconoce la fortaleza de nuestra plataforma en Colombia y el potencial de crecimiento incorporado en nuestra estrategia de desarrollo en Argentina”.
El mundo que conocíamos, sostenido por la ilusión de una energía barata y globalizada, acaba de fracturarse. Mientras lees esto, el mapa geopolítico se está redibujando en las aguas del Estrecho de Ormuz. No estamos ante un simple hipo en los mercados; estamos presenciando el nacimiento de una era donde la energía no solo es poder, sino un arma de supervivencia.
Con el precio del crudo Brent coqueteando con los tres dígitos y el gas natural duplicando su valor en semanas, la pregunta ya no es cuánto subirá la nafta, sino qué países lograrán mantener sus luces encendidas y sus industrias a flote.
El “Tapón” del Mundo: El Factor Ormuz
La gran diferencia entre este conflicto y los roces previos en Medio Oriente es la amenaza directa sobre el Estrecho de Ormuz. Este estrecho es el conducto por donde circula aproximadamente el 20% del petróleo y el 25% del Gas Natural Licuado (GNL) global, y cualquier fricción ahí se traduce instantáneamente en pánico en los mercados de Londres y Nueva York.
El mercado no teme a los precios altos, teme a la incertidumbre de suministro. Si el Estrecho de Ormuz se cierra de forma prolongada, los analistas más conservadores ya no descartan un Brent superando los u$s120.El ataque a infraestructuras en Qatar y la falta de seguros marítimos han dejado a más de 150 buques tanque en un “limbo” logístico, disparando los costos de fletes y las primas de riesgo de guerra de manera exponencial. La resiliencia de la economía global está a prueba. A diferencia de 1973, hoy tenemos más renovables, pero nuestra base industrial y el transporte pesado siguen siendo rehenes de los hidrocarburos.
El salto en los precios del petróleo: datos crudos
El efecto dominó: inflación y hambre
El impacto trasciende las estaciones de servicio y golpea tres pilares de la economía mundial:
El “Shock” Inflacionario
Los bancos centrales, que a principios de año se preparaban para relajar la política monetaria, ahora están en alerta máxima. Por cada $10 que sube de forma permanente el barril de petróleo, la inflación en las economías avanzadas tiende a subir entre un 0.5% y 0.7%. Esto significa que las tasas de interés se mantendrán “altas por más tiempo”, frenando el crecimiento global.
El Dilema de la Seguridad Alimentaria
No hay que olvidar que el gas es el insumo principal para producir urea y fertilizantes. El salto del 100% en el precio del gas impactará directamente en los costos de la siembra, lo que se traducirá en alimentos más caros en los próximos 6 a 12 meses.
Ganadores y Perdedores Geográficos
Importadores Netos (Europa y Asia): Europa está en una posición delicada. Con niveles de almacenamiento de gas más bajos que en 2025, la dependencia del GNL de Medio Oriente la vuelve extremadamente vulnerable a cortes de suministro.
Productores (América): Países como Argentina (con Vaca Muerta), Brasil y Estados Unidos ven una ventana de oportunidad para exportar a precios récord, pero este beneficio se ve opacado por el aumento de los costos de importación de combustibles refinados y la inflación interna.
Vaca Muerta: el “puerto seguro” del hemisferio
Para Argentina, este conflicto en Medio Oriente actúa como un acelerador de partículas para Vaca Muerta. Con el Brent rozando los u$s100, el shale argentino no solo es rentable, es una necesidad global.
La crisis en el Estrecho de Ormuz ha modificado los fundamentos financieros de los proyectos en la cuenca neuquina, y modificado el tablero:
Rentabilidad disparada: El “break-even” (punto de equilibrio) de Vaca Muerta se sitúa hoy por debajo de los $40 el barril. Con precios de u$s90+, el retorno de inversión se acelera de 5 a 3 años.
Imán de capitales: Los fondos de inversión están retirando capital de proyectos en zonas de conflicto (como el Mediterráneo Oriental o el Golfo Pérsico) para colocarlos en cuencas de bajo riesgo geopolítico. Argentina, a pesar de su macroeconomía, hoy se ve como un “Oasis de Estabilidad” en términos de seguridad física de la infraestructura.
El GNL como prioridad nacional: La urgencia de Europa por reemplazar el gas qatarí bloqueado en Ormuz ha puesto los proyectos de las plantas de licuefacción (GNL) en la costa argentina en “vía rápida”. Se espera que los anuncios de inversión para la segunda etapa de las plantas superen los u$s15.000 millones antes de fin de año.
Servicios al límite: No todo es color de rosa. Con una proyección de crecimiento del 40% para este año, para suplir la falta de energía global, las empresas de servicios (fractura, perforación y logística minera) están operando al 100% de su capacidad.
Jugadores Dominantes: Empresas grandes como YPF o PAE están en una posición de fortaleza para absorber áreas de compañías más pequeñas que carecen del capital necesario para perforar al ritmo exigido por la demanda mundial.
Precios de los combustibles: El aumento del petróleo global presiona los precios internos de los combustibles. El desafío del gobierno será no “ahogar” a las petroleras con techos de precios mientras intenta frenar la inflación.
Europa: supervivencia vs. soberanía
Europa está viviendo su segundo “invierno de descontento” energético en menos de cinco años. La crisis de 2022 fue por Rusia; la de 2026 es por el colapso logístico en Medio Oriente.
Europa cometió el error de cambiar la dependencia del gas ruso por la del GNL de Medio Oriente y de EEUU. Pero con el Estrecho de Ormuz bajo fuego, el 25% de su suministro de gas desapareció de la noche a la mañana.
La guerra ha forzado a Europa a jugar a dos bandas para evitar el colapso:
Corto plazo: Reactivación de plantas de carbón (Alemania y Polonia) y subsidios masivos para frenar facturas de luz que ya son un 300% más caras que el marzo 2025.
Largo plazo: Aceleración de la meta renovable 2030 para el 2028 y financiamiento récord para la economía del hidrógeno verde.
Estamos ante el fin de la era del “energía barata y globalizada”. El 2026 marcará el año en que el mundo se dividió en bloques energéticos regionales. Argentina tiene la oportunidad histórica de ser el proveedor clave del bloque occidental, siempre que la infraestructura (gasoductos y puertos) esté a la altura del desafío.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, minimizó el impacto global del encarecimiento del precio del petróleo. El mandatario no reparó en los temores por la continuidad del conflicto en Medio Oriente, que no parece tener un fin cercano,
En su red Truth Social, el líder republicano escribió que los precios del petróleo son “un precio muy bajo a pagar por la seguridad y la paz de Estados Unidos y del mundo”. “Caerán rápidamente cuando termine la destrucción de la amenaza nuclear iraní”, aseguró el mandatario norteamericano.
Sin embargo, un portavoz del gobierno de Irán, luego de condenar los ataques a pozos petroleros de su país, advirtió con contramedidas similares.
“Y si pueden soportar que los precios del petróleo superen los 200 dólares por barril, entonces continúen con este juego”, advirtió.
Durante una entrevista con ABC News el domingo, Trump también reconoció que la subida del petróleo “es un pequeño fallo” en el contexto de los ataques militares que terminaron en la muerte del Ayatolá Alí Jamenei y que actualmente también se dirigen a instalaciones petroleras iraníes.
“Tuvimos que tomar este desvío. Sabía exactamente lo que iba a pasar”, aseguró, según consigna EFE, quien también destacó las declaraciones del secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, donde en CNN afirmó que no tienen planes de atacar la industria energética de Irán, distanciándose de los ataques de Israel sobre depósitos locales de combustibles.
El titular de YPF, Horacio Martín, prometió que la empresa estatal, que maneja el 50% de la ventas en el país “no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso honesto con los consumidores”.
“Trabajamos con una estrategia de micropricing (estrategia de precios variables) para ir analizando los precios día a día, semana a semana” por el cual “podremos atenuar picos de aumento y bajas dando mayor previsibilidad a los consumidores, teniendo un precio más estable”, dijo Martín a través de la red X.
Y advirtió que “la volatilidad y la incertidumbre no genera valor real sino especulación de corto plazo y nosotros buscamos ser confiables en el tiempo”.
COMPROMISO HONESTO CON LOS CONSUMIDORES
Entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio internacional del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición.@YPFoficial no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y… pic.twitter.com/tS0ZkG9uoM
Después de tocar temprano un pico de US$ 120 –el valor más alto en los últimos cuatro años, desde la invasión de Rusia a Ucrania en 2022–, la cotización del crudo bajóaUS$ 101,48 este lunes a la mañana en el Brent, indicador de Europa que se usa como referencia en la Argentina, junto con el WTI, de Texas, para determinar los precios locales.
La inflación en la Ciudad de Buenos Aires fue de 2,6%, durante febrero según informó este lunes el Instituto de Estadística y Censos porteño (Idecba), y con esa cifra el Índice de Precios al Consumidor (IPC) de CABA acumuló una suba del 5,7% en el primer bimestre de 2026 y una variación interanual del 32,4%.
A pesar de que Vaca Muerta es la segunda formación shale con más gas natural en su interior en el mundo, la combinación de los incidentes bélicos en Medio Oriente con los cambios de reglas del mercado del gas en Argentina, ponen a la seguridad del suministro para el pico del próximo invierno en un escenario de incertidumbre.
Al respecto, el CEO de SAESA, Juan Bosch, aseguró en diálogo con RIO NEGRO RADIO que, de cara a garantizar que no habrá cortes de gas en este invierno, «es algo poco alentador que en 2026 digamos esto, pero va a depender de la meteorología».
Esto se debe a que si bien la disparada del precio del petróleo, que ayer lunes perferó el techo de los 100 dólares es lo que captura la atención, el mercado global del gas natural licuado (GNL) se ha visto aún más afectado, no solo por el cierre del Estrecho de Ormuz, por el que pasaba el 20% del GNL del mundo, sino porque uno de los mayores productores de GNL del mundo como es Qatar debió frenar su producción al no poder transportarla.
Desde el inicio de los ataques, la cotización en el mercado TTF se disparó cerca de un 60%, y de momento las proyecciones indican que podría llegar a los 20 dólares por MBTU, una suba del 100% justo para la temporada en la que Argentina deberá importar, pero además con un cambio en la forma de importación local que aún no está definido.
«El tema es que en GNL no hay tanta opción de proveedor a diferencia de lo que ocurre en petróleo. Entonces su prcio dependerá en gran medida de cuán pronto finalice este conflicto y a la eventual reanudación de la planta de GNL de Qatar, que representa un quinto de la producción mundial y además la liberación de las rutas», indicó Bosch pero explicó que «en cualquier caso, aún no estamos ni en situación de ponernos a comprar. Hay que ver primero quién va a ser el responsable de comprar y a partir de ahí ver cómo está la coyuntura internacional en ese momento, que va a ser recién a fines de abril».
Indefiniciones en el mercado interno
Según explicó, la previsión que desde el gobierno nacional se había hecho para este año es de una necesidad de 20 cargamentos de GNL para este invierno, un poco menos que los 27 importados el año pasado.
Pero Bosch detalló que si ya es de por sí complejo el escenario de precios y proveedores, hay dos factores de indefinición más puertas adentro de Argentina: la reforma de las rutas de transporte dentro del país y la definción de la empresa privada que por primera vez desde 2008 reemplazará a la estatal Enarsa en la importación del GNL.
Bosch detalló que actualmente «se están definiendo en el mercado las rutas de transporte. En el transporte de gas en Argentina, Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS) tienen asignado a distintos tipos de usuario y fueron asignados teniendo en cuenta cómo se producía gas en Argentina. Concretamente, la Cuenca Norte aportaba unos 20 a 24 millones de metros cúbicos hace unos cuantos años y hoy no aporta prácticamente nada, aporta 2,5 millones de metros cúbicos. Entonces, se está rerruteando el gas, por decirlo de alguna manera. Y esa reasignación hace que los que no tenían transporte ahora tengan que buscar alguna solución».
El titular de SAESA explicó que «es muy importante asegurarse el abastecimiento de gas y de transporte y se están realizando todas las negociaciones de contrato de que tradicionalmente ocurrían entre abril y mayo para comenzar el primero de mayo, pero ahora están dándose anticipadamente».
Se requieren 20 cargamentos, pero no hay aún importador
Y justo a esto se da la indefinición del cargador privado que reemplazará a la estatal Enarsa en la importación del GNL necesario para cubrir el pico invernal. En este punto, Bosch marcó que «recién a fines de abril se va a saber el cargador», por el plazo de la licitación que recién lanzó Nación el lunes pasado.
Ante lo cual, consultado sobre las garantías que tiene el país de no volver a sufrir un corte de servicio de gas como sucedió el año pasado con las estaciones de servicio de GNC, reconoció que «es algo poco alentador que en el 2026 digamos que esto depende de la meteorología, pero es importante tener presente dos elementos. Primero, que muchos años de desinversión y de financiamiento del sector no es tan fácil de solucionarlo. Todavía falta mucha construcción de gasoductos, no solo a nivel troncal, sino también a nivel distribución. Y segundo está el desafío cultural. Hay una cultura en muchos hogares de no cuidado de este recurso que es un recurso escaso porque no lo hemos pagado a lo que valía».
Felipe Bayon, CEO de GeoPark; con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
GeoPark, la compañía independiente de petróleo y gas, anunció que se sumará al Programa Provincial de Becas “Gregorio Álvarez” con un aporte de US$ 250.000, en un encuentro con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
La compañía señaló que la contribución se enmarca en su estrategia de inversión social y en su visión de desarrollo de largo plazo en la provincia. Según informó, el objetivo es acompañar la iniciativa educativa del Gobierno neuquino y contribuir al fortalecimiento del capital humano en el territorio.
Aporte al programa de becas
“Producir energía de manera responsable es el punto de partida. El desafío real es que ese desarrollo deje capacidades instaladas en el territorio. En Neuquén, el talento local es un activo estratégico. Invertir en educación es fortalecer la competitividad de sus habitantes y darle sustentabilidad al desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Felipe Bayon, CEO de la empresa.
Desde la compañía indicaron que el aporte forma parte de un esquema más amplio orientado a promover mejores condiciones de vida en las comunidades donde opera, con foco en el acceso a la educación como herramienta de movilidad social y desarrollo productivo.
Crecimiento de Vaca Muerta
En ese sentido, destacaron que el crecimiento de Vaca Muerta implica una creciente demanda de talento y capacidades técnicas, por lo que ampliar oportunidades educativas también contribuye a consolidar un ecosistema competitivo y sostenible en la provincia.
GeoPark recordó además su trayectoria regional en programas vinculados a la educación. Desde 2014 impulsa el Programa de Becas Universitarias para Mujeres en Ciencias e Ingenierías en distintos países de América Latina. En Colombia, donde opera desde hace más de 14 años, mantiene un convenio con la Universidad Nacional Abierta y a Distancia (UNAD), que permite a jóvenes del departamento de Casanare cursar estudios profesionales.
Con su incorporación al programa “Gregorio Álvarez”, la empresa inicia una etapa de articulación con el Gobierno provincial orientada a integrar inversión, empleo y formación como ejes de su estrategia de crecimiento en Neuquén.
Un ataque atribuido a Irán impactó este lunes en la principal refinería de Baréin y provocó un incendio en el complejo petrolero de Al-Ma’ameer, el corazón de la industria energética del pequeño reino del Golfo.
El ataque alcanzó instalaciones operadas por la petrolera estatal Bapco Energies y generó daños materiales en la planta, aunque las autoridades informaron que no se registraron víctimas mientras los equipos de emergencia trabajaban para controlar el fuego.
Tras el impacto, la compañía anunció la activación de la cláusula de fuerza mayor en sus envíos de petróleo, una medida que le permite suspender compromisos comerciales debido a un evento extraordinario fuera de su control.
La refinería atacada es la única del país y uno de los activos estratégicos de Baréin. El complejo, ubicado en la zona industrial de Al-Ma’ameer, fue modernizado recientemente para elevar su capacidad de procesamiento a unos 380.000 barriles diarios y aumentar la producción de combustibles refinados.
A pesar del daño en las instalaciones, la empresa aseguró que el suministro de combustibles para el mercado interno continuará garantizado gracias a planes de contingencia ya establecidos.
El episodio se produce en medio de una escalada militar en Medio Oriente que comenzó a fines de febrero y que ya tiene impacto directo sobre la infraestructura energética de la región. En los últimos días, instalaciones petroleras y gasíferas en distintos países del Golfo también fueron alcanzadas por ataques con misiles y drones.
La ofensiva sobre activos energéticos clave empieza a generar inquietud en los mercados internacionales. Con interrupciones en producción y exportaciones en varios países de la región, los analistas advierten que el conflicto podría trasladar rápidamente la tensión geopolítica al mercado global del petróleo.
Baréin, un archipiélago de apenas 33 islas y unos 1,6 millones de habitantes, es uno de los productores más pequeños del Golfo, pero su infraestructura energética tiene un valor estratégico dentro de las rutas petroleras de la región. El ataque a su principal refinería vuelve a poner en evidencia la vulnerabilidad de ese sistema frente a la escalada del conflicto.
El concepto de «última milla» suele asociarse a la logística física, pero en el sector de los servicios públicos, representa la frontera crítica donde la distribución de energía, gas y agua se encuentra con el consumidor. Gustavo Casaforte, fundador y CEO de Widergy, define este espacio como el núcleo de una transformación necesaria para la cual desarrolla soluciones de Internet de las Cosas y software para evolucionar la manera en que las organizaciones gestionan y consumen servicios públicos.
La suite de soluciones ya opera en 30 compañías a través de siete mercados regionales, explica el directivo al reseñar que «la propuesta de valor se centra en una plataforma unicanal de experiencia digital que actúa como el vehículo para todo contacto con el cliente. A diferencia de soluciones genéricas de atención, esta tecnología está diseñada específicamente para el lenguaje energético».
«Esta plataforma está focalizada en la experiencia de consumidores energéticos; no es lo mismo mandar una factura que explicársela de manera personalizada a un cliente que tiene un medidor inteligente, dándole proyecciones y estadísticas para que le saque valor a la información», señaló Casaforte en diálogo con EconoJournal.
El modelo de implementación que proponen es híbrido, combinando una base estándar de más de 300 funcionalidades con una capa de personalización profunda. Esto permite que cada empresa de servicios potencie su propia marca digital sobre activos tecnológicos ya probados. Según el CEO, «el objetivo es llevar el modelo fintech a las utilities, y que los proveedores de servicios energéticos se vean como fintech en lo que es su relación y experiencia digital con los consumidores».
Digitalización de servicios en la Argentina
En términos de madurez tecnológica, el directivo destacó que la Argentina lidera la región en evolución digital dentro del sector, aunque el desafío es dejar de compararse con pares de la misma industria para mirar a referentes de las telecomunicaciones, los medios de pago o la banca privada. Esta visión responde a que más del 50% de la base de clientes en Argentina son millennials y centennials que exigen inmediatez y autogestión, lo que Casaforte denomina el concepto de One Stop Shop.
«El cambio es empezar a ver al cliente desde el cliente. Si mañana un usuario necesita carga eléctrica, un nuevo plan tarifario o un sistema de energía distribuida, debe encontrarlo todo bajo un mismo paraguas digital», afirmó. Esta integración busca reducir la fricción en industrias que tradicionalmente operaron en «silos tecnológicos», donde cada unidad de negocio le habla al usuario de forma fragmentada, aumentando los costos y la insatisfacción.
Gustavo Casaforte, fundador y CEO de Widergy.
La eficiencia operativa es el otro gran motor de esta transformación, y el paso de la atención física o telefónica hacia los canales digitales no solo mejora la experiencia, sino que reduce drásticamente los costos. Casaforte citó ejemplos concretos de grandes clientes que pasaron de resolver el 44% de sus contactos por vía digital a un 75%, logrando que el peso del call center caiga del 39% al 13%. «No solo convertís contactos físicos a digitales, sino que despertás contactabilidad dormida de usuarios que no querían llamar por teléfono», añade.
Sin embargo, la implementación enfrenta barreras culturales y regulatorias, y ante eso las compañías de servicios públicos suelen ser estructuras tradicionales a las que les cuesta convertir su fuerza de trabajo. Para mitigar esto, Widergy integró inteligencia artificial en sus procesos, permitiendo reducir los tiempos de implementación de meses a semanas. «Usamos IA para automatizar la integración con sistemas heredados del cliente, acelerando la disponibilidad de nuestra plataforma incluso cuando falta madurez tecnológica», explicó el CEO.
Respecto al marco regulatorio, Casaforte observó señales de modernización, especialmente en la desaregulación gradual de la comercialización. Aunque persisten obligaciones de mantener oficinas físicas o emitir facturas en papel, el directivo advierte que esperar al cambio legal para invertir en tecnología es un riesgo estratégico. «El punto es estar preparados para cuando el regulador permita reducir oficinas; si no tenés una estructura de canales digitales robusta, vas a sufrir morosidad y reclamos».
La comparación con mercados más avanzados como el europeo refuerza esta urgencia. Allí, la insatisfacción de los segmentos jóvenes con los proveedores energéticos es mayor que el promedio, impulsada por experiencias digitales deficientes. En la región, casos como el de Colombia muestran cómo «la liberalización del mercado está obligando a los ´monstruos´ tradicionales de servicios públicos a competir contra comercializadoras más ágiles y puramente digitales que seducen al cliente con una comunicación personalizada».
Widergy, que cuenta con un equipo de 100 personas en Buenos Aires y presencia en Colombia, Brasil y Chile, se presenta como el socio estratégico para esta transición. La visión de Casaforte es que la industria está ante su mayor transformación en décadas, impulsada por la electrificación y la comercialización libre. «La inversión en última milla tiene un repago inmediato porque ataca un dolor real: el espacio de reducción de costos operativos y la mejora de la satisfacción es todavía muy grande», resaltó.
Finalmente, para el especialista, el éxito de esta transformación «fintech» dependerá de la capacidad de las empresas para entender que su cliente es el mismo que ya opera con bancos digitales o plataformas de streaming. «La tecnología ya no ofrece límites -concluyó- y el desafío reside en la velocidad con la que las organizaciones puedan repensar sus procesos y adoptar una cultura de agilidad que el nuevo contexto energético«.
La operación se cerró por US$ 375 millones y un pago adicional de US$ 25 millones contingente al cumplimiento de ciertos hitos de desarrollo.
La empresa energética independiente GeoPark informó la concreción de una inversión estratégica mediante una transacción de capital privado en acciones públicas (PIPE) con Colden Investments S.A., una afiliada del grupo inversor liderado por Jaime Gilinski y Gabriel Gilinski.
Como parte del acuerdo, Colden invirtió aproximadamente US$107 millones para adquirir 12.876.053 de nuevas acciones ordinarias de la compañía a un precio de US$8,31 por acción. Con el cierre de la operación, la firma inversora pasa a controlar cerca del 20% de las acciones en circulación de GeoPark, convirtiéndose en su principal accionista.
La compañía señaló que el ingreso del nuevo socio estratégico se alinea con su objetivo de consolidarse como una plataforma independiente líder en petróleo y gas en América Latina, a partir de un crecimiento orgánico e inorgánico en distintos mercados de la región.
Foco en Colombia, Vaca Muerta y oportunidades regionales
La estrategia de expansión de GeoPark contempla la consolidación de su presencia en Colombia, la expansión de sus operaciones en Vaca Muerta, en la Argentina, y la posibilidad de evaluar nuevas oportunidades en Venezuela si las condiciones regulatorias y de mercado evolucionan favorablemente.
Según el grupo inversor, GeoPark cuenta con una plataforma regional consolidada y una trayectoria de ejecución técnica y disciplina en la asignación de capital que podría facilitar procesos de consolidación y expansión en los principales mercados donde opera.
En Colombia, el interés estaría puesto en fortalecer la posición de la empresa mediante adquisiciones complementarias, mayor participación en bloques existentes y el desarrollo de áreas subexploradas. En Argentina, el desarrollo de proyectos en Vaca Muerta aparece como uno de los ejes del crecimiento de mediano plazo.
Incorporación al directorio y esquema de gobernanza
Como parte del acuerdo, Colden obtuvo el derecho a nominar dos miembros en el directorio de nueve integrantes de GeoPark, mientras mantenga una participación cercana al 20%. Si su participación superara el 28%, podría nominar un tercer director.
Gabriel Gilinski se incorporó de manera inmediata al directorio de la compañía. El ejecutivo es presidente del directorio de Grupo Nutresa y participa en la plataforma global de inversiones del Grupo Gilinski.
El acuerdo también incluye un período de bloqueo de 18 meses durante el cual Colden no podrá vender sus acciones, además de ciertas limitaciones para incrementar su participación accionaria sin aprobación del directorio durante los próximos 12 meses.
El directorio mantendrá en todo momento una mayoría de miembros independientes conforme a los estándares de la New York Stock Exchange. Refuerzo del balance y capacidad para nuevas inversiones De acuerdo con la compañía, los fondos obtenidos a través de la transacción se destinarán a fortalecer la flexibilidad financiera y apoyar diferentes iniciativas estratégicas.
Entre los posibles usos del capital se incluyen la búsqueda de oportunidades de fusiones y adquisiciones, el financiamiento de desarrollos orgánicos en Colombia y Argentina, el mantenimiento de un balance sólido y el apoyo a otras iniciativas corporativas orientadas a la generación de valor de largo plazo.
En el comunicado, el CEO de la compañía, Felipe Bayon, señaló que la inversión refleja confianza en los activos, el equipo y la estrategia de crecimiento de la empresa, al tiempo que contribuirá a reforzar la capacidad de ejecución de su hoja de ruta regional.
Grupo inversor con presencia internacional
El Grupo Gilinski es uno de los conglomerados de inversión más diversificados de América Latina, con participaciones en sectores como servicios financieros, alimentos, medios de comunicación, bienes raíces y consumo, tanto en la región como en Europa.
Entre sus operaciones recientes se destacan su participación en la transformación del Grupo Nutresa y su rol en la recapitalización de Metro Bank en el Reino Unido.
La incorporación del grupo como accionista de referencia representa un cambio relevante en la estructura accionaria de GeoPark y busca respaldar la siguiente etapa de expansión de la compañía en el sector energético regional.
La Cancillería argentina acompañó las gestiones que permitieron concretar el primer contrato de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) argentino con destino a Europa, firmado entre la empresa alemana SEFE, proveedora y distribuidora global de energía, y el consorcio argentino Southern Energy S.A., integrado por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).
El acuerdo, que se firmó en Alemania, consolida el posicionamiento de nuestro país como proveedor confiable de energía a nivel global. El proceso que condujo a este resultado se impulsó a partir de la visita bilateral del Presidente Javier Milei a Berlín en junio de 2024, instancia en la que se promovió el fortalecimiento del vínculo energético entre ambos países.
En ese marco, la Cancillería argentina desempeñó un rol activo en el desarrollo de las gestiones que permitieron avanzar hacia este acuerdo, ya que facilitó el diálogo con autoridades y empresas alemanas, acompañó las negociaciones comerciales y brindó apoyo diplomático para su concreción. Estas acciones se enmarcan en la estrategia de política exterior orientada a potenciar las exportaciones argentinas, atraer inversiones y contribuir a la diversificación energética de Europa.
El contrato prevé el suministro de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, con inicio de entregas estimado para fines de 2027. La operación se sustentará en dos buques de licuefacción que operarán en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.
Este hito marca el ingreso efectivo de la Argentina al mercado global de GNL, en un contexto internacional de reconfiguración y diversificación energética. El contrato tendrá un impacto estructural en la economía nacional: incrementará las exportaciones energéticas, generará un flujo sostenido de divisas y permitirá monetizar el desarrollo de Vaca Muerta. Asimismo, el proyecto prevé la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, con fuerte participación de la cadena de valor regional, impulsando el desarrollo productivo federal y consolidando a la Argentina como actor relevante en la seguridad energética internacional.
En la foto (De izquierda a derecha): Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Rodolfo Freyre, Presidente de SESA; Betina Pasquali de Fonseca, embajadora argentina en la República Federal de Alemania; Doris Honold, miembro del Consejo de Supervisión de SEFE, Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; Dr. Egbert Laege; CEO de SEFE.
El ente regulador provincial EPRE pidió una audiencia pública donde se debata la infraestructura eléctrica minera de San Juan.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) le otorgó infraestructura energética de San Juan al proyecto de cobre Vicuña, operado por los gigantes mineros BHP y Lundin Mining, que construirá una línea en alta tensión, pero que también tendrá el control del corredor eléctrico del oeste de la provincia por 25 años. La decisión despertó críticas de otros actores del sector minero, del gobernador Marcelo Orrego y del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), que afirman que es una decisión ilegal y que tendrá impacto en sus desarrollos.
Fuentes ligadas al proyecto sanjuanino de cobre Los Azules, operado por la canadiense McEwen Copper y con participación de la principal minera del mundo Río Tinto y la automotriz Stellantis, indicaron a EconoJournal que presentaron una oposición a la decisión del ente regulador nacional. Este medio también supo de fuentes del sector que en el proyecto de cobreEl Pachón (operado por el gigante suizo Glencore) y el de oro Hualilán (a cargo de la australiana Challenger Gold) están trabajando en el mismo sentido, aunque no serían las únicos en plantear críticas.
Críticas al ENRE
Según entienden en el sector minero de San Juan, la decisión del ENRE pasa por alto al ente regulador provincial y deja en manos de Vicuña el control total de infraestructura eléctrica de alta tensión del nodo Nueva San Juan – Rodeo, donde también demandan energía otros proyectos. “El día de mañana, cualquier proyecto productivos de esta zona tendría que pedirle permiso y concretar acuerdos con Vicuña para el uso de la energía eléctrica”, indicó otra fuente consultada por EconoJournal.
El EPRE pidió la realización de una audiencia pública donde se debata esta infraestructura eléctrica y señaló en un comunicado que “el objetivo es asegurar que la integración de grandes proyectos industriales se realice mediante una planificación técnica rigurosa que no comprometa el servicio eléctrico actual ni el crecimiento proyectado de la provincia”. “Otorgar prioridades de uso sobre capacidades de transporte preexistentes sin la intervención de la provincia, y sin los debidos estudios técnicos, compromete la seguridad del sistema”, afirmó.
Contrapunto por el control de la línea eléctrica minera
El ENRE publicó el 20 de febrero en el Boletín Oficial la resolución 79. Allí le otorgó a Vicuñaprioridad en el uso de infraestructuraeléctrica del corredor minero del noroeste provincial, que abarca los departamentos de Iglesia y Calingasta, en la cordillera de los Andes. En concreto, la resolución le otorga a Vicuña “la prioridad de uso de la capacidad frente a terceros del 90% de la capacidad de transporte remanente (no uso residencial, por ejemplo) que, según los cálculos de Cammesa, alcanza al 71% de la capacidad total (854 MVA) de la línea Nueva San Juan-Rodeo, operando en 500 kV”.
BHP y Lundin tienen previsto realizar una obra de infraestructura eléctrica para abastecer al Distrito Vicuña, que integra a los yacimientos Josemaría y Filo del Sol y que, juntos, conforma el megaproyecto de cobre que tiene planificado invertir US$ 7.100 millones en San Juan. La construcción y el mantenimiento de la línea nueva estarán a cargo de Vicuña, que demandará 260 MW.
Allegados al proyecto Vicuña afirmaron a EconoJournal que la resolución del ENRE “no otorga control sobre la infraestructura eléctrica ni exclusividad sobre el sistema de transporte. El ENRE estableció la posibilidad de otorgar prioridad de uso frente a terceros sobre la capacidad incremental resultante de ampliaciones específicas”.
Además, señalaron que “la prioridad se vincula exclusivamente con obras de ampliación que serán ejecutadas y financiadas por el propio proyecto, y que se desarrollan sobre instalaciones del SADI”. “El sistema eléctrico argentino se rige por el principio de acceso abierto, lo que implica que cualquier proyecto que requiera energía puede presentar su solicitud de acceso a la capacidad de transporte y, en caso de ser necesario, proponer ampliaciones adicionales”, también sostuvieron.
Consultado por este medio, desde el ENRE indicaron que la resolución “cumple con la normativa” y que “habilita, a quien considere que la obra puede afectarlo o plantee una oposición, a que pueda realizar su presentación y se habilite el llamado a audiencia pública”. También indicaron que “este es un derecho que se asigna al que financia la repotenciación/construcción de una línea. Lo habilita la resolución 311 de 2025 de la Secretaria de Energía y el porcentaje de prioridad que se plantea, lo calculó Cammesa”.
Las obras que habilita la resolución del ENRE
En rigor, la resolución 79 del ENRE afirma que las obras que realizará Vicuña consisten en:
La construcción de la nueva Línea de Extra Alta Tensión de 500 kV entre la Estación Transformadora Rodeo y la Estación Transformadora Chaparro, de aproximadamente 167 kilómetros de longitud.
La provisión y montaje, en la Estación Transformadora Nueva San Juan, del campo 05 de 500 kV para la vinculación de la línea a la Estación Transformadora Rodeo (línea existente operada actualmente en 132 kV).
La construcción de la playa de 500 kV de la Estación Transformadora Rodeo en configuración interruptor y medio, con un banco de transformación con fase de reserva de 500/132/33 kV de 600 MVA y vinculación de la playa de 132 kV.
La construcción de la nueva Estación Transformadora Chaparro con tecnología GIS (Gas Insulated Switchgear), configuración interruptor y medio en 500 kV, doble barra en 220 kV y barra de transferencia, banco de transformación con fase de reserva de 500/220 kV – 450 MVA y dos salidas de línea en 220 kV a la Estación Transformadora Josemaría.
La desconexión de la línea Nueva San Juan-Rodeo de los campos de 132 kV en ambos extremos y su vinculación a sendos campos de 500 kV.
Los líderes internacionales han tenido dificultades para detener el avance del cambio climático, apelando a la colaboración global. Sin embargo, la guerra en Irán y la crisis energética que ha provocado han llevado a algunos analistas a considerar que el egoísmo y el nacionalismo podrían ser estrategias efectivas para avanzar en el uso de energías renovables nacionales, priorizando estas sobre los combustibles fósiles importados.
Los ataques a refinerías, el cierre de rutas de transporte marítimo para el petróleo y el gas natural, y el aumento de los precios del combustible deberían, según algunos expertos, hacer que incluso los gobernantes más reacios se inclinen hacia un futuro más limpio y menos dependiente de los combustibles fósiles.
No obstante, hay quienes son escépticos y advierten que un fenómeno similar ocurrió tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia, lo que llevó a muchos países europeos a recurrir al carbón, un combustible aún más contaminante.
El científico climático de la Universidad de Stanford, Rob Jackson, describió esta visión como una ilusión.
El secretario general de la ONU, António Guterres, tiene una perspectiva diferente. En un reciente comunicado, mencionó que la agitación en Oriente Medio resalta la vulnerabilidad del sistema energético global, que está estrechamente vinculado a los combustibles fósiles. Guterres subrayó que la energía renovable, que se produce a nivel local, es actualmente más económica y accesible que nunca, y no puede ser utilizada como un arma en conflictos.
Las cumbres climáticas anuales de la ONU, enfocadas en la cooperación, han tenido un impacto limitado. La última reunión en Brasil, conocida como COP30, no abordó de manera efectiva el uso de combustibles fósiles. Guterres expresó su descontento, afirmando que los resultados de la cumbre no cumplían con las necesidades actuales.
A pesar del crecimiento de las energías renovables, el uso de combustibles fósiles sigue en aumento. Esto genera emisiones de dióxido de carbono y metano que contribuyen al calentamiento global, exacerbando fenómenos climáticos extremos.
El profesor de clima y asuntos internacionales en Princeton, Michael Oppenheimer, advirtió que, al menos en los próximos cinco años, las reducciones de emisiones se llevarán a cabo de manera unilateral, dependiendo de las decisiones internas de cada país.
Caroline Baxter, del Council on Strategic Risks, señaló que el conflicto ya ha causado una desaceleración en el movimiento de combustibles fósiles hacia diversos puertos, lo que es crítico para naciones como Japón y Corea del Sur, que dependen de estas importaciones. Baxter sugirió que podría haber un giro hacia la energía verde, ya que ofrece más estabilidad que los combustibles fósiles.
Sin embargo, algunos analistas mantienen una postura escéptica. La invasión de Ucrania demostró que, a pesar de las interrupciones en el suministro de gas, la dependencia de los combustibles fósiles no disminuyó. En cambio, muchos países recurrieron a otros combustibles fósiles, como el carbón, que son más contaminantes.
Las decisiones energéticas que se tomen en este contexto podrían tener efectos duraderos en la lucha contra el cambio climático. A pesar de la guerra, las emisiones de gases de efecto invernadero seguirán aumentando, incluso con un posible aumento en el uso de energías renovables.
La guerra en sí misma también incrementará las emisiones. Los ejércitos del mundo son responsables de una parte significativa de las emisiones globales, superando a todos los países excepto a China, Estados Unidos e India. El consumo de combustible por parte de los ejércitos contribuye de manera considerable a este problema.
Esta situación plantea un dilema complejo: mientras que el conflicto podría impulsar un cambio hacia la energía renovable, la guerra misma produce emisiones que podrían anular cualquier avance en la transición energética.
La compañía energética PCR anunció que consiguió financiamiento de la Corporación Financiera Internacional (IFC), brazo financiero del Grupo Banco Mundial, para desarrollar y construir el Parque Eólico Olavarría, un proyecto que demandará una inversión total de US$ 275 millones y que apunta a fortalecer la generación renovable y la infraestructura eléctrica del país.
La iniciativa se desarrolla en conjunto con Acindar Industria Argentina de Aceros, del grupo ArcelorMittal, que utilizará la energía renovable generada por el parque para abastecer parte de sus operaciones industriales y avanzar en la descarbonización de su producción de acero.
El proyecto contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad instalada total de 185,6 megavatios. Además, incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 kilómetros que conectará el parque con la estación transformadora de Olavarría.
La iniciativa también prevé obras para ampliar la capacidad de transporte eléctrico del Sistema Argentino de Interconexión, mediante la repotenciación de equipamiento en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza.
Actualmente, el proyecto cuenta con aprobación dentro del esquema del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por el Gobierno argentino para promover proyectos de gran escala.
Uno de los aspectos más innovadores de la iniciativa es que será la primera generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al sistema eléctrico nacional.
Según estimaciones de la compañía, el parque generará energía limpia equivalente al consumo anual de unos 230.000 hogares, además de permitir la reducción de alrededor de 320.000 toneladas de emisiones de dióxido de carbono por año.
“Con esta inversión apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y la generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”, afirmó Makhtar Diop, director general de IFC.
Por su parte, el CEO de PCR, Martín Brandi, señaló que el acuerdo permitirá avanzar en un proyecto que combina infraestructura estratégica, energía renovable y desarrollo productivo.
“Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país y promueven inversiones de largo plazo”, sostuvo.
El financiamiento estructurado por IFC incluye un préstamo corporativo senior por US$ 110 millones para la compañía Generación Eléctrica Argentina Renovable I (GEAR I), garantizado por la propia empresa y por PCR.
El crédito se compone de un tramo de US$ 30 millones aportado por IFC y otro de US$ 80 millones financiado por bancos de desarrollo y entidades comerciales, con un plazo de repago estimado de entre siete y nueve años.
Además del financiamiento, IFC brindará asesoramiento técnico para asegurar que el proyecto cumpla con estándares internacionales ambientales y sociales, con el objetivo de fortalecer las prácticas de sostenibilidad y atraer nuevas inversiones privadas hacia el sector energético argentino.
Fundada hace más de un siglo, PCR es una empresa de capitales argentinos con presencia en petróleo y gas, cemento y energías renovables. En el segmento eólico opera actualmente cuatro complejos con una potencia total de 545 MW, ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, consolidándose como uno de los actores relevantes del mercado de generación renovable en el país.
Las ofertas para los interesados en la privatización de Transener se pueden presentar hasta el 23 de marzo.
El gobierno tiene en carpeta una serie de privatizaciones de empresas con participación estatal del sector regulado de energía que podría concretar en 2026. El año pasado comenzó con el complejo proceso de venta de Enarsa, que cuenta con diversos activos, en particular con Transener, la principal empresa de transporte eléctrico en alta tensióndel país, y con Transba, la transportista de energía de Buenos Aires. También vendería parte de la compañía del sector atómico Nucleoeléctrica Argentina (NASA) y el complejo de la mina y la usina de Yacimientos Carboníferos de Río Turbio (YCRT) en Santa Cruz. Además, Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país, que es controlada por el Estado a través de YPF, se sumaría a este listado de empresas que el gobierno pretende desprenderse durante este año.
El marco legal para que el gobierno se desprenda de éstas empresas es la Ley Bases (N° 27.142 de 2024), que habilita al Estado a desprenderse total o parcialmente de distintos activos. Este verano el gobierno ya concretó la reprivatización de las represas del Comahue.
Privatización de Enarsa y Transener
El gobierno de Javier Milei inició el año pasado el complejo proceso de privatización de Energía Argentina S.A. (Enarsa), que al contar con varios activos en el sector energético impide que su venta se concrete a partir de un solo paquete accionario. Para eso, el Poder Ejecutivo decidió avanzar con la venta de Transener, la mayor compañía de transmisión con una red de 12.400 kilómetros de líneas, un activo estratégico que monopoliza la operación del sistema de alta tensión del país.
Según confirmaron fuentes consultadas por EconoJournal, los mayores interesados en adquirir la compañía son los empresarios nacionales Daniel Vila, Mauricio Filiberti y José Luis Manzano, socios en la Empresa de Energía del Cono Sur S.A., controlante de la distribuidora Edenor.
Formalmente, el gobierno habilitó la venta del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S.A. (Citelec), controlante de Transener (el otro 50% está en poder de Pampa Energía), que está en manos de Enarsa. Lo hizo a través de la resolución 2090 del Ministerio de Economía de diciembre de 2025.
También hay otros candidatos que se anotan para disputar la licitación, como Jorge Brito, presidente de Genneia y del Banco Macro, y la familia Sielecki, que es socia de Pampa Energía en Transportadora Gas del Sur (TGS).
Las ofertas para quedarse con el 50% de Citelec se podrán presentar hasta las 9:30 del próximo 23 de marzo, según el cronograma de privatización de Enarsa. El acto de apertura de sobre será a las 10 de ese mismo día.
Privatización de Transba
Al ser controlada por Transener, la venta de Citelec implicará la transferencia automática del control de Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires S.A. (Transba), que opera una red de 6.228 kilómetros de líneas de distribución troncal de energía eléctrica bonaerense. También abarca el desprendimiento por parte del Estado de Transener Internacional Ltda, su ramificación internacional:
Además del 50% en Citelec, Enarsa cuanta con una participación de 68,83% en Central Termoeléctrica José de San Martín; un 65% en la Central Termoeléctrica Manuel Belgrano; un 90% en Enarsa Patagonia; un 80% en Vientos de La Patagonia I; y un 1,07% en el Parque Eólico Arauco.
YPF se desprende de Metrogas
La compañía bajo control estatal YPF tiene el 70% del paquete accionario de Metrogas, la mayor distribuidora de gas por red del país. A mediados de enero lanzó el proceso formal de venta de las acciones, tal como anticipó EconoJournal el 4 de febrero. Lo hizo una vez resuelta la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) 2025-2030, que le da un horizonte de cinco años de actualización tarifaria.
La operación de venta de Metrogas se espera hace años en el mercado ya que, según la Ley del Gas (N|24.076), una productora no puede tener el control mayoritario de una distribuidora, un activo que está en el sector energético regulado.
La Ley Bases habilitó a las empresas del mercado regulado de gas -distribuidoras y transportistas- a extender sus licencias por 20 años. Metrogas espera el aval final del gobierno para extender su contrato hasta 2047, un paso clave para su venta ya que su licencia concluye a fin de año.
El objetivo de YPF es obtener alrededor de US$ 700 millones por la venta de su participación en Metrogas.
YPF ya contrató al Citi -el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta- para contactar a inversores interesados en adquirir Metrogas. El objetivo de la compañía es obtener US$ 700 millones por su participación en la distribuidora de gas de Buenos Aires, que cuenta con 2,5 millones de clientes. La compañía presidida por Horacio Marín pretende que, además de jugadores locales, en el proceso de venta participen también compañías internacionales.
YPF desembarcó en Metrogas en noviembre de 2012 a partir de un waiver del Enargas, cuando adquirió el 54% de Gas Argentino (GASA), la sociedad controlante de la distribuidora que estaba en poder de la británica British Gas (BG).
Venta de Nucleoeléctrica y YCRT
El 79% de las acciones de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), que opera las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse, están actualmente en poder del Ministerio de Economía, un 20% lo tiene la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y el 1% restante pertenece a Enarsa.
El plan nuclear del gobierno tenía previsto la privatización del 44% de NASA y de un 5% que quedaba para los trabajadores a través de la organización de un Programa de Propiedad Participada. El decreto 695 de septiembre de 2025 que oficializó el plan de venta parcial de NASA sigue vigente.
Sin embargo, tras la salida en febrero de Demian Reidel como presidente de NASA en medio de denuncias de presunto sobreprecio en contratos de servicios, el plan ideado por el gobierno libertario para el sector nuclear, incluyendo la privatización parcial de su principal compañía, quedó en stand by, al menos por ahora.
El gobierno también tiene en carpeta vender Yacimientos Carboníferos de Río Turbio (YCRT), que está ubicada en la provincia de Santa Cruz y que cuenta con una usina que debería generar 260 MW, pero que no está operativa. En 2025 lanzó el proceso de venta, pero el estado de la mina de carbón y la usina por ahora no acerca inversores.
El gobierno de Mendoza avanza en el diseño de una licitación para un complejo hidroeléctrico, con el objetivo de reactivar y modernizar el activo, mientras se habilita su participación en el mercado entre privados mediante contratos.
“Dentro de la Resolución SE N° 400/2025 se contractualizarán centrales hidroeléctricas. Por ejemplo, los Nihuiles contractualizará vía Mercado a Término (MAT) con una potencia de 220 MW en el estado normal”, manifestó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, JimenaLatorre.
“Para ello, estamos apelando a una licitación que sea superadora, no sólo un revamping, sino que pueda generar más a futuro. Y la licitación debe salir en el primer semestre del año”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
La iniciativa surge en un contexto particular para el complejo hidroeléctrico ubicado en el Cañón del Atuel, cuyo contrato de concesión original por 30 años venció en 2024 y debió extenderse hasta mediados de 2025 mientras se define el nuevo esquema de explotación.
La situación actual del activo agrega complejidad al proceso de adjudicación, dado que, a principios de 2025, una tormenta provocó serios daños materiales en las centrales hidroeléctricas del Cañón del Atuel, afectando la operatividad del complejo y dejando turbinas fuera de servicio.
En ese contexto, la estructura contractual prevista difiere de los mecanismos tradicionales utilizados para centrales hidroeléctricas en el mercado eléctrico mayorista.
Aunque cabe recordar que mediante la reciente Res. SE N° 400/25, la Secretaría de Energía rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del Mercado a Término (MAT), permitiendo que generadores de esta índole celebren contratos de abastecimiento eléctrico directamente con grandes usuarios.
Obras de transmisión para habilitar nuevos proyectos energéticos
En paralelo al proceso de licitación del complejo hidroeléctrico, Mendoza impulsa un programa de ampliación de infraestructura eléctrica financiado con fondos de resarcimiento de la provincia, con el objetivo de fortalecer el sistema de transporte y habilitar nuevas inversiones productivas.
Uno de los desarrollos más relevantes es la construcción de la Estación Transformadora Valle de Uco 220/132 kV y la ampliación de la Estación Transformadora Capiz, considerada una obra estratégica para robustecer el sistema eléctrico regional.
El proyecto, que contempla una inversión inicial estimada en USD 51.207.660, permitirá mejorar la calidad del suministro eléctrico para más de 150.000 habitantes, además de incrementar la confiabilidad del sistema interconectado provincial y habilitar futuras ampliaciones en redes de 132 kV.
La iniciativa ya despertó un importante interés del sector privado, de modo que seis empresas compiten en la convocatoria y desde el Poder Ejecutivo provincial destacaron que “son muy buenas ofertas y concurrencia”.
“Ese proceso alienta mucho porque ya tenemos en la calle otros pliegos para infraestructura de transporte eléctrico de Mendoza Norte, para la cual tomamos la decisión de utilizar fondos de los mendocinos porque está vinculado a la capacidad de despacho de nuevos proyectos y al desarrollo económico de la provincia”, sostuvo Latorre.
En paralelo, también se analiza un proyecto de línea eléctrica en el sur provincial, que complementaría la infraestructura vinculada a la interconexión Diamante – Charlone.
“Estamos convencidos de que si queremos más proyectos como este de Genneia y más desarrollo económico, las líneas de transmisión son clave”, concluyó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza
La evolución tecnológica y el creciente interés por las baterías comienzan a redefinir la estrategia de los principales actores del sector energético. En ese contexto, Huawei prepara el lanzamiento de un nuevo inversor fotovoltaico capaz de operar a 1000 voltios en corriente alterna, una innovación que podría modificar el diseño y la eficiencia de las plantas solares utility scale.
Actualmente, la mayoría de los inversores fotovoltaicos de tipo string trabajan con 800 voltios en corriente alterna, por lo que el salto a 1000 voltios representa un cambio relevante en la arquitectura de las plantas solares, según explicó el CTO de Huawei Digital Power, Andrés Hernando Ros, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.
«El producto nos abre un abanico nuevo de características. Por ejemplo,aumentar el trazo de media tensión, ya que en lugar de ir con trazos de 9 MW, podremos ir a trazos de 11 MW. Esto también nos habilita trabajar a buses de continuo más altos, por ejemplo, a 1600 voltios», aseguró Hernando Ros.
Esto impacta directamente en el diseño de los trackers y en la densidad energética de las plantas: “En el mismo tracker vamos a poder poner dos paneles más y mover más módulos con el mismo motor, lo que aumenta la eficiencia del sistema”.
El nuevo equipo evolucionará desde el actual inversor de 330 kilovatios hacia un modelo de aproximadamente 506 kilovatios, pensado para gestionar mesas fotovoltaicas más potentes y mejorar la producción energética de las instalaciones, con el foco puesto en bajar el costo nivelado de la energía (LCOE) y no necesariamente solo el CAPEX, sino también operación, mantenimiento y mayor producción.
El dispositivo también incorporará capacidades de grid forming, una funcionalidad que permitirá que los inversores solares participen activamente en la estabilidad de la red eléctrica.
Mientras tanto, el mercado energético europeo observa con creciente interés el desarrollo del almacenamiento. En España, el sector analiza el potencial de las baterías para aportar flexibilidad al sistema eléctrico, optimizar la gestión de la generación renovable y abrir nuevas oportunidades de negocio para desarrolladores y utilities.
Durante el debate sectorial en el FES Iberia, distintos actores estimaron que la demanda de almacenamiento podría alcanzar varios gigavatios de capacidad en los próximos años, impulsada por la necesidad de equilibrar la red y gestionar la variabilidad de la generación renovable.
«Parece como que es una carrera por coger la pole position para cuando entren estos mecanismos, de modo que los proyectos estén listos para participar en esos mercados”, explicó Hernando Ros.
«Ya no consiste en hacer un depósito a plazo fijo con una planta fotovoltaica y obtener retornos altos; ahora estamos invirtiendo con cierto riesgo y lo que hay que hacer es minimizar esos riesgos”, agregó.
La hibridación entre plantas solares y baterías aparece como una de las oportunidades más claras para el mercado español. Las recientes modificaciones regulatorias permiten integrar almacenamiento en instalaciones fotovoltaicas existentes, lo que puede mejorar la eficiencia del sistema y aumentar la rentabilidad de los proyectos.
“Puedes conectar almacenamiento en baja tensión en paralelo a la planta fotovoltaica existente y tramitarlo con el mismo transformador, lo que reduce inversiones y mejora la eficiencia”, agregó.
Este tipo de configuraciones permite optimizar la operación de las plantas renovables, almacenar excedentes de generación y prepararse para futuros mercados de capacidad o servicios de red. En opinión del ejecutivo, cada vez más desarrolladores buscan posicionarse en esta nueva etapa del sector energético.
En paralelo al segmento utility, el almacenamiento también comienza a consolidarse en el segmento comercial e industrial, donde las baterías ya encuentran distintos modelos de negocio vinculados al autoconsumo y la gestión de la demanda energética.
“En comercial e industrial tienes muchos mercados diferentes: maximización del autoconsumo, gestión por tarifas horarias o incluso reducción de picos de demanda para electrificar flotas o procesos industriales”, explica Hernando Ros.
“Tenemos proyectos en comercial e industrial desde hace dos o tres años y uno de referencia alcanza los 28 megavatios hora en una gran industria, lo que demuestra que el almacenamiento también puede tener escala en este mercado”, agregó.
En este escenario, el directivo considera que tanto el desarrollo de plantas híbridas en utility como las aplicaciones en el sector industrial comienzan a abrir un abanico de oportunidades para el almacenamiento en España, a medida que el mercado busca posicionarse ante futuros mecanismos regulatorios y nuevos servicios para la red.
“Vemos bastante apetito por parte de los clientes para entender estas soluciones, donde la planta híbrida se gestiona como un sistema único”, concluyó Hernando Ros.
El sector solar argentino atraviesa una etapa de evolución marcada por una mayor profesionalización y exigencias técnicas más elevadas por parte de los desarrolladores, producto del crecimiento de la capacidad fotovoltaica y el nivel técnico de quienes impulsan los proyectos.
“Es enorme la diferencia en la profesionalización de Argentina en el mercado solar de lo que era hace 4 o 5 años y eso nos exige a todos ahora como fabricantes y proveedores a subir el nivel”, afirmó Humberto Di Pasquale, LATAM Regional Director de VersolSolar, durante el reciente encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“El mercado solar del país es más exigente que hace 3 o 4 años y las reuniones con clientes son muy diferentes. Hoy las exigencias son mayores, hay un mercado mucho más desarrollado y, por ende, mayor conocimiento de lo necesario para llevar un proyecto exitoso hasta su punto de conexión”, agregó ante más de 600 líderes del sector.
Según datos de CAMMESA, Argentina ya cuenta con 2583 MW de potencia fotovoltaica en operación, mientras que el conjunto de las energías renovables alcanza 7980 MW instalados, sin considerar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW.
¿A qué se deben estos números? Sólo durante 2025 y los primeros meses de 2026 se sumaron 910 MW solares, consolidando la tendencia hacia esta tecnología de generación verde.
Esta evolución también impacta en la forma en que los fabricantes deben diseñar y ofrecer sus soluciones tecnológicas, dado que en lugar de responder únicamente a criterios de precio, los desarrolladores buscan garantizar rendimiento y disponibilidad durante toda la vida útil de los activos solares.
“Nos estamos encontrando con profesionales a nivel de ingeniería, a nivel de compras, que entienden cada vez más que no es solamente exigir menores precios. Y como fabricantes debemos escuchar y entender las necesidades, adaptar las soluciones y garantizar que efectivamente la tecnología de trackers que ofrecemos sea capaz de proveer lo que necesita el cliente durante 25-30 años”, explicó Di Pasquale.
“Se debe adaptar el producto a una realidad de mercado, a una realidad de características climáticas particulares, diferentes sistemas de defensa, y en función del costo y de la confianza que el cliente sepa que el producto estará adaptado a su proyecto y no al revés”, indica.
Según el LATAM Regional Director de VersolSolar, la reducción del costo nivelado de energía (LCOE) surge como consecuencia de un buen diseño y una ejecución adecuada del proyecto.
En este escenario, la adaptación de los productos a las particularidades de cada proyecto se vuelve un factor clave para los fabricantes. Esto implica trasladar esa adaptación también a los procesos industriales y constructivos.
Tecnología, optimización y defensa climática
El avance tecnológico en los sistemas de seguimiento solar también forma parte de esta evolución del mercado, aunque la diferenciación entre fabricantes se encuentra cada vez más en el servicio y la capacidad de acompañar los proyectos localmente.
“La diferencia la hace el servicio que podemos ofrecer a nivel local y de post venta, y que los clientes contarán con solidez de equipo de trabajo durante todo su proceso constructivo e instalación”, sostuvo el especialista.
Dentro de esta estrategia, VersolSolar incorporó herramientas tecnológicas para optimizar la operación de los proyectos y mejorar la capacidad de respuesta ante eventos climáticos. La compañía, fundada en 2009, ha impulsado más de 40 GW de capacidad solar en más de 70 países, consolidando su presencia global en sistemas de seguimiento y montaje.
“Tenemos capacidad de pre-ensamblaje, contamos con una aplicación de desarrollo propio que trabaja con inteligencia artificial, conectada con diferentes sistemas meteorológicos para poder predecir eventos climáticos y llevar a posición de defensa con la suficiente anticipación para que no ocurran desastres en los proyectos”, detalló Di Pasquale.
“Con todo ello queremos posicionarnos más fuerte en Argentina. El sector se encontrará con resiliencia, profesionalismo, gente capaz de seguir adelante en las situaciones más difíciles, y que hoy en día está materializado al país como uno de los grandes mercados de Latinoamérica, que no se queda en la planificación, sino que también ejecuta”, concluyó.
Zelestra, compañía global de energías renovables enfocada en soluciones multitecnológicas y centradas en el cliente, alcanzó el cierre financiero del proyecto solar Babilonia de 242 MWdc en Perú, mediante un paquete de financiación verde por USD 176 millones acordado con Natixis Corporate and Investment Banking (Natixis CIB) y BBVA Perú.
Babilonia consolida los 16 años de presencia de Zelestra en el país y forma parte del complejo solar La Joya, ubicado en Arequipa, que tendrá una capacidad total prevista cercana a los 700 MW. Este complejo incluye la planta San Martín de 300 MW, actualmente en operación, y el proyecto San Joaquín de 125 MW, que se encuentra en fase avanzada de desarrollo.
El proyecto fue posible gracias a un acuerdo de compra de energía (PPA) a largo plazo con Celepsa, una de las principales compañías del sector eléctrico peruano.
El paquete de financiación verde fue acordado con Natixis Corporate and Investment Banking (Natixis CIB) y BBVA Perú. Babilonia forma parte del complejo La Joya, ubicado en Arequipa (Perú), que tendrá una capacidad total cercana a los 700 MW.
La ejecución del proyecto Babilonia, cuya construcción comenzó el mes pasado, está siendo liderada por la división interna de EPC (ingeniería, adquisiciones y construcción) de Zelestra. Durante la fase de construcción se generarán más de 500 empleos directos, y una vez operativo producirá suficiente energía limpia para abastecer aproximadamente 350.000 hogares en Perú.
Xavier Puig, CFO de Zelestra, afirmó: “El paquete de financiación verde para Babilonia es una operación significativa para Zelestra. Este acuerdo reafirma la confianza que los principales socios financieros globales tienen en nuestra estrategia centrada en el cliente y en nuestra capacidad para ejecutar proyectos en múltiples mercados. Nuestra división interna de EPC ha iniciado recientemente el programa de construcción y esperamos entregar la energía a tiempo para nuestro cliente Celepsa”.
Zelestra es uno de los principales actores del sector renovable en Perú, con 600 MW de proyectos en operación o construcción y una cartera de crecimiento superior a 1,5 GW.
Solis LATAM anunció la designación de Alba Min Ye como CEO, un movimiento que marca una nueva etapa en la estrategia regional de la compañía en un momento de crecimiento para el sector solar en América Latina.
La empresa comunicó el nombramiento a través de sus canales oficiales, destacando el liderazgo de la ejecutiva para fortalecer la presencia de la firma en la región.
“Hoy queremos dar la bienvenida a Alba Min Ye, quien asume el rol de CEO de Solis LATAM. Su experiencia y liderazgo marcarán un nuevo capítulo para nuestra organización mientras seguimos fortaleciendo nuestra presencia en la región y promoviendo soluciones de energía solar cada vez más innovadoras”, expresaron desde la compañía a través de redes sociales.
El anuncio se produce en un contexto en el que América Latina continúa consolidándose como uno de los mercados más dinámicos para el desarrollo de energías renovables, impulsado por la competitividad de la generación solar y la necesidad de avanzar en matrices energéticas más sostenibles.
La empresa también destacó la importancia del trabajo conjunto con actores del sector: “Confiamos en que, junto a nuestro equipo, aliados y clientes, continuaremos impulsando el desarrollo del sector solar en Latinoamérica”.
Alba Min Ye cuenta con una trayectoria profesional vinculada a compañías tecnológicas y energéticas, con experiencia en mercados internacionales y en el desarrollo comercial en América Latina.
Antes de asumir el liderazgo de Solis LATAM, se desempeñó como General Manager de LONGi en México entre junio de 2023 y marzo de 2026, donde participó en el fortalecimiento de la presencia de la compañía en el mercado solar regional.
Previamente ocupó el cargo de Senior Director en ZTE entre 2017 y 2023, también en México, donde lideró estrategias comerciales y de desarrollo de mercado dentro de la multinacional tecnológica.
Su carrera profesional comenzó en Sichuan Jiuzhou Electric Co., Ltd, donde trabajó como Sales Manager entre 2015 y 2017 en Shenzhen, China, consolidando experiencia en operaciones comerciales internacionales.
El nombramiento se produce en un momento en el que Solis continúa ampliando su presencia en el mercado latinoamericano, donde el crecimiento de la energía solar está impulsando nuevas inversiones en infraestructura y tecnología.
En ese marco, la compañía viene reforzando su estrategia tecnológica con inversores solares de mayor potencia y eficiencia, incluyendo soluciones diseñadas para proyectos comerciales e industriales. Entre ellas se destaca el desarrollo de equipos de 125 kW, orientados a responder a la creciente demanda de instalaciones solares de gran escala y a la evolución de los sistemas energéticos hacia esquemas más flexibles e integrados.
A la par, Solis también avanza en su ingreso al mercado de almacenamiento energético, con el objetivo de ofrecer soluciones integradas que combinen generación fotovoltaica y gestión inteligente de la energía. Este movimiento responde a una tendencia global en la que los sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) se consolidan como una herramienta clave para optimizar la integración de energías renovables.
La compañía ha manifestado su intención de fortalecer su presencia en el mercado latinoamericano de almacenamiento energético hacia 2026, en un contexto en el que la combinación entre generación solar y baterías gana relevancia para mejorar la estabilidad de las redes eléctricas y la gestión de la energía.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó que Colombia llegó a los 4 GW en generación de energías limpias equivalentes al 17,09% de toda la matriz energética del país con el funcionamiento del nuevo Parque Solar Atlántico.
Con las pruebas de la planta de energía solar, se está a 2 GW de llegar a la meta propuesta por el Gobierno del presidente Gustavo Petro de generación, enmarcado en el plan 6 GW Plus.
Este proyecto cuenta con 403.920 paneles solares interconectados en 34 subcampos con tecnología que les permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar óptimamente sus rayos durante todo el día.
Las modernas instalaciones de generación de energía limpia podrán abastecer de electricidad a cerca de 800 mil ciudadanos de la región, principalmente a los habitantes de los municipios de Usiacurí y Sabanalarga.
“Con la producción de 180MW de esta planta solar, el país subió a 17,09% su participación de toda la matriz energética usada en Colombia consolidándose como un pilar creciente en el desarrollo y bienestar de todo el territorio nacional”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.
El jefe de la cartera minero-energética de Colombia también ha asegurado que este es un hito relevante que evidencia el compromiso del sector con una transición ordenada, segura y sostenible
Más contexto de mercado
El país tiene en marcha dos decisiones estructurales para el sistema eléctrico colombiano: la subasta de contratos de largo plazo, que incorpora almacenamiento, y la de cargo por confiabilidad, instrumento central para garantizar firmeza y respaldo en la matriz.
La nueva subasta de largo plazo en Colombia se lanza en un escenario muy distinto al de sus antecesoras. Mientras en 2019 el mercado carecía de contratos suficientes para respaldar financiamiento estructurado, hoy los desarrolladores negocian PPAs de hasta 15 años con condiciones que permiten cerrar Project Finance sin acudir necesariamente al mecanismo estatal.
El cambio de contexto responde a una señal clara: la posible estrechez del sistema hacia 2027–2028, en un entorno marcado por retrasos en expansión de red y limitaciones en asignación de puntos de conexión. Ante ese panorama, comercializadores y grandes consumidores comenzaron a asegurar suministro con mayor anticipación, dinamizando el mercado bilateral.
Además, el proceso se desarrolla en un año preelectoral —con elecciones presidenciales previstas para el 31 de mayo de 2026—, lo que introduce una variable institucional adicional. La previsibilidad regulatoria y la independencia del regulador serán factores determinantes para mantener confianza inversora.
Por lo que con la transición energética en marcha y señales de estrechez en el horizonte, Colombia enfrenta una etapa distinta, donde la subasta ya no opera como motor inicial de expansión renovable, sino como herramienta de ajuste fino en un mercado que maduró rápidamente y que hoy exige sofisticación contractual y financiera.
El rápido crecimiento de los data centers impulsado por la inteligencia artificial y la economía digital está generando un nuevo desafío energético para Chile y América Latina. En este escenario, Siemens anticipa que la integración de renovables con sistemas BESS será determinante para garantizar un suministro confiable y sostenible durante la próxima década.
Felipe Lizama, gerente de Electrificación y Automatización de Siemens Chile, explica que el avance de esta infraestructura tecnológica está asociado a una transformación estructural de la demanda eléctrica global.
“En noviembre de 2025, Chile contaba con 59 data centers, lo que lo posiciona como el tercer país con mayor capacidad instalada de data centers en América Latina. En este contexto, estimamos que en los próximos cinco años la capacidad instalada podría duplicarse, consolidando a esta industria como una de las de mayor crecimiento en el país”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.
El fenómeno no es exclusivo de Chile. Latinoamérica está experimentando un incremento sustancial en la inversión en infraestructura digital, impulsado por la proximidad estratégica con Estados Unidos, la rápida adopción de servicios en la nube y nuevos marcos regulatorios vinculados a la soberanía de datos.
Las proyecciones energéticas reflejan la magnitud del desafío. Chile anticipa que la demanda eléctrica de los centros de datos alcanzará 1360 MW hacia 2032, mientras que Brasil proyecta multiplicar por quince su consumo actual, pasando de aproximadamente 826 MW a más de 13 GW hacia 2035.
Actualmente gran parte de esta infraestructura está concentrada en la Región Metropolitana, lo que genera presiones adicionales sobre la red eléctrica y plantea la necesidad de diversificar la localización de los proyectos, que permitan suplir la creciente demanda y, al mismo tiempo, optimizar los costos de energía.
Para enfrentar esta nueva demanda energética, Siemens considera que la integración de energías renovables junto con almacenamiento BESS será clave para asegurar la continuidad operativa que requieren los data centers.
“Ambas tecnologías pueden jugar un rol central en el abastecimiento de data centers al permitirles reducir drásticamente su huella de carbono, mejorar la continuidad del suministro eléctrico y disminuir la dependencia de generadores convencionales basados en combustibles fósiles”, afirmó Lizama.
Esta combinación permite cubrir cargas críticas sin interrupciones y optimizar el uso de la energía renovable disponible, una condición indispensable para la operación de los centros de datos.
En paralelo, Siemens está fortaleciendo su oferta tecnológica para acompañar este crecimiento: “Ofrecemos un portafolio integral de soluciones y servicios para proyectos de data centers, orientado a cubrir todo su ciclo de vida, desde la planificación y el diseño hasta la operación y expansión”, explica Lizama.
Las soluciones incluyen sistemas de distribución eléctrica de media y baja tensión, plataformas de automatización energética, herramientas de gestión de infraestructura y sistemas inteligentes para monitorear en tiempo real el consumo energético, la capacidad, el enfriamiento y los activos críticos.
“Estamos reforzando nuestro portafolio tecnológico con soluciones que combinan equipos eléctricos, sistemas de control y plataformas digitales de operación avanzada, como SCADA, EMS y BMS, apoyadas por capacidades de digitalización e inteligencia artificial para optimizar la gestión de flujos de energía”, detalló el ejecutivo.
Finalmente, Siemens también promueve instancias de colaboración con actores del ecosistema energético y digital, incluyendo organismos públicos, operadores de centros de datos y generadores renovables.
Entre ese tipo de iniciativas se destaca la participación activamente en la Asociación Chilena de Data Centers, donde aporta su experiencia global para el desarrollo del sector.
“Desde ese espacio aportamos nuestro conocimiento global y expertise local para contribuir a la definición de estándares, compartir tendencias tecnológicas y adaptar soluciones innovadoras implementadas en otros mercados a la realidad chilena”, concluye Lizama.
El Estrecho de Ormuz, por donde pasa una quinta parte del petróleo mundial, vuelve a ser un punto crítico del sistema energético global. Si las tensiones en la región encarecen el crudo, el impacto podría sentirse también en la Argentina, donde el aumento de los combustibles tiene efectos directos sobre una inflación que ronda el 35% anual.
El Estrecho de Ormuz continúa siendo el principal cuello de botella energético del sistema internacional. Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), en 2024 transitaron por este paso marítimo aproximadamente 20 millones de barriles diarios de petróleo y productos petroleros, lo que equivale a cerca del 20% del consumo mundial de líquidos petroleros y a más de una cuarta parte del comercio marítimo global de petróleo.
Alternativas de emergencia de los hidrocarburos de Arabia Saudita
Este volumen confirma su carácter estratégico para la seguridad energética global. Entre 2022 y 2024, el tránsito de crudo y condensados por el estrecho se redujo en torno a 1,6 millones de barriles diarios, descenso que fue parcialmente compensado por un aumento de aproximadamente 0,5 millones de barriles diarios en el comercio de productos refinados.
Gas Natural Licuefaccionado
El GNL acompaña en paralelo al crudo: casi una quinta parte del comercio global de GNL transita por esta ruta. En 2024, Qatar exportó alrededor de 263,3 millones de m³ por día de GNL a través de Ormuz, mientras que los Emiratos Árabes Unidos enviaron cerca de 19,8 millones de m³ por día. Más del 90% de las exportaciones de GNL de Qatar dependen de este paso marítimo, y la mayor parte de esos volúmenes se dirige a mercados asiáticos.
En el caso de los combustibles refinados, los análisis de mercado elaborados por la consultora Kpler indican que el estrecho concentra aproximadamente el 10% del comercio marítimo mundial de gasoil o diésel y cerca del 20% del comercio marítimo global de combustible para aviación o querosén. Estas cifras reflejan la importancia del Golfo Pérsico no sólo como región exportadora de crudo, sino también como proveedor de combustibles intermedios para los mercados internacionales.
En este contexto, Arabia Saudita adoptó medidas preventivas para garantizar la continuidad de sus exportaciones energéticas. El reino dispone del oleoducto Este-Oeste (Petroline), que conecta los campos petroleros del Golfo con el puerto de Yanbu en el Mar Rojo (BUSCAR MAPA). Esta infraestructura posee una capacidad nominal cercana a los 5 millones de barriles diarios y permite desviar parte de las exportaciones saudíes evitando el Estrecho de Ormuz en caso de interrupciones.
Las tensiones regionales también han influido en las expectativas del mercado petrolero. Diversos análisis financieros han advertido que un escenario extremo de interrupción del tránsito energético en el Golfo podría provocar fuertes aumentos de precios. En 2025, analistas de JPMorgan estimaron que una crisis mayor en Medio Oriente podría llevar el precio del petróleo a niveles cercanos a los US$ 120-130 por barril.
Mientras tanto, la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) decidió mantener una política prudente de aumento gradual de la oferta. El grupo acordó incrementar la producción conjunta en aproximadamente 206.000 barriles diarios a partir de abril de 2026, evitando una expansión más agresiva de la oferta en un contexto de elevada incertidumbre.
Impacto en el mercado
En función del conflicto, los precios de los crudos de referencia del mercado internacional volaron. En este contexto, el Brent —referencia predominante para Europa, África y gran parte del comercio internacional de petróleo— se sitúa aproximadamente en torno a los US$ 91-93 por barril. El crudo del Mar del Norte, constituye el principal punto de referencia para la formación de precios en el mercado atlántico y sirve de base para numerosos contratos de suministro a escala global.
No obstante, el brent llegó a superar transitoriamente los US$ 120 por barril en operaciones intradiarias, impulsado por la prima de riesgo geopolítico asociada a las tensiones en Medio Oriente y a la posibilidad de interrupciones en los flujos de suministro a través del Golfo y del estrecho. Estos picos, sin embargo, se produjeron en un contexto de elevada especulación financiera y de compras precautorias en los mercados de futuros, por lo que no necesariamente reflejan un nuevo nivel de equilibrio del mercado sino más bien un momento de fuerte estrés en el sistema energético global.
Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI), cuyo punto de entrega se encuentra en Cushing, Oklahoma, cotiza ligeramente por debajo del Brent. Su precio se ubica aproximadamente entre los US$ 86 y 88 por barril. Esta diferencia responde a factores estructurales del mercado energético, entre ellos la abundancia relativa de crudo en América del Norte, las condiciones logísticas internas de los Estados Unidos y las particularidades de calidad y transporte del hidrocarburo. El diferencial entre ambos marcadores —conocido como spread Brent-WTI— suele oscilar en el orden de los cuatro a seis dólares por barril, manteniendo el Brent una prima sobre el crudo estadounidense.
En el caso del crudo Arabian Light —también denominado Arab Light—, principal variedad exportada por Arabia Saudita, su precio no se determina mediante una cotización única en el mercado spot, sino más bien a través de un sistema de precios oficiales de venta (Official Selling Prices, OSP) que la empresa estatal Saudi Aramco fija mensualmente. Dichos precios se establecen como diferenciales respecto de determinados marcadores regionales: Brent para el mercado europeo, ASCI (Argus Sour Crude Index) para los Estados Unidos y el marcador Oman-Dubai para Asia. En términos aproximados, y considerando estos diferenciales, el Arabian Light se ubica actualmente en un rango cercano a los US$ 89–95 dólares por barril, dependiendo del mercado de destino y de los ajustes comerciales aplicados en cada región.
El crudo doméstico
En lo que respecta a la Argentina, los crudos de referencia utilizados en el mercado interno y en las operaciones de exportación son principalmente el Medanito y las distintas corrientes asociadas a la producción de Vaca Muerta. El crudo Medanito, producido fundamentalmente en la cuenca Neuquina y caracterizado por su calidad relativamente liviana y bajo contenido de azufre, suele cotizar con un pequeño descuento respecto del Brent debido a factores logísticos, de transporte y de mercado.
En el contexto actual de precios internacionales, su valor se ubicaría aproximadamente en un rango cercano a los US$ 82–87 por barril, dependiendo de las condiciones de comercialización y del destino del crudo.
Por su parte, el petróleo producido en la formación Vaca Muerta —que en muchos casos se comercializa bajo especificaciones similares al Medanito o mediante mezclas destinadas a exportación— se encuentra estrechamente vinculado a la evolución del Brent en los mercados internacionales. Las corrientes de shale oil provenientes de Vaca Muerta suelen negociarse con descuentos variables respecto del Brent, asociados principalmente a costos de evacuación, capacidad de transporte y características de refinación. En términos generales, y en el escenario actual de precios internacionales, el crudo exportable de Vaca Muerta se situaría en niveles próximos a los 80–85 dólares por barril.
En conjunto, la estructura de precios muestra la histórica dependencia del mercado petrolero argentino respecto de los benchmarks internacionales. Si bien los crudos locales presentan descuentos derivados de factores logísticos, regulatorios y de mercado, su evolución sigue de manera estrecha las tendencias del Brent y, en menor medida, del WTI, lo que vincula directamente la dinámica energética argentina con las fluctuaciones del sistema petrolero global.
¿Y la Inflación?
Con los datos que hoy tiene la economía argentina y el acoplamiento de los precios del crudo doméstico con los internacionales, una suba fuerte internacional sería inflacionaria, incluso el FMI ya advirtió sobre un aumento de la inflación internacional.
El punto de partida no es neutro. La inflación mensual ya venía acelerándose desde hace ocho meses: fue de 1,6% en junio de 2025, 1,9% en julio, 1,9% en agosto, 2,1% en septiembre, 2,3% en octubre, 2,5% en noviembre, 2,8% en diciembre y 2,9% en enero de 2026. Es decir, en ese tramo el IPC subió 1,3 puntos porcentuales, lo que muestra que la desinflación ya venía perdiendo fuerza antes del nuevo shock petrolero. Además, en noviembre la división Vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles subió 3,4%; en diciembre, Transporte subió 4,0% y Vivienda 3,4%.
La inflación interanual (últimos 12 meses) se ubicó en 32,4% según el último dato disponible del IPC de enero de 2026 publicado por el INDEC.
Sobre esa base, el canal más inmediato sería el de los combustibles. Economistas locales estiman que, si el salto del petróleo internacional se sostiene, el traslado a surtidor en Argentina podría rondar hasta 10%. Ya en 2025 el rubro combustible fue el principal impulsor de los costos logísticos: en el índice FADEEAC, el combustible marcó 45% en el año, mientras el costo total del transporte aumentó 37%, es decir 5,5 puntos por encima de la inflación minorista de ese año. Eso importa mucho porque en Argentina el gasoil es un costo transversal: pega en fletes, distribución de alimentos, materiales de construcción, insumos industriales y transporte de media distancia.
Llevado a cifras concretas, un aumento de 10% en naftas y gasoil no implicaría un salto equivalente del IPC total, pero sí podría agregar una presión visible. Como inferencia razonable a partir del peso del transporte en el índice y de los efectos de segunda ronda, un shock podría sumar aproximadamente entre 0,3 y 0,6 puntos porcentuales a la inflación mensual repartidos entre el mes del ajuste y el siguiente. En otras palabras, si la inflación venía orbitando alrededor de 2,8%-2,9%, un traslado relevante del petróleo podría empujarla hacia una zona de 3,2%-3,5% mensual, siempre que el aumento llegue completo a surtidores y no sea amortiguado por impuestos, atraso de precios o absorción de márgenes.
Ahora bien, el segundo dato decisivo es que la economía real no está acompañando con una demanda fuerte. En enero de 2026, el IPI manufacturero del INDEC cayó 3,2% interanual. La utilización de la capacidad instalada había sido de 53,8% en diciembre de 2025, contra 56,7% un año antes. Y la encuesta de la UIA mostró un cuadro todavía más contractivo: el Monitor de Desempeño Industrial indica una caída de 36,5 puntos; el 53,3% de las firmas reportó menor producción que a fines de 2025 y el 54,7% informó caída de ventas internas. A eso se suma que las ventas minoristas pyme cayeron 5,6% interanual en febrero.
Cuando la demanda está firme, el mayor costo energético se traslada más rápido a precios finales. Cuando las ventas están cayendo, en cambio, una parte del shock se “traba” en la cadena: refinadoras, transportistas, distribuidores e industrias intentan remarcar, pero comercios y fabricantes no siempre logran convalidarlo porque venden menos. Por eso, en la Argentina actual, la suba del crudo probablemente tendría un impacto inflacionario importante pero más acotado que en un ciclo expansivo. El shock se vería con claridad en combustibles, algo en logística y algo en tarifas, pero bastante menos en el resto de los bienes de lo que ocurriría con consumo robusto.
La demanda energética industrial refuerza esa idea. En noviembre de 2025, la demanda eléctrica total cayó 3,2% interanual hasta 10.712,3 GWh, el nivel más bajo para ese mes desde 2021. Dentro de ese total, la demanda industrial bajó alrededor de 0,4%, mientras que en los primeros once meses de 2025 la demanda total acumuló una caída de 0,4% y el año móvil mostró una retracción de 0,6%. Es decir, no hay un escenario de industria sobrecalentada que pueda absorber alegremente un encarecimiento de la energía: el consumo energético muestra una economía contenida.
En gas y electricidad el impacto sería más lento, pero no inexistente. Si el petróleo alto encarece sustitutos, combustibles líquidos para generación y parte de la energía importada, eso termina presionando tarifas o subsidios. Pero ahí el traslado depende mucho más de la decisión regulatoria que en el caso de naftas y gasoil. Por eso, en el corto plazo, el mayor efecto inflacionario vendría por combustibles líquidos y logística; en un segundo escalón podrían aparecer tarifas energéticas si el Gobierno opta por seguir trasladando costos.
Combustibles y paridad
Un aumento significativo del precio internacional del petróleo impactará a través de tres canales principales: combustibles líquidos, tarifas de gas por redes y tarifas eléctricas. Sin embargo, el grado de traslado a precios internos depende del esquema regulatorio, del nivel de subsidios y de la política energética vigente.
El impacto más directo y rápido se produce en los combustibles líquidos (naftas y gasoil). El precio en surtidor se forma a partir de varios componentes: el valor del crudo utilizado por las refinerías, los costos de refinación y logística, los impuestos y el margen comercial.
El crudo de referencia para el mercado doméstico sigue de cerca al Brent, por lo que un aumento fuerte del precio internacional genera presión inmediata sobre las refinadoras. De hecho, especialistas señalan que cuando el Brent sube con rapidez, aumenta la presión para trasladar ese incremento al precio de las naftas y el gasoil, ya que las refinadoras venden en el mercado interno pero compran o valorizan el petróleo con referencia internacional.
En la actualidad, los precios de los combustibles en Argentina se encuentran cerca o incluso por encima de la llamada paridad de importación, es decir, el precio que tendrían si el combustible se trajera del exterior. Esto significa que el sistema se encuentra relativamente alineado con el mercado internacional, por lo que nuevas subas del crudo tenderían a trasladarse con mayor facilidad a los surtidores.
En segundo lugar, el impacto sobre elgas natural por redes esmás indirecto. El precio del gas en Argentina depende principalmente del costo de producción local —sobre todo del gas de Vaca Muerta— y de los precios que el Estado reconoce en los contratos del Plan Gas o en los mecanismos de abastecimiento.
Sin embargo, el petróleo influye de varias maneras. Primero, porque el gas importado (GNL o gas de países vecinos) suele estar indexado a referencias internacionales de energía, muchas veces vinculadas al petróleo. Segundo, porque un aumento del crudo eleva el costo de los combustibles líquidos que se utilizan como sustitutos en generación eléctrica o en industrias. En un contexto de reducción de subsidios y convergencia hacia tarifas que reflejen el costo real del sistema energético, estas variaciones internacionales tienden a trasladarse gradualmente a la factura final de los usuarios.
Petróleo y Tarifas
El efecto sobre las tarifas eléctricas también es indirecto pero relevante. El precio mayorista de la electricidad en Argentina depende de la estructura de generación del sistema, donde participan hidroeléctricas, nucleares, renovables y centrales térmicas que funcionan con gas o combustibles líquidos. Cuando sube el petróleo, aumentan los costos de generación en aquellas centrales que utilizan gasoil o fuel oil, y también puede encarecerse el gas en determinados momentos del año. Ese incremento del costo de generación se refleja en el precio mayorista de la energía (MEM) y, si el Estado reduce subsidios, termina trasladándose a las tarifas que pagan los usuarios finales.
En síntesis, una suba fuerte del precio internacional del crudo —como los picos cercanos a 120 dólares— tendría en Argentina un efecto escalonado. El impacto más rápido se vería en los combustibles líquidos, que responden directamente a la paridad internacional. Luego aparecerían efectos más graduales en el gas por redes y en la electricidad, principalmente a través de los costos de generación, de importación de energía y del esquema de subsidios vigente. Al mismo tiempo, este escenario también tiene un efecto positivo para la balanza energética del país, ya que mayores precios internacionales incrementan los ingresos por exportaciones de petróleo provenientes de Vaca Muerta.
Politica de precios
Durante gran parte de las últimas seis décadas, la Argentina utilizó distintos mecanismos para desacoplar el precio interno del petróleo de las cotizaciones internacionales. El instrumento más conocido fue el llamado “barril criollo”, una política mediante la cual el Estado fijaba un precio de referencia doméstico para el crudo producido en el país, diferente del Brent u otros benchmarks internacionales. El objetivo era doble: por un lado, proteger a los consumidores y a la economía local de las fuertes oscilaciones del mercado mundial; por otro, garantizar un nivel mínimo de rentabilidad para las empresas productoras, evitando que caídas abruptas del precio internacional paralizaran la inversión.
Este sistema comenzó a tomar forma después de la crisis energética de comienzos de la década de 2000. Durante los años posteriores a la crisis de 2001–2002, el Estado argentino implementó un esquema de precios internos administrados para los combustibles y el petróleo, con el fin de contener la inflación y sostener el abastecimiento interno. En ese contexto, el crudo producido en el país se comercializaba en el mercado doméstico a precios que podían ubicarse por debajo del Brent cuando el petróleo internacional estaba alto, o bien por encima del precio internacional cuando el Brent caía, manteniendo así un nivel relativamente estable.
Un ejemplo claro de este mecanismo ocurrió entre 2014 y 2016, cuando el precio internacional del petróleo se desplomó desde más de 100 dólares a menos de 40 dólares por barril. Para evitar una caída abrupta de la actividad petrolera —especialmente en la cuenca Neuquina y en los proyectos no convencionales de Vaca Muerta— el gobierno sostuvo un precio interno del crudo cercano a los 60–70 dólares por barril, muy por encima del valor internacional de ese momento. Ese precio sostén funcionó precisamente como un “barril criollo”.
Más tarde, en 2020, durante la pandemia de COVID-19, el colapso del precio internacional del petróleo llevó nuevamente al Estado argentino a restablecer formalmente el mecanismo del barril criollo. Mediante un decreto se fijó un precio interno de referencia de 45 dólares por barril para el petróleo producido en el país. La medida buscaba evitar el derrumbe de la producción y de las inversiones en la industria hidrocarburífera en un contexto de demanda global muy deprimida.
Sin embargo, a partir de los últimos años se produjo un proceso gradual de convergencia hacia los precios internacionales. El desarrollo de Vaca Muerta y la creciente orientación exportadora de la producción de petróleo hicieron cada vez más difícil sostener un desacople completo entre los precios internos y los internacionales. Al mismo tiempo, las reformas del mercado energético y la necesidad de reducir distorsiones económicas llevaron a una mayor alineación con la paridad de exportación o de importación, es decir, con los precios que surgirían de comerciar el petróleo y los combustibles en el mercado internacional.
Con las cifras actuales, el efecto más probable sería una inflación que ya pasó de 1,6% en juniode 2025 a 2,9% en enero de 2026, un petróleo internacional persistentemente más caro podría agregar entre 0,3 y 0,6 puntos mensuales al IPC en el corto plazo, principalmente por combustibles y transporte. Ese impacto sería real, pero no explosivo, porque se enfrentaría a una economía con industria en caída, capacidad ociosa elevada, ventas internas debilitadas y demanda energética todavía fría.
El pasado que vuelve
Sí, planteado de ese modo tu observación es básicamente correcta. Si se mira el proceso histórico en perspectiva larga, Argentina mantuvo durante gran parte de los últimos setenta años algún tipo de desacople entre el precio interno del petróleo y el precio internacional, aunque ese desacople se instrumentó mediante mecanismos muy distintos según la etapa histórica.
Entre las décadas de 1950 y 1980 el desacople se daba dentro de un modelo energético estatal e integrado, con YPF como empresa dominante del sistema. El petróleo producido en el país se vendía a precios fijados administrativamente y no según las cotizaciones internacionales. Incluso cuando operaban empresas privadas —como durante los contratos petroleros del gobierno de Arturo Frondizi— el crudo debía venderse a YPF a precios definidos por el Estado. En ese período el precio del petróleo era básicamente una variable de política económica, orientada a sostener el proceso de industrialización y a mantener bajos los costos energéticos internos.
En la década de 1990 hubo una ruptura importante con ese esquema. Las reformas del sector energético, la privatización de YPF y la desregulación del mercado petrolero acercaron mucho más los precios internos a los precios internacionales. En ese momento el sistema argentino se integró de manera más directa al mercado global del petróleo.
Sin embargo, después de la crisis económica de 2001–2002 el Estado volvió a intervenir fuertemente en el sector energético. A partir de entonces se implementaron distintos instrumentos para evitar que el precio internacional del petróleo se trasladara plenamente al mercado interno. Entre esos instrumentos estuvieron los acuerdos de precios entre empresas, la llamada “mesa de crudos”, los controles sobre combustibles y, en determinados momentos, el denominado “barril criollo”, que fijaba un precio interno de referencia distinto del internacional.
Por lo tanto, si se toma el período largo desde mediados del siglo XX hasta la actualidad, puede afirmarse que durante la mayor parte de esos setenta años el precio interno del petróleo en Argentina no siguió automáticamente al precio internacional. Lo que cambió a lo largo del tiempo fueron los instrumentos institucionales y regulatorios utilizados para producir ese desacople: primero un sistema estatal integrado, luego una breve etapa de liberalización en los años noventa, y posteriormente diversos mecanismos de intervención y coordinación del mercado interno.
Puma Energy, la red global de estaciones de servicio del gigante global Trafigura, oficializó la apertura de una nueva estación de servicio en la Ruta Nacional Nro 9, a la altura de la ciudad de Baradero. Esta inauguración se alinea con la estrategia de la firma de consolidar su presencia en los nodos viales más relevantes del país.
El nuevo centro operativo destaca por su escala, ocupando una superficie de 3 hectáreas. La infraestructura técnica dispone de una playa para vehículos livianos con dos islas de carga, además de un sector específico para transporte pesado que cuenta con seis puestos de abastecimiento simultáneo. Esta configuración permite optimizar los flujos de tránsito y mejorar la eficiencia en la atención de flotas comerciales.
En cumplimiento con las nuevas demandas de movilidad sustentable, el establecimiento incorpora dos puntos de cargadores eléctricos. Asimismo, el complejo fue provisto de instalaciones de servicios complementarios que incluyen áreas de vestuarios y baños de uso exclusivo para transportistas, elevando los estándares de confort en las rutas de larga distancia.
La unidad de negocios de retail de la estación integra una tienda Super 7 junto con la cadena de hamburgueserías Dean & Dennys. Esta asociación comercial busca diversificar la oferta gastronómica y potenciar la experiencia del cliente a través de una propuesta de alta calidad, complementada por un espacio exterior diseñado para el descanso.
El nuevo concepto de estaciones de servicio
Alejandro Stevenazzi, gerente comercial de Puma Energy, señaló que la puesta en valor de la sede en Baradero forma parte de un programa integral de modernización. Según el directivo, el objetivo es transformar los puntos de venta en espacios polifuncionales que brinden soluciones técnicas para los vehículos y un entorno de comodidad para los pasajeros.
Con esta incorporación, la empresa supera las 410 estaciones de servicio activas en la Argentina. En paralelo, la compañía avanza en la actualización estética y funcional de sus tiendas de cercanía, y a la fecha se remodelaron 190 locales bajo las insignias Super 7 y Shop Express, con la meta de alcanzar las 250 unidades renovadas antes de finalizar el año.
Por su parte, Hernán Zagabria, representante de la firma operadora Zagabria S.A., destacó la oportunidad de integrar esta renovación de red. El empresario remarcó que su gestión aportará el conocimiento operativo para que la estación cumpla con los estándares de calidad y atención, posicionándose como una unidad insignia para la marca.
Puma Energy, como parte de su capacidad instalada en el país, opera activos estratégicos como la Refinería de Bahía Blanca, la terminal de Campana y la planta de lubricantes en Avellaneda. A esta estructura se suman más de 50 Agroservicios distribuidos en los principales puntos de la zona productiva rural.
El country manager de Pluspetrol, Julián Escuder; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
La empresa energética Pluspetrol firmó un nuevo convenio de adhesión al programa de Becas “Gregorio Álvarez”, iniciativa impulsada por el gobierno de la Provincia del Neuquén, mediante el cual destinará US$1 millón para fortalecer el programa durante 2026.
Se trata del tercer año consecutivo en el que la compañía acompaña esta iniciativa educativa, orientada a apoyar a estudiantes de distintos niveles del sistema educativo provincial.
Durante la firma del acuerdo, el country manager de la compañía, Julián Escuder, destacó el rol de la educación en el desarrollo social y económico. «El respaldo al programa busca contribuir a la formación de jóvenes de la provincia y ampliar sus oportunidades de desarrollo», indicó.
Inversión social con foco en educación y desarrollo
El aporte al programa de becas forma parte del plan de Responsabilidad Social que Pluspetrol prevé ejecutar en Neuquén durante 2026, el cual alcanza un total de US$4,2 millones.
Dentro de ese monto también se contempla una contribución de US$1 millón destinada al Instituto Vaca Muerta, institución orientada a la formación técnica vinculada a la industria energética.
El resto de los recursos estará destinado a distintos programas de inversión social enfocados principalmente en las localidades de Añelo y Rincón de los Sauces, zonas donde la compañía desarrolla parte de sus operaciones.
Alcance del programa de becas
El programa de Becas Gregorio Álvarez está dirigido a estudiantes desde el nivel inicial hasta la educación superior que acrediten necesidades económicas y se encuentren cursando estudios en universidades o institutos terciarios.
La iniciativa contempla apoyo financiero para cubrir matrícula, materiales de estudio, transporte y otros gastos asociados a la formación académica.
Según informó la compañía, la participación en este programa se inscribe dentro de su estrategia de responsabilidad social corporativa, orientada a acompañar políticas públicas provinciales y promover oportunidades educativas en las comunidades donde opera.
En un foro en Mendoza, representantes del sector nuclear anticiparon parte de los lineamientos que expondrán ante inversores en la Argentina Week.
El sector nuclear argentino tendrá una representación de peso en el Argentina Week, el mega evento organizado por el gobierno de Javier Milei que se desarrolla desde este lunes en Nueva York para mostrar las oportunidades de inversión en oil&gas, energía, minería y otros sectores.
La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN) alineó a las empresas del sector nuclear detrás de una agenda que busca promocionar principalmente oportunidades en minería de uranio, el ciclo del combustible nuclear, y en la supply chain para reactores modulares pequeños, según pudo saber EconoJournal.
Representantes de Nucleoeléctrica Argentina, INVAP, Dioxitek, Conuar, IMPSA, UrAmerica, Corporación América y Meitner Energy estarán presentes en el evento que organiza la Embajada Argentina en los EE.UU. en Nueva York entre el 9 y 12 de marzo, con el apoyo del JP Morgan, Bank of America, Kaszek, Citi, AmCham, AS/COA y US Argentina Business Council.
Parte de esa agenda fue adelantada el jueves por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, en un panel sobre el sector nuclear en el 7° Foro de Inversiones & Negocios Mendoza 2026.
“Hoy las empresas del sector nuclear argentino tienen una oportunidad única de consolidarse como un hub regional de innovación y de proyectar sus capacidades tecnológicas para brindar servicios al mundo”, señaló Ramos Napoli.
El encuentro reunió a referentes del sector para analizar el valor estratégico de la industria nuclear argentina, su capacidad tecnológica y su proyección internacional, así como su potencial para impulsar nuevas inversiones y fortalecer el desarrollo energético, científico e industrial del país.
Del panel participaron el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Juan Martín Campos, el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Martín Porro, y representantes de Conuar, IMPSA, INVAP y UrAmérica Argentina.
Argentina Week: la agenda programática para el sector nuclear
El gobierno puso en marcha el proceso de privatización parcial del paquete accionario de Nucleoeléctrica
La comitiva nuclear en la Argentina Week estará liderada por el secretario de Asuntos Nucleares, quien brindará el miércoles por la tarde una presentación sobre el sector y el rol de la secretaría ante inversores en el Bank of America. La presentación de Ramos Napoli será inmediatamente después de la intervención del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Por el lado de las actividades nucleares, que tendrán lugar en el Consulado de Argentina en Nueva York, incluirán el martes un panel con los CEOs de empresas del sector y el Secretario de Asuntos Nucleares frente a inversores, clientes y proveedores. De ese encuentro se espera que las empresas coordinen reuniones de negocio durante el miércoles.
Al Argentina Week asistirán el presidente de Nucleoeléctrica, el presidente de IMPSA, Jorge Salcedo, el presidente de Conuar, Rodolfo Kramer, el gerente general de INVAP, Dario Giussi, el presidente de Dioxitek, Bruno Oberlis, el CEO de UrAmérica, Omar Adra, y representantes de Corporación América y Meitner Energy. También viajará el presidente de la CNEA.
Nucleoeléctricaes la compañía estatal que opera las centrales nucleares en el país. El gobierno el año pasado puso en marcha el proceso de privatización parcial de la empresa, que podría avanzar en la segunda mitad de este año. La empresa también expondrá sus capacidades de ingeniería para brindar servicios para centrales nucleares.
IMPSA, la empresa metalúrgica adquirida el año pasado por el grupo estadounidense IAF, expondrá sus capacidades industriales para fabricar componentes y brindar servicios para centrales nucleares. La empresa meses atrás entregó una grúa pórtico para un proyecto en el complejo nuclear Atucha.
INVAP, la principal empresa de proyectos tecnológicos de la Argentina, hará foco en los proyectos de reactores multipropósito en los que esta trabajando en América Latina y el resto del mundo.
Minería de Uranio
Perforación en el proyecto de uranio y vanadio Ivana en Río Negro.
La minería de uranio es una actividad que el gobierno y el sector nuclear buscan reactivar en el país a partir de la inversión privada.
Corporación América, el holding empresarial de Eduardo Eurnekian, firmó un acuerdo con la canadiense Blue Sky Uranium para adqurir hasta el 80% del proyecto Ivana de uranio y vanadio en Río Negro. Fruto de ese acuerdo fundaron la empresa Ivana Minerals para desarrollar el proyecto, que actualmente avanza hacia las etapas de prefactibilidad y factibilidad.
UrAmerica Ltd. es una compañía privada de exploración minera enfocada en metales críticos, propietaria del proyecto de uranio Meseta Central en Chubut. La firma estadounidense Evolution Metals LLC en 2022 adquirió una participación en la empresa.
Combustibles nucleares
Dioxitek analiza producir hexafloruro de uranio en la Nueva Planta de Uranio a finalizar en Formosa.
En conexión con la minería de uranio, Dioxitek y Conuar expodrán sus capacidades para insertarse en la cadena internacional del combustible nuclear, que esta fuertemente orientada a las centrales de uranio enriquecido y agua liviana.
Dioxitek tiene la expectativa de desarrollar el negocio de producción y exportación de hexafloruro de uranio, un compuesto necesario para el enriquecimiento de uranio. Para explorar esa posibilidad firmó un acuerdo con la empresa estadounidense NANONuclear Energy.
En cuanto a Conuar, una compañía controlada por el grupo Perez Companc y que tiene a CNEA como accionista minoritaria, su expertise en la fabricación de elementos combustibles para las centrales nucleares de uranio natural y agua pesada en la Argentina lo posiciona como potencial exportador de combustibles de uranio enriquecido.
Reactores modulares pequeños
Conuar firmó un convenio con Terra Innovatum para diseñar y fabricar componentes para un microreactor nuclear.
Argentina se ha logrado posicionar como un referente en materia de desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR) gracias a la inversión estatal en el proyecto CAREM, que sirvió de escuela para la formación de talento que hoy se desempeña en empresas que estan diseñando este tipo de reactores. Este desarrollo también abre la posibilidad al país de insertarse como proveedor de componentes nucleares para reactores pequeños.
El caso más concreto es el de Meitner Energy, una empresa constituida por INVAP e inversores americanos para desarrollar el reactor modular ACR-300. Meitner Energy ya esta empleando en el país a decenas de personas en la ingeniería conceptual del reactor.
El desarrollo de reactores SMR en el mundo también abre oportunidades para IMPSA y Conuar. La empresa mendocina obtuvo un know-how importante en recipientes de presión para reactores SMR por su trabajo en el mecanizado y terminación del recipiente de presión del prototipo CAREM.
En cuanto a Conuar, firmó el año pasado un convenio con la firma europea Terra Innovatum por el cual diseñará y fabricará componentes críticos para el SOLO Micro-Modular Reactor. Conuar ya tiene experiencia fabricando componentes para centrales nucleares, como los tubos de generadores de vapor para centrales tipo CANDU.
YPF concentra el 55 por ciento del mercado de venta de combustibles.
La fuerte suba que experimentó la cotización del crudo luego del estallido de la Guerra en Medio Oriente le mete presión al precio de los combustibles en el mercado local. Sin embargo, a diferencia de lo ocurrido en otras ocasiones excepcionales, luego de la reforma de la Ley de Bases el Estado se quedó sin herramientas legales para justificar una intervención en el mercado.
Los cambios en la Ley de Hidrocarburos que limitan al gobierno
Antes de las reformas que introdujo la Ley de Bases en la Ley de Hidrocarburos 17.319, el artículo 6 decía que los precios de comercialización del petróleo en el mercado interno no podían ser inferiores a los precios de importación de condiciones similares, pero se aclaraba explícitamente que “cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno, y, en ese caso, éstos podrán fijarse sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal, las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal hubiere realizado”.
Ese párrafo buscaba darle al Estado la facultad para intervenir en situaciones excepcionales. Muchas veces se hizo valer ese artículo para forzar un acuerdo con los productores y lograr que vendieran el crudo por debajo de la paridad de exportación. También hubo ocasiones en las que se acordó que pudieran vender por encima del precio internacional para sostener inversiones en el upstream. Ese desacople respecto de la cotización internacional, tanto para abajo como para arriba, se conoció como barril criollo.
La nueva versión del artículo 6 establece, en cambio, que “los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, conforme la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional”. Y luego se agrega que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno para ninguna de las actividades indicadas en el párrafo anterior”
Ese cambio supuso un giro copernicano en la regulación porque a partir de entonces se estableció como objetivo principal maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos.
Cuando se debatió la Ley de Bases, algunas voces dentro del gobierno señalaron que debía incluirse una línea en el artículo 6 que relativizara este postulado en situaciones extremas, como puede ser una guerra, pero la sugerencia no prosperó.
Por lo tanto, si la fuerte suba del barril se mantiene durante las próximas semanas el impacto en el surtidor será inevitable porque lo que se cobra por el crudo es un precio equivalente al promedio de los últimos 15 días menos retenciones, que ahora son del 4% y a partir de esta suba de precios volverán a 8%.
Lo que también se buscó con la nueva redacción del artículo 6 fue evitar que el Estado utilice a YPF, donde controla la mayoría accionaria, como una herramienta de política antiinflacionaria, aprovechando que concentra el 55% del mercado de venta de combustibles. Ese papel que le hizo jugar informalmente el kirchnerismo a la petrolera nacional luego de la expropiación de las acciones de Repsol en 2012, y que se agudizó durante la gestión de Alberto Fernández y derivó en la crisis de desabastecimiento de combustibles, ahora está limitado. Los productores no integrados cuentan con un argumento regulatorio adicional para defender su posición en caso de que YPF u otra empresa refinadora quiera negociar un precio por debajo del export parity.
Lo que sí podría llegar a ocurrir es que YPF le pague la paridad de exportación a los productores no integrados, pero luego decida por motivos políticos no trasladar ese aumento al surtidor, aunque en ese caso la rentabilidad de su negocio se vería seriamente afectado.
Mayor libertad para exportar
La ley de Bases también introdujo cambios en lo que refiere a la exportación de hidrocarburos. Antes, el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, decía que “durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos”.
En otras palabras, el mercado interno se imponía por sobre la exportación. De hecho, las petroleras interesadas en exportar crudo debían iniciar un trámite en la Secretaría de Energía tres meses antes de concretar la operación. En ese acto informaban cuánto petróleo tenían previsto vender al exterior y a partir de ese momento se abría un plazo de 5 días hábiles para que cualquier refinador local que deseara ese crudo pudiera cruzar esa operación de exportación y reclamar el petróleo para su refinería.
El artículo 105 de la Ley Bases modificó el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos y estableció que los permisionarios y concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, aunque anticipó que “el efectivo ejercicio de este derecho estará sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional”.
La reglamentación publicada en el decreto 1057/24 relativizó esa posibilidad al establecer una serie de causas por las cuáles se puede objetar total o parcialmente las exportaciones, aunque una vez que expire el plazo para las objeciones no puede afectarse las exportaciones en curso.
La empresa Shell Argentina firmó su adhesión como socia al Instituto Vaca Muerta (IVM), una iniciativa educativa de la industria energética que integran las principales empresas operadoras y de servicio para formar al talento que demandará el Upstream en los próximos años.
Durante la firma estuvieron presentes el presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister, el presidente y CEO de YPF Horacio Marín, y presidente del IVM, Lisandro Deleonardis.
“La incorporación de Shell al Instituto Vaca Muerta demuestra el compromiso que tenemos toda la industria de trabajar para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y para elevar los estándares técnicos y de seguridad”, afirmó el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
La nueva institución brindará la formación técnica gratuita clave para el desarrollo de Vaca Muerta y para los proyectos de la industria que posicionarán al país como un exportador de energía en los principales mercados del mundo. Su inauguración está prevista para el próximo 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén.
“La educación y la formación de talentos son pilares fundamentales para el desarrollo de Vaca Muerta que impulsamos desde Shell. Nos enorgullece formar parte de este Instituto que nació y crecerá a partir de la colaboración estratégica entre todos los que formamos parte de la industria”, sostuvo su presidente, Germán Burmeister.
En la actualidad, las empresas operadoras que ya son socias del IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron y Pluspetrol; y las de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB, Huinoil PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM.
Los egresados recibirán certificados por los cursos realizados acreditando competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria y avalados por el Consejo Provincial de Educación de la provincia del Neuquén.
En el Polo Tecnológico de Neuquén, la formación se realizará con simuladores, laboratorios y talleres equipados con tecnología de vanguardia. La otra sede del IVM está ubicada en el Rio Neuquén y cuenta con un pozo escuela donde los estudiantes podrán realizar las prácticas y maniobras críticas para formarse como operadores del Upstream, se describió.
Minerven, la minera estatal venezolana, cerró un acuerdo multimillonario (aproximadamente $165 millones) con el gobierno de Estados Unidos por suministro de oro. El activo sería suministrado a la singapurense Trafigura quien será la encargada de transportarlo a las refinerías estadounidenses. El rango estimado es entre 650 y 1000 kilos de barras de oro Dore.
El acuerdo podría alivianar la suba del dólar al poder ofrecer un backup al petrodólar dada su reciente volatilidad a causa del conflicto en Medio Oriente.
Doug Burgum, secretario del interior americano, realizó una visita de 2 días a Caracas, donde se reunió con Delcy Rodríguez, presidenta interina venezolana, con el fin de negociar y gestionar el acuerdo.
La mandataria venezolana anunció reformas para el sector minero luego de reunirse con Burgum, lo que podría garantizar el ingreso de las divisas americanas que el país bolivariano tanto necesita.
El pasado primero de febrero, Estados Unidos reabrió su embajada en Caracas, restableciendo así las relaciones diplomáticas entre ambos países.
Acerca de la muy fuerte suba que registra la cotización del crudo y del gas en el mercado internacional por el conflicto bélico en Medio Oriente, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló en X que “entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición: YPF no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso con los consumidores”.
Tal como lo describió la semana pasada en declaraciones periodísticas, Marín reiteró que en YPF “trabajamos con una estrategia de micropricing para ir analizando los precios día a día, semana a semana y mediante el sistema de moving average podremos atenuar picos de aumento y bajas dando mayor previsibilidad a los consumidores, teniendo un precio más estable”.
“La volatilidad y la incertidumbre no genera valor real sino especulación de corto plazo y nosotros buscamos ser confiables en el tiempo”, agregó Marín.
A modo de referencia, cabe señalar que en algunas estaciones de servicio de la marca YPF en el ámbito de CABA los precios de los combustibles el domingo 8 se ubicaban en: $ 1.688 para el litro de Nafta Súper; $ 1.892 para la Infinia Nafta; en $ 1.744 para el Diesel500 (común); y en $ 1.934 para el Infinia Diesel. Con subas que suelen registrarse luego de cada medianoche, indicaron expendedores consultados.
YPF es la petrolera integrada de mayor participación en el mercado local. Sus precios en todo el país suelen ser mas bajos que el de otras importantes marcas operadoras. Varias de ellas han venido ajustando a la suba sus precios en los últimos días.
Como consecuencia de lo que está ocurriendo tras los bombardeos de Estados Unidos e Israel contra Irán, y la propagación del conflicto en la región, el precio del petróleo Brent trepó en la semana hasta rondar el lunes 9 de marzo los 104 dólares el barril, con estimaciones de nuevas fuertes subas en lo inmediato.
Javier Milei viaja a Nueva York para encarar su misión más ambiciosa desde que llegó al poder: convencer a banqueros y grandes compañías de que Argentina está lista para recibir inversiones en escala.
El viaje coincide con la Argentina Week, organizada por JP Morgan y Bank of America, y busca enviar un mensaje político clave: continuidad, estabilidad y un rumbo económico que trascienda al Gobierno.
Una “carpeta de ofertas” con tres ejes
El Presidente llega con una agenda diseñada para captar capital en sectores estratégicos.
Según la información confirmada, el Gobierno presentará tres grandes bloques:
1) Financiamiento internacional
• Argentina necesita créditos externos para refinanciar deuda.
• El Riesgo País sigue arriba de los 500 puntos, un piso que el Gobierno no logra perforar.
El gobernador Ignacio Torres viajó a Nueva York con un objetivo claro: posicionar a Chubut en la agenda global de inversiones. Invitado por Presidencia para participar de la Argentina Week, el mandatario mantuvo reuniones con bancos, fondos y corporaciones tecnológicas.
La gira incluyó un encuentro clave con Amazon, que evalúa instalar un data center en la Patagonia.
Una mesa de alto nivel en JP Morgan
Torres fue el único gobernador presente en la reunión organizada por JP Morgan, donde participaron 30 CEOs globales y el ministro de Economía, Luis Caputo.
El encuentro abordó temas de financiamiento, infraestructura y oportunidades en sectores estratégicos como energía, pesca y economía del conocimiento.
La presencia de ejecutivos de primer nivel confirma que las provincias empiezan a jugar un rol más activo en la búsqueda de capital internacional.
Amazon mira a la Patagonia para un data center
Uno de los momentos más relevantes de la gira fue el desayuno de trabajo con directivos de Amazon.
La compañía analiza instalar un data center en la región, un proyecto que podría transformar la matriz productiva de Chubut.
La provincia compite con Neuquén, pero tiene ventajas concretas:
• Energía renovable a bajo costo.
• Clima frío que reduce gastos de refrigeración.
• Subzona franca de Trelew como incentivo fiscal.
• Conectividad internacional en expansión.
El interés de Amazon no es menor: un data center de escala global genera empleo calificado, infraestructura digital y nuevas cadenas de valor.
Una Ley de Data Centers para atraer capital
Torres anunció que enviará a la Legislatura un proyecto para crear un marco normativo específico para data centers.
La iniciativa busca:
• Dar previsibilidad regulatoria.
• Atraer inversiones tecnológicas.
• Convertir a Chubut en un hub digital del Cono Sur.
Es una señal clara para los inversores: la provincia quiere competir en sectores de alto valor agregado.
Una comitiva empresarial que marca el rumbo
El gobernador viajó acompañado por referentes de peso:
• Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy.
• Directivos de Pecom.
• Representantes de la industria pesquera.
La presencia de líderes del sector energético y exportador muestra que la estrategia provincial apunta a integrar industrias tradicionales con nuevas economías.
Lectura estratégica: provincias que se globalizan
La gira de Torres refleja un cambio profundo.
Las provincias ya no esperan que la inversión llegue: salen a buscarla.
Chubut combina recursos naturales, energía competitiva y una posición geográfica estratégica.
Si logra atraer a Amazon y consolidar un marco regulatorio moderno, puede convertirse en un polo digital y energético con impacto nacional.
La oportunidad está sobre la mesa. El desafío será convertir interés en inversión y anuncios en proyectos concretos.
El sector petrolero mendocino atraviesa una transformación profunda. El Plan Andes, la estrategia de YPF para reordenar su portafolio de áreas convencionales, avanza con fuerza y abre un nuevo capítulo para la provincia.
La compañía decidió concentrar inversiones en activos de mayor productividad y poner en venta seis áreas maduras, un movimiento que reconfigura el tablero energético regional.
YPF ajusta su estrategia: menos extensión, más intensidad
El Plan Andes no es una retirada. Es una reasignación de capital.
YPF busca enfocarse en proyectos con mejor retorno y dejar espacio para que operadores especializados tomen el control de campos convencionales con declino natural.
Las áreas en venta se agrupan en dos clústeres:
Clúster Chachahuen
• Chachahuén Sur
• Puesto Hernández
• Cerro Morado Este
• Chihuidos Sierra Negra
Clúster Malargüe
• Cerro Fortunoso
• Valle del Río Grande
El proceso está siendo gestionado por el Banco Santander, lo que garantiza competencia y transparencia.
Una transición que refleja un cambio de época
La industria petrolera argentina vive un punto de inflexión.
La expansión de Vaca Muerta elevó los estándares de productividad y modificó la lógica de inversión. Los pozos no convencionales producen más, más rápido y con mayor eficiencia. Eso obliga a las cuencas tradicionales —como la mendocina— a replantear su estrategia.
Mendoza tiene historia, infraestructura y talento. Pero necesita atraer nuevos jugadores que puedan maximizar el potencial de sus yacimientos maduros.
La provincia busca reposicionarse
El gobierno mendocino sigue de cerca el proceso. La venta de áreas puede:
• Atraer empresas medianas con foco en recuperación secundaria y terciaria.
• Sostener empleo y actividad en zonas petroleras históricas.
• Impulsar inversiones en tecnología para mejorar factores de recobro.
• Diversificar la matriz energética provincial.
La clave será cómo se articule la transición para evitar caídas abruptas en producción y actividad.
YPF mantiene activos estratégicos
La compañía conservará los proyectos con mayor potencial y su complejo industrial de Luján de Cuyo, pieza central del downstream regional.
La decisión confirma que Mendoza sigue siendo parte del mapa estratégico de la empresa, aunque con un perfil distinto.
Lectura estratégica: una oportunidad para nuevos jugadores
El Plan Andes abre un espacio que el mercado venía esperando.
Las áreas maduras pueden ser altamente rentables para operadores con estructuras más livianas y foco técnico.
Para Mendoza, la transición puede convertirse en una oportunidad de reconversión productiva, con más inversión, más competencia y más tecnología.
La industria cambia. Y la provincia se mueve para no quedar atrás.
El petróleo Brent volvió a romper un umbral psicológico. Superó los USD 90 por barril y encendió alertas en todo el mundo. La escalada bélica en Medio Oriente impulsó un salto de más del 5% en una sola rueda, con un impacto directo sobre logística, energía y precios globales.
Para Argentina, el movimiento tiene un doble efecto: más dólares por exportaciones, pero también mayor presión sobre los combustibles.
Un shock externo que mueve la macro
El conflicto en el estrecho de Ormuz —por donde pasa casi el 20% del petróleo mundial— volvió a tensionar la oferta global. El mercado reaccionó rápido. El barril tocó los USD 91,5 y consolidó una tendencia alcista que ya se siente en toda la cadena energética.
Para la economía argentina, el impacto es inmediato. Por cada USD 10 de aumento en el Brent, el país suma USD 1.300 millones adicionales por exportaciones. Son dólares de alta calidad, que fortalecen la balanza comercial y mejoran la hoja de balance macro.
Pero el shock también tiene costo interno
El salto del crudo encarece la importación de energía. Solo en GNL, Argentina deberá pagar USD 500 millones extra si los precios se mantienen en estos niveles durante el invierno. Ese diferencial presiona sobre tarifas, costos logísticos y competitividad industrial.
Además, el mercado local de combustibles ya anticipa ajustes. Horacio Marín, presidente de YPF, fue claro: si el Brent se sostiene por encima de USD 80, el traslado a precios es inevitable. Con el barril arriba de USD 90, el aumento es cuestión de tiempo.
El impacto en surtidores será gradual
El Gobierno y las petroleras coinciden en un punto: evitar un shock inflacionario. Por eso, los ajustes serán escalonados. La estrategia busca amortiguar el impacto sobre transporte, alimentos y logística, tres sectores sensibles en la dinámica de precios.
Una oportunidad que depende de la infraestructura
El contexto global favorece a Vaca Muerta. Pero la capacidad de capturar ese beneficio depende de la infraestructura. El país todavía necesita completar obras clave para ampliar la evacuación de gas y petróleo. Sin esos proyectos, parte del potencial exportador queda limitado.
Lectura estratégica: energía como variable macro
El salto del Brent confirma que la energía volvió a ser un factor central en la economía global. Para Argentina, el movimiento abre una ventana de oportunidad. Más exportaciones, más divisas y un sector con capacidad de traccionar crecimiento.
Pero también exige equilibrio. El desafío será administrar el impacto interno sin frenar la competitividad. En un mundo donde la geopolítica define precios, la estabilidad energética se convierte en un activo estratégico.
San Juan volvió a marcar el rumbo. La provincia tomó una decisión estratégica que trasciende su frontera y se proyecta al país y al mundo: consolidar un modelo minero moderno, competitivo y ambientalmente controlado. No es un giro improvisado.
Es una política de Estado que combina estabilidad, licencia social y proyectos de escala global en un momento en que los minerales críticos definen la economía del siglo XXI.
Un modelo que se sostiene en el tiempo
San Juan entendió antes que otras provincias que la minería no es una actividad más. Es empleo, infraestructura, exportaciones y desarrollo en zonas donde otras industrias no llegan.
La clave fue construir un modelo basado en:
• Decisión política sostenida
• Reglas claras
• Debate social sin extremos
• Controles ambientales crecientes
Ese equilibrio permitió que la provincia se convierta en un caso testigo de minería moderna en Argentina.
Presencia fuerte en la feria minera más importante del mundo
La provincia tuvo un rol destacado en la PDAC, la feria minera de Canadá, donde se presentan los proyectos más relevantes del planeta.
San Juan llevó al exterior iniciativas como:
• Vicuña
• Los Azules
Ambos posicionan a la provincia como uno de los polos mineros más importantes del país, especialmente en cobre, un mineral clave para la transición energética global.
El agua como eje del debate: ciencia, control y transparencia
La nota de Huarpe lo plantea con claridad:
Ese enfoque implica:
• Monitoreo ambiental independiente
• Acceso público a la información
• Tecnología de punta para control hídrico
• Sanciones reales cuando algo se hace mal
San Juan busca demostrar que minería y protección del agua pueden convivir bajo estándares modernos.
Minerales críticos: una ventana global que no espera
El mundo demanda:
• Cobre para electrificación
• Litio para baterías
• Oro como reserva de valor
La transición energética aceleró la competencia global por estos recursos. San Juan decidió no mirar desde afuera: quiere ser protagonista.
Integración productiva: proveedores, infraestructura y desarrollo local
La minería no funciona aislada. Necesita una estrategia integral:
• Proveedores locales fuertes
• Capacitación técnica
• Infraestructura compartida
• Regalías que se traduzcan en obras, educación y salud
• Agregado de valor cuando sea posible
La provincia busca que el desarrollo minero tenga un impacto real en la vida cotidiana.
Lectura estratégica: un modelo que puede escalar
San Juan ofrece algo que el mundo valora:
• Estabilidad
• Consenso social
• Proyectos de clase mundial
• Gobernanza ambiental moderna
En un contexto global donde los minerales críticos definen cadenas de valor, la provincia se posiciona como un actor central.
La oportunidad está abierta. Y San Juan decidió aprovecharla con una estrategia que combina visión, ciencia y desarrollo.
Miguel Galuccio, presidente y fundador de Vista Energy, dejó una señal clara al mercado: “La realidad macroeconómica es mucho mejor que la que teníamos hace tiempo atrás”. La frase sintetiza el clima que hoy atraviesa el sector energético.
Más estabilidad, reglas más claras y un horizonte exportador que se consolida. Para una compañía que invirtió USD 6.000 millones en ocho años, el contexto importa. Y mucho.
Vaca Muerta ya no es promesa: es plataforma de crecimiento
Galuccio lo plantea sin rodeos. Argentina pasó de un déficit energético de USD 7.000 millones en 2012 a un superávit de USD 7.000 millones en 2025. La diferencia la hizo Vaca Muerta.
Hoy la formación neuquina explica más del 70% de la producción nacional y genera un excedente exportable que supera los 300.000 barriles diarios.
Para Vista, ese escenario es el terreno ideal. La compañía se consolidó como la petrolera privada de mayor crecimiento, con un modelo que combina eficiencia operativa, disciplina de capital y talento local.
Un modelo que se replica: inversión sostenida y cultura de equipo
Vista cotiza en la Bolsa de Nueva York y opera con estándares internacionales. Galuccio destaca que el diferencial no está solo en la geología, sino en la cultura de trabajo:
• Equipos jóvenes.
• Procesos ágiles.
• Foco en productividad.
• Compromiso con la eficiencia.
Ese enfoque permitió perforar más rápido, producir más y reducir costos. En un sector donde cada dólar cuenta, la gestión importa tanto como el recurso.
Un marco regulatorio que acompaña
El presidente de Vista valoró tres decisiones del Gobierno que cambiaron el tablero:
• Liberalización de exportaciones, clave para atraer capital.
• Disciplina macroeconómica, que reduce volatilidad.
• Incentivos a la inversión, como el RIGI para perforación y producción.
Para Galuccio, estas medidas alinean a Argentina con los estándares que exigen los fondos internacionales. Y eso abre la puerta a una nueva ola de inversiones.
Lectura estratégica: energía como motor macro
La entrevista deja un mensaje de fondo. La energía volvió a ser un pilar de estabilidad macroeconómica.
Vaca Muerta está “desrisqueada”: madura, competitiva y con escala.
Vista Energy se posiciona como un jugador central en esa transformación.
Y el país tiene, por primera vez en décadas, un sector capaz de generar divisas de forma sostenida.
El desafío ahora es sostener el rumbo. Si la macro acompaña y la regulación se mantiene estable, la energía puede convertirse en el principal motor de crecimiento de la economía argentina.
Mendoza volvió a escena con un mensaje claro: la minería ya no es un debate abstracto, sino una política económica en construcción. En el Foro de Inversiones & Negocios, la provincia presentó su cartera minera, los avances del sector y una hoja de ruta que busca atraer capital, fortalecer instituciones y consolidar un modelo de desarrollo sostenible.
Una mesa minera con alta convocatoria
La presentación se realizó en la Mesa de Minería, una de las más concurridas del Foro.
Participaron funcionarios, empresarios, inversores, académicos y organizaciones civiles.
El dato no es menor: el ecosistema minero mendocino empieza a mostrar densidad institucional, algo clave para cualquier proceso de inversión de largo plazo.
Un clima inversor que cambia
El subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, destacó que el interés por la minería creció de forma sostenida en los últimos dos años.
La provincia mostró:
• Proyectos con avances concretos
• Más de ocho expositores especializados
• Participación activa de ONG vinculadas a la política energética futura
El mensaje fue directo: Mendoza quiere previsibilidad, diálogo y reglas claras.
Hitos 2025 y objetivos 2026
El director de Minería, Jerónimo Shantal, presentó los hitos alcanzados en 2025 y los objetivos para 2026.
La estrategia apunta a:
• Mayor institucionalidad
• Procesos más transparentes
• Un marco regulatorio moderno
• Crecimiento sostenido del sector
La provincia busca que la minería deje de ser una discusión pendular y se convierta en una política de Estado.
Un Foro con fuerte presencia empresarial
El Foro reunió a inversores nacionales e internacionales, referentes del sector energético, minero, logístico y tecnológico.
El ministro Rodolfo Vargas Arizu fue contundente:
La minería aparece como uno de los vectores más dinámicos dentro de esa agenda.
Lectura estratégica: Mendoza quiere volver al mapa minero
La provincia está construyendo un nuevo consenso minero, basado en:
• Institucionalidad
• Participación social
• Visión de largo plazo
• Articulación público–privada
El Foro mostró que Mendoza dejó atrás la etapa de parálisis y entra en una fase de maduración, donde el interés inversor vuelve a crecer.
El desafío ahora es convertir ese interés en proyectos concretos, con impacto en empleo, infraestructura y exportaciones.
La minería vuelve a ser una oportunidad. Y Mendoza decidió tomarla con una estrategia que combina técnica, política y desarrollo.
Argentina volverá a ser protagonista en la agenda energética internacional. Del 24 al 26 de marzo de 2026, Buenos Aires será sede del 39° Congreso Iberoamericano de GLP, el encuentro más importante del sector en América Latina. El evento reunirá a más de 2.000 participantes de más de 20 países, entre empresarios, reguladores, técnicos y especialistas.
La elección del país como anfitrión después de casi una década es una señal de confianza institucional y un reconocimiento al peso estratégico del GLP en la matriz energética regional.
Un punto de encuentro para toda la cadena del GLP
El Congreso se realizará en el Hotel Hilton de Puerto Madero, donde se debatirán tendencias, regulación, innovación y transición energética.
Es el espacio donde se define la agenda técnica y comercial del sector para los próximos años.
Una agenda que combina técnica, regulación e innovación
Durante tres jornadas se analizarán temas clave:
• Seguridad y operación del GLP
• Marcos regulatorios en evolución
• Dinámica comercial y precios
• Innovación tecnológica
• El rol del GLP en la transición energética
El Congreso permitirá al país mostrar avances, discutir desafíos y fortalecer vínculos con los principales actores del mercado iberoamericano.
La Feria del GLP: negocios, tecnología y acuerdos
En paralelo al Congreso se realizará la Feria del GLP, con más de 70 expositores.
Participarán:
• Fabricantes de equipos
• Proveedores de tecnología
• Empresas de servicios
• Startups del sector energético
Es un espacio clave para cerrar acuerdos, explorar inversiones y conocer las últimas innovaciones del mercado.
Un hito institucional para Argentina
El regreso del Congreso al país coincide con un momento de reconfiguración energética global.
El GLP vuelve a ganar protagonismo por su:
• Bajo impacto ambiental
• Versatilidad en hogares e industrias
• Rol como energía de transición
Además, se destaca un acuerdo regional histórico firmado por CEGLA con cámaras de toda Iberoamérica para compartir información técnica, estadística y regulatoria.
Ese entendimiento fortalece la integración energética latinoamericana.
Lectura estratégica: Argentina vuelve al centro del mapa energético
Ser sede del Congreso Iberoamericano de GLP no es solo un evento.
Es una oportunidad para:
• Reposicionar al país en la agenda energética regional
• Atraer inversiones
• Mostrar capacidades técnicas e industriales
• Impulsar acuerdos comerciales
• Integrarse a una red de cooperación internacional
El GLP es parte del presente y del futuro energético.
Y Argentina decidió ocupar un lugar central en esa conversación.
La nueva reforma laboral incorporó un cambio clave para toda la cadena energética: la venta de combustibles fue declarada servicio esencial. La medida abarca producción, transporte, distribución y comercialización.
Desde ahora, estaciones de servicio, refinerías y operadores logísticos deberán garantizar al menos el 75% del servicio durante paros o medidas de fuerza. Es un piso más alto que el de otras actividades críticas, que operan con un 50% mínimo.
Un cambio estructural para la operación del sector
La decisión reconoce algo que el mercado viene señalando hace años: sin combustibles no hay economía posible. El abastecimiento sostiene transporte, agro, industria, logística y servicios esenciales. Por eso, la reforma apunta a blindar la continuidad operativa en un sector donde cualquier interrupción genera efectos inmediatos.
Además, las asambleas internas ya no podrán frenar la actividad. Deberán contar con autorización previa del empleador y no podrán afectar el servicio. La norma también endurece sanciones ante bloqueos o tomas.
Impacto directo en estaciones de servicio
Las estaciones pasan a operar bajo un nuevo marco:
• Obligación de sostener el 75% del servicio en paros.
• Mayor previsibilidad para la planificación operativa.
• Reducción del riesgo de desabastecimiento en picos de demanda.
• Menor exposición a conflictos gremiales que afecten la caja diaria.
Para el sector, la medida aporta estabilidad y continuidad, dos variables críticas en un negocio de márgenes ajustados y alta dependencia logística.
La logística también queda alcanzada
El transporte de combustibles es parte del servicio esencial. Esto incluye:
• Camiones cisterna.
• Operadores mayoristas.
• Distribución a estaciones y grandes clientes.
La continuidad logística es clave para evitar cuellos de botella. La reforma reduce la vulnerabilidad del sistema ante paros prolongados o bloqueos en plantas y terminales.
Lectura estratégica: previsibilidad para una cadena crítica
La energía es infraestructura. Y la infraestructura necesita continuidad. La reforma laboral avanza en esa dirección.
Para las empresas, la medida ordena el marco operativo y reduce incertidumbre.
Para el Gobierno, es un paso hacia un esquema donde la energía sostiene la actividad económica sin interrupciones.
Para la cadena de valor, abre una etapa donde la planificación de inversiones y la eficiencia operativa ganan terreno.
En un país donde cada punto de abastecimiento importa, declarar esencial la venta de combustibles es una señal clara: la energía no puede detenerse.
La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a sacudir al mercado global. El petróleo subió 12% en un solo día y acumula un alza del 36% en marzo, con el barril cerca de los USD 90. Para Argentina, este salto abre una oportunidad exportadora. Pero también presiona sobre combustibles, logística e inflación.
En ese contexto, Santa Fe quedó en el centro de dos fuerzas que avanzan al mismo tiempo: el boom energético de Vaca Muerta y la amenaza europea sobre el biodiésel de soja, uno de sus motores industriales.
Santa Fe mueve fichas: misión oficial a Vaca Muerta
Más de 20 empresas santafesinas viajaron a Neuquén junto al gobernador Maximiliano Pullaro. El objetivo fue claro: posicionar a la provincia como proveedor estratégico de bienes y servicios para la industria del petróleo y el gas.
Durante la visita, Pullaro firmó un acuerdo con el gobernador neuquino Rolando Figueroa para fortalecer la integración productiva entre ambas provincias. La señal es contundente: Santa Fe quiere entrar en la liga mayor del oil & gas.
Vaca Muerta acelera y redefine el mapa productivo
Neuquén vive un crecimiento sin precedentes. Llegan 100 familias por semana atraídas por la actividad petrolera. Es la única provincia que generó empleo neto en los últimos años.
La expansión de Vaca Muerta demanda más proveedores, más logística y más tecnología. Y ahí aparece Santa Fe, con su entramado metalmecánico, su industria de maquinaria y su capacidad exportadora. La provincia quiere capturar parte de esa cadena de valor que hoy mueve inversiones, empleo y dólares.
La otra batalla: Europa y el biodiésel
Mientras Vaca Muerta abre puertas, el biodiésel enfrenta un frente externo complejo. Europa evalúa medidas que podrían afectar exportaciones clave de Santa Fe.
La industria local busca alternativas. Y la diversificación hacia petróleo y gas aparece como una estrategia para equilibrar riesgos y ampliar mercados.
Lectura estratégica: una oportunidad para el federalismo productivo
El movimiento de Santa Fe hacia Vaca Muerta muestra algo más profundo:
• La energía como motor de integración territorial.
• La industria como puente entre regiones.
• La logística como ventaja competitiva.
La guerra empuja los precios. Vaca Muerta acelera. Y Santa Fe se posiciona para no quedar afuera de la transformación energética más grande de la Argentina en décadas.
La oportunidad está. La clave será convertir acuerdos en contratos, y contratos en empleo, inversión y exportaciones.
El impacto de la guerra sigue profundizándose. En la madrugada, los Brent y WTI treparon a los 117$ por barril luego de cerrar en 103 (WTI) y 104 (Brent) respectivamente, precios más altos desde 2022. ¿Qué retos presenta esto para la industria?
Mientras reina la incertidumbre y los precios vuelan, el rally por el crudo comienza a tomar forma: Reacomodamiento de activos, precios, balances y stock están a la orden del día.
La inquietud por el suministro tras el bloqueo del estrecho de Ormuz avivó las llamas de la volatilidad de los mercados: la industria no puede determinar si este conflicto va a durar 3 días más o un 1 año. En otras palabras, el barril puede superar fácilmente los 157$ (bonos futuros).
La coyuntura de la situación impacta profundamente a los países de la CCG (Baréin, Kuwait, Omán, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Catar). Con el estrecho de Ormuz cerrado, refinerías dañadas y tankers sin destino, el escenario en medio se recrudece.
El impacto económico ya comenzó, y el efecto dominó alcanzó a los países de Asia no productores, con subas de hasta 70% en combustibles y petroquímicos.
Por otro lado, China (según su agencia de noticias Global Times) estaría en negociaciones activas con Irán para garantizar el salvoconducto de crudo y GNL, ya que aproximadamente un 30% y un 40% de su matriz energética proviene del estrecho de Ormuz.
Las consecuencias del conflicto también resuenan en mercados adyacentes; el mercado de carbón también presenció subas de hasta un 15%, cerrando a 135 $/T, dejando pocas áreas del sector energético sin afectar. Si bien esto puede ser entendido a priori como una oportunidad para el sector de renovables, muchos de sus insumos y componentes siguen siendo relacionados con la fundición de metales (carbón) o petroquímica, planteando un futuro incierto para los aceleracionistas del medio ambiente.
Asimismo, para Argentina, esto significa un inminente aumento de la suba de combustibles e insumos derivados de crudo. Según analistas, esto podría llevar a un aumento superior al 15% por los atrasos de precios.
GeoPark anunció que se sumará al Programa Provincial de Becas “Gregorio Álvarez” con un aporte de USD 250.000, en el marco de un encuentro con el gobernador Rolando Figueroa y del inicio de su operación en el país.
“Producir energía de manera responsable es el punto de partida. El desafío real es que ese desarrollo deje capacidades instaladas en el territorio. En Neuquén, el talento local es un activo estratégico. Invertir en educación es fortalecer la competitividad de sus habitantes y darle sustentabilidad al desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Felipe Bayon, CEO de GeoPark.
La Compañía llega a Neuquén con una visión de desarrollo de largo plazo, sustentada en la convicción de que la inversión productiva debe acompañarse del fortalecimiento del capital humano y de las capacidades institucionales del territorio. Este compromiso está alineado con su Sistema Integrado de Valores, que orienta la gestión hacia una operación segura, responsable y generadora de prosperidad.
En ese marco, la contribución forma parte de la estrategia de inversión social de GeoPark, que promueve mejores condiciones de vida en las comunidades donde opera y prioriza el acceso a la educación como plataforma de movilidad social y desarrollo productivo. En una provincia como Neuquén, donde el crecimiento de Vaca Muerta demanda talento, capacidades técnicas y liderazgo local, ampliar oportunidades educativas también contribuye a consolidar un ecosistema competitivo y sostenible.
GeoPark cuenta con una trayectoria regional impulsando el acceso a la educación. Desde 2014 lidera el Programa de Becas Universitarias para Mujeres en Ciencias e Ingenierías, que ha beneficiado a jóvenes en Latinoamérica. Asimismo, en Colombia —donde opera hace más de 14 años— mantiene un convenio con la Universidad Nacional Abierta y a Distancia (UNAD), que actualmente permite a jóvenes del departamento de Casanare cursar estudios profesionales.
Con el anuncio de su incorporación al Programa de Becas “Gregorio Álvarez”, la Compañía inicia una etapa de articulación con la Provincia orientada a integrar inversión, empleo y formación como parte de una misma visión de crecimiento sostenible en Neuquén.
Poco después de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, pronosticara una posible expansión de los bombardeos contra Irán, aviones de combate norteamericanos e iraníes dedicaron las primeras horas de este domingo a lanzar ataques sobre puntos vitales de la infraestructura iraní como son sus depósitos de petróleo y sus plantas desalinizadoras, claves para el suministro de energía y agua potable a decenas de poblaciones.
“Estados Unidos cometió un crimen flagrante y desesperado al atacar una planta desalinizadora en la isla de Qeshm. La ofensiva interrumpió el suministro de agua en 30 poblaciones”, condenó el el ministro de Exteriores iraní, Abbas Araqchi, en el inicio de una serie de ataques a más de una semana del conflicto en Medio Oriente.
En ese sentido, aviones israelíes bombardearon depósitos de petróleo iraníes en las áreas de Kuhak y Shahran de Teherán, así como en la cercana ciudad de Karaj, según informó la agencia de noticias semioficial iraní Fars. A su vez, fuentes oficiales israelíes confirmaron a la cadena CNN el comienzo de una “nueva fase de la guerra” con los bombardeos a estas instalaciones.
Al menos cuatro civiles murieron en estos bombardeos, de acuerdo con datos brindados por el director de la empresa nacional de distribución de productos petrolíferos, Keramat Veyskarami.
En Isfahán, varias plantas manufactureras sufrieron graves daños materiales por los bombardeos aviones de combate estadounidenses e israelíes contra las ciudades de la provincia. Horas más tarde, el Ejército israelí publicó un comunicado y describió esta ofensiva como un “ataque significativo que constituye un paso más en la profundización del daño a la infraestructura militar del régimen terrorista iraní”.
A pesar de que las autoridades iraníes aseguraron que estos ataques no representan una amenaza urgente al suministro de combustible, admitieron que hará falta introducir “restricciones temporales” en las zonas afectadas por el ataque de Estados Unidos e Israel.
La respuesta de Irán a la ofensiva de EE.UU. e Israel
En ese contexto, Irán efectuó ataques contra infraestructuras regionales durante las últimas horas, como por ejemplo en Bahréin, cuyas autoridades informaron de un nuevo ataque de drones iraníes contra su territorio nacional que dejaron al menos tres heridos y que tuvieron como objetivo una planta desalinizadora que sufrió daños.
Guardia Revolucionaria: Ataque a la refinería de Haifa en represalia por el ataque a la refinería de Teherán.
La infraestructura energética de Israel también está en el punto de mira iraní: esta madrugada, la Guardia Revolucionaria anunció un ataque contra una refinería de petróleo de Bazan en la bahía de Haifa utilizando misiles balísticos de combustible sólido Kheibar Shekan.
La Procuración del Tesoro de la Nación le solicitó a la Justicia de los Estados Unidos suspender “de forma inmediata” el proceso de discovery en el marco del juicio por la exporpiación de la petrolera YPF.
El órgano que dirige el flamante procurador Sebastián Amerio le solicitó una moción de emergencia ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para la suspensión de la etapa de exhibición y producción de documentos (Discovery) del requerimiento de aplicación de sanciones y de la audiencia probatoria fijada para los días 21 al 23 de abril de este año.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, los abogados de la Argentina detallaron una presentación en donde explican la justificación para pedir la suspensión, basada en los “fundamentos sólidos” que existen para revertir la decisión apelada. Entre ellos señalan la “incorrecta apelación del derecho argentino” y el “fórum non conveniens”.
A su vez, advierten que la continuidad del discovery “ocasiona un prejuicio irreparable para la soberanía nacional”, pudiendo impactar en la “previsibilidad necesaria para el normal desarrollo de sus relaciones financieras”.
También se destacó que el interés público aconseja “evitar impactos en las relaciones exteriores” y “posibles ineficiencias procesales” si la decisión de fondo torna “abstractas” las controversias vinculadas a la ejecución.
“Cabe señalar que la Argentina ha cumplido ampliamente con las órdenes dictadas en el proceso, produciendo más de 117.500 páginas de documentación y facilitando aproximadamente 37 horas de testimonio de siete funcionarios de alto rango”, se indicó. También destacó la entrega de más de 800 páginas adicionales y 86 notas de voz.
Sin embargo, los demandantes solicitaron que el país sea declarado “en desacato” y que se le impongan sanciones, las cuales Argentina consideró como “improcedentes y desproporcionales”.
En otro tramo de la presentación, se mencionó el respaldo que recibió el país del Departamento de Justicia norteamericano, el cual presentó ante el tribunal de la jueza de Nueva York Loretta Preska un documento a favor de la Argentina.
Sobre el final, la Procuración indicó que se seguirán ejerciendo todas las acciones y recurso jurídicos previstos para “resguardar la plena vigencia de la Constitución Nacional y de los principios del derecho internacional público”.
“Se sostendrá una defensa firme y consistente del interés nacional y de su soberanía frente a cualquier medida que considere contraria al orden jurídico argentino y a las normas fundamentales que rigen las relaciones entre Estados”, se agregó.
Los combustibles podrían aumentar hasta un 15% en Argentina si se mantienen los actuales niveles del precio internacional del petróleo, que volvió a dispararse en medio de la escalada del conflicto en Oriente Medio. El barril de Brent, referencia global del crudo, superó los 100 dólares, su valor más alto desde 2021, lo que encendió alertas en el sector energético local sobre un posible impacto en los surtidores.
La suba del petróleo se produjo tras nuevas tensiones geopolíticas en la región y declaraciones del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, quien sostuvo que el conflicto solo terminará con la “rendición incondicional” de Irán.
El aumento de los precios responde principalmente al temor de los mercados a una interrupción del suministro energético global, especialmente por la situación en el estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más importantes para el comercio de hidrocarburos y por donde circula cerca del 20% del petróleo que se comercializa en el mundo.
Desde el inicio de la crisis, varias infraestructuras energéticas fueron atacadas y el tránsito de petroleros en la zona se redujo, lo que incrementó la incertidumbre en los mercados internacionales. Analistas advierten que cada día que el estrecho permanece afectado aumenta la presión sobre el mercado petrolero.
Ajustes
En el plano local, especialistas del sector energético estiman que por cada dólar que sube el barril de crudo el precio final de los combustibles puede ajustarse entre 1% y 1,3%, aunque el traslado a los surtidores no suele ser automático.
El impacto potencial podría acercarse al 15% si el petróleo se mantiene en esos niveles durante varios meses. En términos concretos, esto podría traducirse en subas de entre 200 y 300 pesos por litro en naftas y gasoil.
De todos modos, el traslado al precio final depende de varios factores. En Argentina, el valor de los combustibles incluye el costo del petróleo, el margen de refinación, los impuestos y el componente de biocombustibles que deben mezclar las petroleras. En promedio, la materia prima representa cerca del 40% del precio final.
En ese esquema también tiene un rol clave YPF, que concentra alrededor del 55% del mercado minorista y suele marcar el ritmo de los ajustes que luego replican el resto de las compañías.
El Gobierno de Río Negro participó del simulacro de contención de derrame en el río Neuquén, organizado por la Prefectura Naval Argentina – delegación Comahue.
La práctica se desarrolló a través del Departamento Provincial de Aguas (DPA) en el marco de las actividades anuales exigidas por el Plan Nacional de Contingencia (PLANACON), orientado a empresas que operan transporte por ductos en zonas cercanas a ríos navegables.
Estos ejercicios permiten evaluar tiempos de respuesta, coordinación interinstitucional y protocolos de actuación ante eventuales incidentes con hidrocarburos.
Durante la jornada, la empresa Oleoductos del Valle SA (OLDELVAL) presentó el alcance de los dispositivos que instrumenta para la detección temprana de incidentes en cruces de ríos, así como los procedimientos de activación de equipos para la intervención inmediata ante derrames.
El simulacro contempló:
Activación de sistemas de alerta y monitoreo.
Despliegue de equipos para contención de hidrocarburos.
Retiro y recuperación del producto.
Disposición final segura.
Saneamiento de áreas afectadas.
La participación del DPA refuerza el rol del Gobierno de Río Negro como garante del cuidado del agua y la protección de los ríos, promoviendo la articulación con organismos nacionales y empresas operadoras.
Preparar la provincia para el futuro implica anticiparse, planificar y actuar. La prevención es una inversión en seguridad ambiental, en producción y en el bienestar de las comunidades.
El Gobierno de Río Negro creó el Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional, con el objetivo de reactivar pozos, promover nuevas inversiones y sostener el empleo en áreas maduras de petróleo y gas.
Esta iniciativa fue publicada mediante el Decreto 136/26 la semana pasada en el Boletín Oficial. La medida se enmarca en un contexto de declino estructural de la producción convencional en todo el país y también en la Provincia. Entre 2015 y 2025, la producción convencional cayó 43,5% en petróleo y 51,8% en gas a nivel nacional, afectada por el agotamiento natural de los yacimientos, menores inversiones y mayores costos operativos.
En Río Negro, la explotación convencional representa hoy el 68% de la producción de petróleo y el 53% del gas provincial. Sin embargo, desde 2013 la curva productiva mantiene una tendencia descendente, con una tasa promedio de decrecimiento interanual cercana al 6%.
El nuevo programa establece una reducción del 50% en la alícuota de regalías aplicable exclusivamente a la producción incremental. En términos concretos, sobre el volumen adicional que se genere por nuevas inversiones se abonará únicamente el 6% en concepto de regalías por diez años o hasta el vencimiento de la concesión vigente, lo que ocurra primero.
Además, cuando corresponda, se eximirá del aporte complementario del 3% sobre esa misma producción incremental.
La medida no afecta la producción base existente ni implica reducciones en Ingresos Brutos ni en cánones de superficie. Se trata de un esquema focalizado que busca viabilizar inversiones que hoy no se ejecutarían bajo el régimen actual.
Condiciones para acceder al programa
Las concesionarias que deseen adherir deberán presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementario, que supere los compromisos ya asumidos en los acuerdos vigentes.
Asimismo, deberán acreditar una curva de Producción Básica certificada por auditor externo habilitado por la Secretaría de Energía de la Nación, sobre la cual se determinará el volumen incremental efectivamente alcanzado.
El incentivo se aplicará únicamente sobre el diferencial positivo entre la producción real y la producción base aprobada.
El programa apunta especialmente a la reactivación de pozos inactivos mediante trabajos de pulling, workover, optimización de sistemas de extracción e inversiones en compresión e inyección.
Estas intervenciones permitirán extender la vida útil de los yacimientos, mejorar el factor de recuperación de reservas, preservar infraestructura existente y sostener el empleo directo e indirecto en las regiones productivas.
Una refinería de Bapco en Barhéin fue impactada este lunes. Fuente: Gentileza Reuters.
La perspectiva de una guerra prolongada enMedio Oriente ganó terreno durante el fin de semana, atizando aún más la escalada en los precios internacionales de la energía y productos derivados. El precio del petróleo Brent, el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, cruzó este lunes la barrera de los US$ 100 por barril, un precio visto por última vez en los primeros meses de la guerra de Rusia contra Ucrania.
La campaña militar iniciada el 28 de febrero por los Estados Unidos e Israel contra Irán esta provocando una de las mayores desestabilizaciones en la historia en los mercados energéticos. El Brent cruzó la barrera de los US$ 100 por barril en la apertura de los mercados en Asia, con precios que llegaron a tocar los US$ 118 por barril. Al cierre de esta nota el Brent había moderado su alza, cotizando a US$103 por barril, un aumento de 12% con respecto al cierre del viernes.
La escalada de los precios llevó a los ministros de Finanzas de los países del G7 a convocar para este lunes a una reunión de emergencia por videollamada para abordar el impacto del virtual bloqueo del comercio por el estrecho de Ormuzsobre la economía global.
Financial Times publicó que los ministros analizarán con el apoyo de la Agencia Internacional de Energía una liberación coordinada de sus reservas de petróleo de emergencia.
Guerra en Medio Oriente: Trump evalúa el despliegue de tropas en Irán
La campaña militar de EE.UU. e Israel contra Irán esta empoderando a la línea dura del régimen iraní y generando la perspectiva de un conflicto prolongado en Medio Oriente. La administración de Donald Trump ya evalúa el despliegue de tropas estadounidenses.
Alí Jamenei Mojtaba, un clérigo de línea dura e hijo del difunto ayatolá Alí Jamenei, fue finalmente elegido este fin de semana como nuevo líder supremo de Irán por la Asamblea de Expertos, la máxima autoridad clerical del país.
La elección de Mojtaba supone una toma aún más fuerte del control del Estado por parte de la Guardia Revolucionaria Islámica. Trump había anticipado el viernes su negativa a una eventual elección de Mojtaba como nuevo líder iraní.
El presidente estadounidense reveló el sábado que consideran el despliegue de tropas bajo ciertas circunstancias. Trump declaró a los periodistas a bordo del Air Force One que solo enviaría tropas por una «muy buena razón» y si el ejército iraní estuviera «tan diezmado que no pudiera combatir en tierra».
Irán prosiguió el fin de semana con sus ataques contra países del Golfo Pérsico e Israel. Bapco, la petrolera estatal del reino de Bahrein, anunció este lunes el cese de las exportaciones de combustibles por «fuerza mayor» tras un impacto iraní sobre su refinería en la isla de Sitra.
Arabia Saudita interceptó cuatro drones que se dirigían al yacimiento petrolífero de Shaybah, mientras que Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Kuwait informaron de ataques con misiles. En una zona residencial en la provincia saudí de Al-Kharj al menos dos personas murieron y 12 resultaron heridas el fin de semana debido a la caída de un proyectil.
La respuesta de los países árabes por el momento sigue siendo diplomática. El Ministerio de Asuntos Exteriores de Arabia Saudita informó que “renueva la condena categórica del Reino de Arabia Saudita a las reprensibles agresiones iraníes contra el Reino, los estados del Consejo de Cooperación del Golfo, varios países árabes e islámicos y naciones amigas, que no pueden aceptarse ni justificarse bajo ninguna circunstancia”.
El primer ministro de Qatar, el jeque Jassim Al Thani, instó a todas las partes a desescalar el conflicto. «Seguiremos dialogando con los iraníes y seguiremos intentando reducir la tensión», declaró el primer ministro.
“La ampliación de la potencia dependerá mucho de la cantidad de ofertas, dónde se ubiquen y precios”, aseguró el director nacional de Generación Eléctrica, MaximilianoBruno, durante un desayuno exclusivo de networking de Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Si bien queda del lado del regulador definir si habrá más capacidad adjudicable, una segunda vuelta o un precio para que los oferentes se adapten, hoy en día hay 700 MW adjudicables, aunque puede ser un 10% más, dependiendo de la estructura de los proyectos”, agregó ante empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM.
La convocatoria, formalizada mediante la Resolución SE N° 50/2026, busca incorporar 700 MW de sistemas stand-alone para reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir interrupciones en distintas regiones del país.
El esquema prevé una inversión estimada en USD 700 millones y contratos de hasta 15 años, con CAMMESA como offtaker y una remuneración centrada en la disponibilidad de potencia.
El cronograma concentra el proceso en menos de cuatro meses, dado que la presentación de ofertas técnicas y administrativas (Sobres A) será el 8 de mayo, con evaluación hasta el 21 de mayo y publicación de resultados el 28 de mayo.
Mientras que las ofertas económicas (Sobres B) se abrirán el 5 de junio, con adjudicación prevista para el 19 de junio y firma contractual desde el 25 de junio de 2026.
En cuanto a los plazos operativos, el 1 de enero de 2027 será la fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos asignados.
Además, el director nacional de Generación Eléctrica de Argentina, envió además un mensaje directo a los desarrolladores respecto a la relevancia estratégica de esta instancia: “No sabremos si habrá otra licitación, por lo que invitamos a los interesados a ponerle ganas a la convocatoria AlmaSADI, ofrecer buenos precios y tratar de ganar”.
El contexto regulatorio también incide en el análisis, debido a que durante 2025 se llevó a cabo la subasta BESS AlmaGBA (713 MW adjudicados) y licitaciones hidroeléctricas, en tanto que para este año también se prevén convocatorias para la concesión de más centrales hidráulicas y la ampliación de redes de transmisión.
“Si se puede ordenar el mercado con las licitaciones ya realizadas y en marcha, más los cambios dados en la resolución SE 400/2025, no sé si habrá otra licitación de baterías. La idea es que no, excepto que si alguna distribuidora lo solicite o CAMMESA entiende que se debe realizar una licitación en algún punto específico, por algún nodo o alguna cuestión puntual”, reconoció Bruno.
“El objetivo de la Secretaría es lanzar esta licitación y dejar que el mercado fluya un poco, porque hay herramientas dentro de la Resolución SE N° 400/2025 para que entre nuevo almacenamiento o nueva generación”, complementó JuanLuchilo, gerente general de CAMMESA, durante el desayuno exclusivo de FES Argentina.
Rocío Sicre, directora general de EDP España, advirtió que el país puede convertirse en uno de los grandes polos de atracción de capital renovable en Europa o perder esa oportunidad por falta de infraestructura y señales regulatorias claras.
“Necesitamos inversión en redes y necesitamos inversión en demanda. El capital es móvil y puede elegir venir a España o irse a cualquier otro país. Tenemos todas las condiciones: precio competitivo, energía limpia y una de las mejores conectividades de Europa, pero debemos ser capaces de aprovechar eso”, afirmó Sicre, durante el FES Iberia 2026, ante 500 ejecutivos del sector, al plantear que el cuello de botella ya no es la generación sino la red y la transformación del consumo.
“Por cada euro que se está invirtiendo en generación, se invierte 0,4 en redes, no tiene sentido”, manifestó. A ello se suma un dato estructural que condiciona la integración renovable en todo el continente: el 40% de la red europea tiene más de 40 años.
«Al regulador le pediría que busque ese equilibrio. Tenemos que abrirle las puertas a la demanda, evitar la sobreregulación y buscar equilibrio entre visibilidad a largo plazo para la inversión, la seguridad de un marco económico, un marco regulatorio estabile, que ahora mismo no existen», apuntó la ejecutiva.
Esa falta de previsibilidad, según explicó, termina afectando tanto a nuevos proyectos de generación como al desarrollo de consumo electrificado. La saturación de nudos y los procesos de concurso simultáneos para capacidad de generación y consumo están generando una parálisis que, en términos prácticos, limita la expansión del sistema.
“Estamos dejando a nivel de concurso casi todos los nudos, lo que está produciendo una parálisis para que se pueda desarrollar la demanda y lo que no puede ser es que tengamos un sistema en el que no cabe más capacidad”, sostuvo.
Para Sicre, el riesgo no es tecnológico sino estructural, dado que sin modernización de la infraestructura y sin señales regulatorias claras, la integración de nueva capacidad y la llegada de capital podrían desacelerarse.
En ese marco, insistió en que la transición energética ya no puede analizarse exclusivamente desde la óptica climática: “La transición va un poco más allá de lo que es meramente climático, estamos hablando ya de seguridad, de independencia energética”.
Hibridación y almacenamiento: la respuesta tecnológica a un sistema tensionado
Frente a un sistema que requiere mayor flexibilidad y capacidad de integración, EDP viene avanzando en un modelo operativo basado en la complementariedad tecnológica. Para Sicre, la discusión ya no se limita a producir más capacidad renovable, sino a gestionar mejor su aporte al sistema.
“Ya no buscamos producir más megavatios, es cuándo y cómo producirlo”, afirmó durante el encuentro.
Esa lógica explica la estrategia de hibridación que la compañía inició en 2016 con un piloto que combinó hidráulica y solar. En 2022 puso en marcha en Alqueva, Portugal, un proyecto solar flotante integrado a hidráulica; y un año más tarde avanzó con esquemas que combinan hidráulica, solar y eólica en Polonia e Iberia, a tal punto que actualmente supera 1 GW en proyectos fotovoltaicos en cartera en la región.
Además, la próxima etapa incorpora almacenamiento como pieza estructural del modelo, de modo que la compañía pondrá en marcha su proyecto con eólica, solar y batería.
Desde su perspectiva, las baterías no deben analizarse como una carga convencional, sino como un activo de gestión del sistema, aunque también remarcó la cuestión regulatoria y cómo los sistemas BESS compiten con cualquier consumo; por lo que destacó la importancia de colocar «el concepto de flexible”.
Para la Directora General de EDP España, reconocer la naturaleza flexible del almacenamiento resulta clave para optimizar la red existente, mejorar la integración renovable y aportar estabilidad en un entorno de mayor penetración variable.
La estrategia tecnológica del grupo se alinea así con el diagnóstico estructural planteado ante el regulador: sin infraestructura moderna y sin reglas diferenciadas para activos flexibles, el sistema perderá eficiencia y competitividad en la captación de inversión.
PCR anunció el financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial,para el desarrollo y la construcción de su nuevo parque eólico Olavarría, así como para inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transmisión a lo largo del corredor de alta tensión Bahía Blanca–Abasto, conectando una región con recursos eólicos de primer nivel con el mayor centro de demanda del país.
IFC actúa como estructurador líder de un préstamo corporativo senior por USD 110 millones otorgado a una sucursal dedicada de Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. (GEAR I), garantizado por GEAR I y por PCR. El préstamo incluye un tramo A (A Loan) de US$30 millones a ser aportados con recursos propios de IFC y un tramo B (B Loan) por un total de US$80 millones, a ser aportados por bancos de desarrollo y bancos comerciales. El repago de los prestamos se realizará entre los siete (7) y nueve (9) años desde su otorgamiento.
El proyecto se desarrolla conjuntamente con Acindar Industria Argentina de Aceros S.A. (una empresa del grupo ArcelorMittal), compañía productora de aceros largos en Argentina, que abastecerá sus operaciones con energía renovable proveniente del proyecto para apoyar la descarbonización de sus actividades.
La inversión del proyecto representa un costo total de USD 275 millones y contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad total instalada de 185,6 MW.
También incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al SADI, por lo que la combinación de nueva generación limpia y mayor capacidad de transmisión contribuirá a reducir costos energéticos, mejorar la competitividad y consolidar un sistema eléctrico más resiliente.
El parque eólico Olavarría ha sido aprobado bajo el esquema RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) y generará energía limpia equivalente al consumo anual de electricidad de aproximadamente 230.000 hogares. Asimismo, aportará importantes co-beneficios climáticos, incluida la reducción de aproximadamente 320.000 toneladas métricas de emisiones de CO₂ equivalente por año por parte de la industria.
“Con esta inversión, apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”, señaló Makhtar Diop, Director General de IFC. “Nuestra alianza con PCR moviliza capital privado para ofrecer energía confiable y accesible, al tiempo que amplía la capacidad de transmisión, contribuyendo a impulsar el crecimiento, mejorar la competitividad y aprovechar todo el potencial de la economía argentina”.
Por su parte, MartínBrandi, CEO de PCR, señaló: “Desde PCR reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo energético y productivo de la Argentina. Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país, promueven inversiones de largo plazo y consolidan una base sólida para un crecimiento sostenible que beneficie a toda la sociedad”.
AES Corporation, Global Infrastructure Partners, parte de BlackRock, y el fondo EQT Infrastructure VI, junto con los co-suscriptores California Public Employees’ Retirement System (“CalPERS”) y Qatar Investment Authority, firmaron el acuerdo definitivo bajo el cual el Consorcio adquirirá AES por USD 15 por acción en efectivo, lo que representa un valor patrimonial total de USD 10700 millones y un valor empresarial de aproximadamente USD 33400 millones.
La deuda neta consolidada ascendía a USD 27561 millones al 31 de diciembre de 2025, incluyendo la asunción de la deuda existente. La transacción representa una prima del 40,3 % sobre el precio medio ponderado por volumen de las acciones de 30 días antes del 8 de julio de 2025, último día completo de cotización antes del primer informe de prensa sobre una posible adquisición.
El Consorcio financiará el 100% del precio de compra para adquirir la Compañía con capital. Además, la transacción fue aprobada por unanimidad por el Directorio de AES y se espera que se cierre a fines de 2026 o principios de 2027, sujeto a la aprobación de los accionistas de AES, la recepción de las aprobaciones regulatorias federales, estatales y extranjeras aplicables y el cumplimiento de otras condiciones de cierre habituales.
A través de esta adquisición, se espera que AES amplíe plataforma de energía limpia en América, incluyendo 11,8 GW en acuerdos firmados hasta la fecha para suministrar energía a importantes empresas tecnológicas, dado que bajo propiedad privada, AES se beneficiará de una mayor flexibilidad financiera que le permitirá acelerar su estrategia de crecimiento.
Jay Morse, presidente del consejo de administración de AES , afirmó: «Tras una rigurosa revisión de las opciones estratégicas, el consejo de administración de AES determinó que esta transacción con el Consorcio maximiza el valor para los accionistas y ofrece un atractivo valor en efectivo. AES tiene una necesidad significativa de capital para respaldar el crecimiento más allá de 2027, en particular dadas las nuevas e importantes inversiones en los negocios de generación y servicios públicos de EE. UU. De no concretarse una transacción con el Consorcio, la empresa probablemente requeriría un plan que incluya la reducción o eliminación del dividendo o nuevas emisiones sustanciales de capital».
Andrés Gluski, presidente y director ejecutivo de AES , aseguró: «Esta transacción maximiza el valor para los accionistas actuales y posiciona a la Compañía para el éxito a largo plazo, a medida que continuamos cumpliendo nuestros compromisos con los clientes, las comunidades y las personas. Esperamos colaborar con el Consorcio, que ha expresado su reconocimiento por el valor de la innovación, el alcance global y la diversa cartera de AES».
Bayo Ogunlesi, presidente y director ejecutivo de Global Infrastructure Partners, parte de BlackRock , sostuvo: «En un momento en el que se necesitan inversiones significativas en nueva capacidad de generación, transmisión y distribución de electricidad, especialmente en Estados Unidos, esperamos aprovechar la experiencia de GIP en inversión en infraestructura energética, así como nuestras capacidades operativas, para impulsar el compromiso de AES de satisfacer las necesidades del mercado».
Masoud Homayoun, Director de Infraestructura de EQT , destacó: «Esperamos colaborar con el equipo de AES para fortalecer su plataforma operativa, lo que incluye mejorar la fiabilidad y la competitividad a largo plazo, a la vez que apoyamos una transición energética responsable y sostenible».
El proyecto Parque Eólico Fénix de EDF power solutions Chile, emplazado en la comuna de Negrete en la Región del Biobío, obtuvo su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), tras la recomendación de aprobación por parte de la Dirección Ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).
El proyecto considera la construcción y operación de una central eólica con una potencia instalada de 128 MW, que estará compuesta por 16 aerogeneradores.
Además, el Parque Eólico Fénix considera la incorporación de un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) de 150 MWh, infraestructura clave para aportar mayor flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
La electricidad generada será evacuada a través de la conexión a la Subestación Epuleufú, fortaleciendo la red eléctrica en la zona sur del país.
El CEO de EDF power solutions Chile, Joan Leal, destacó que “la aprobación ambiental del Parque Eólico Fénix representa un hito clave dentro de la estrategia que estamos implementando, la cual considera desarrollar y construir proyectos que aporten energía renovable y flexibilidad al sistema eléctrico. Como EDF power solutions estamos enfocados en seguir colaborando con una transición energética sostenible, competitiva y segura”.
Y cabe recordar que el Grupo EDF está presente en Chile desde el año 2014, y cuenta con una capacidad instalada de generación de más de 1400 MW, lo que lo convierte en el quinto actor del sector generación más importantes del país, con un portafolio diversificado de proyectos en desarrollo, que considera proyectos híbridos de generación renovable con almacenamiento, así como también proyectos de tecnologías innovadoras como el hidrógeno verde.
El modelo de negocios del Grupo EDF en Chile considera el desarrollo de proyectos en co-control con socios con expertise local, de modo que actualmente, participa junto a AME en la propiedad de Generadora Metropolitana, a través de la cual opera la planta solar CEME 1 (las más grande del país) y las centrales térmicas Nueva Renca, Los Vientos y Santa Lidia. Además, participa junto al Grupo Ibereólica Renovable de la propiedad del parque eólico Cabo Leones I.
El Comité de Expertos para la Revisión del Sistema Regulatorio del Sector Eléctrico de Chile, encabezado por el biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, ÁlvaroGarcía, presentó la propuesta de reformas enfocada, principalmente, en el sector distribución, la que será entregada a las próximas autoridades.
El documento se basa en un diagnóstico que evidenció que el diseño regulatorio vigente de la distribución, construido a partir de una empresa modelo eficiente, requiere ajustes para impulsar la incorporación de nuevas tecnologías y permitir mayor adaptabilidad del sistema frente a cambios en los patrones de consumo y generación, y ante riesgos de desastres naturales.
Entre las medidas propuestas se encuentra la implementación de medidores inteligentes a través de pilotos adaptados a clientes y zonas específicas; la modernización de la tarificación, que alinee los patrones de consumo de la demanda con la necesidad de flexibilidad del sistema; y la modificación del modelo de remuneración, que reconozca planes de inversión de activos e incorpore incentivos para robustecer la red.
Además, se plantea integrar los recursos energéticos distribuidos, con el fin de habilitar nuevos modelos de negocios que aporten flexibilidad al sistema; la incorporación de pilotos y sandbox regulatorios, que permita probar innovaciones tecnológicas, operativas, tarifarias o de mercado; y un análisis de la gobernanza y de la institucionalidad del sector, promoviendo la participación técnica y ciudadana en los procesos tarifarios.
El Comité, integrado por diez expertos, realizó cinco sesiones de trabajo que terminaron en una propuesta de hoja de ruta para mejorar la resiliencia y seguridad del sistema eléctrico.
“Se ha logrado un acuerdo transversal, técnico y responsable que le vamos a dejar en herencia al próximo gobierno para que, ojalá, lo implemente, y así logre mejorar la seguridad, la resiliencia y los menores costos del sistema eléctrico, y de esa manera beneficiar tanto a los clientes como a las empresas productoras”, indicó el biministro García al destacar y agradecer el trabajo de los profesionales.
Asimismo, HermannGonzález, miembro del Comité y vicepresidente del Consejo Fiscal Autónomo (CFA), resaltó: “Me gustaría valorar la intención de aportar a la discusión pública y entregar al futuro gobierno una hoja de ruta sobre los cambios administrativos y regulatorios que se necesitan en una industria que no sufre cambios desde hace 40 años, y que hoy está cambiando de manera muy importante y que es necesaria para la calidad del suministro eléctrico que llega a los hogares”.
En esta línea, RodrigoMoreno, académico de la Universidad de Chile y director del Centro de Energía para Latinoamérica y el Caribe (Enlace), subrayó la importancia de reformar el sector distribución pensando en los cambios que han experimentado los clientes. “El país está viviendo una transición energética, mientras los consumidores enfrentan una transformación tecnológica y digital que está cambiando rápidamente su comportamiento. En este contexto, la distribución es el segmento que da la cara al consumidor final, como último eslabón de la cadena de suministro eléctrico”.
El Instituto Vaca Muerta incorporó como socias a las empresas PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM, alcanzando así un total de 19 compañías de servicios que se suman a esta iniciativa educativa.
El Instituto ofrece una formación técnica en la región, basada en la práctica, la seguridad y la excelencia operativa como pilares fundamentales.
En la primera apertura de inscripciones, el instituto tuvo un record de 13.000 inscriptos. Se proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, en perfiles clave para la operación de la industria, abarcando áreas como perforación, fractura, producción, mantenimiento y tratamiento de crudo y gas.
La incorporación de las nuevas socias refuerza el rol estratégico de la nueva institución educativa que se inaugura el próximo 16 de marzo para el desarrollo del talento técnico que requiere Vaca Muerta, con el propósito de transformar a la Argentina como una potencia exportadora de energía a los mercados internacionales.
“El Instituto Vaca Muerta es una pieza estratégica para el futuro energético del país. Necesitamos formar a los nuevos profesionales que la industria va a demandar, porque solo así vamos a garantizar una actividad más segura y eficiente. La seguridad no es negociable: la prioridad es que cada operario vuelva a su casa de la misma manera que llego al trabajo, afirmo el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
Las empresas de servicios que ya son socias son Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB y Huinoil. A su vez, las operadoras que lo integran son: YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron y Pluspetrol.
La fuerte escalada del precio internacional del petróleo por la guerra en Medio Oriente empezó a impactar en el mercado de combustibles de la Argentina. Con el barril por encima de los US$ 90, algunas petroleras comenzaron a restringir ventas de gasoil en el canal mayorista y a reforzar controles en estaciones de servicio para evitar distorsiones entre segmentos del mercado.
Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que este viernes algunas refinadoras decidieron no despachar gasoil a clientes que no posean contratos activos de suministro, mientras que en otros casos comenzaron a aplicar mecanismos de cuotificación incluso para clientes con acuerdos vigentes.
Las medidas apuntan a evitar un fenómeno conocido en la industria como ‘cruce de canal‘, que suele aparecer cuando el precio internacional del petróleo sube con rapidez pero los valores en surtidor no acompañan ese movimiento en la misma velocidad.
Detrás de esas decisiones aparece un dato central: el fuerte salto del crudo en los mercados internacionales. El Brent —la principal referencia global— cerró este viernes por encima de los US$ 93 por barril, tras registrar una suba cercana al 25% en la semana.
Márgenes de refinación bajo presión
Con un barril por encima de los US$ 90, fuentes del sector indicaron que el negocio empieza a mostrar márgenes negativos.
“Con un crudo arriba de los 90 dólares, la contribución marginal del petróleo al negocio de refinación es negativa por primera vez en años”, explicó una fuente del sector.
En otras palabras, a esos niveles de precios ya no resulta conveniente refinar crudo porque el valor de los combustibles vendidos no alcanza a cubrir los costos marginales del proceso de destilación. Si además se incorporan los costos fijos de operación de las refinerías, el resultado económico del negocio se deteriora aún más.
Restricciones en el canal mayorista
En ese contexto, algunas petroleras comenzaron a adoptar medidas comerciales para evitar un deterioro mayor de los márgenes.
Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que en el canal mayorista —integrado principalmente por grandes industrias, transportistas y productores agropecuarios— algunas empresas tomaron la decisión de no vender gasoil a clientes que no posean contratos activos de suministro con la refinadora.
En paralelo, otra fuente del negocio de refinación indicó que desde el viernes algunas refinadoras comenzaron a reforzar los controles en el canal minorista.
Petroleras buscan evitar el cruce de canal entre segmentos del mercado.
La instrucción a estaciones de servicio fue establecer mecanismos más estrictos en la venta de gasoil para evitar que clientes que deberían abastecerse en el canal mayorista terminen comprando combustible en el segmento minorista, presionando la demanda y generando tensiones en el sistema de abastecimiento.
Qué pasará con los precios
En este contexto, el mercado mira especialmente cuál será la reacción de YPF, el principal jugador del mercado de combustibles con una participación cercana al 55%. Más atrás vienen Shell (controlado por Raízen), Axion Energy y Puma (Trafigura). Fuentes allegadas a la petrolera bajo control estatal negaron que se hayan aplicado cupos o restricciones en la venta de combustibles y señalaron que la política comercial de despacho se mantiene sin cambios.
Sin embargo, en el sector reconocen que la discusión de fondo pasa por la evolución de los precios en surtidor. Lo más probable es que en las próximas horas —incluso durante el fin de semana— comiencen a registrarse ajustes parciales —sin saltos discretos— en los precios de los combustibles. Esos movimientos podrían aplicarse de manera diferenciada según la región y el tipo de estación de servicio.
Parte de esa estrategia de YPF se apoya en la puesta en marcha del Real Time Intelligence Center, una plataforma de análisis que le permite gestionar en tiempo real su política de precios en la red de más de 1.600 estaciones de servicio.
Durante esta semana el Brent promedió US$ 85 por barril. Ese nivel está cerca de US$ 15 por encima del precio que se validó en febrero para el abastecimiento de crudo a las refinerías, cuando el importe doméstico del crudo Medanito de Vaca Muerta se ubicó cerca de los US$ 67 por barril.
Para estimar el valor del crudo doméstico hay que descontar el 4% correspondiente a los derechos de exportación que cobra el Estado nacional. Esa alícuota bajó del 8% al 4% en marzo, luego de que el precio internacional del petróleo cayera por debajo de los US$ 65 durante febrero.
Incertidumbre
Habrá que ver qué sucede en los próximos días, ya que ese comportamiento terminará de definir el precio promedio del crudo durante la primera quincena del mes.
Por la guerra en Irán, el crudo superó los US$ 90 por primera vez en tres años.
Si el petróleo se mantiene en los próximos días en un rango de entre US$ 85 y US$ 90, el atraso de los precios en surtidor frente al valor teórico de paridad local de las naftas y el gasoil podría ubicarse en torno al 20 por ciento.
Si esa esa brecha se sostiene obligaría a las petroleras —tanto refinadoras como productoras integradas— a autorregularse para ir recomponiendo gradualmente esa diferencia en los próximos meses. En los últimos cinco años, la industria local de Oil&Gas —tanto refinadoras como productores no integrados— logró autogestionar el mercado de combustibles sin la intervención del Estado.
Ese equilibrio permitió que los productores no integrados —como Vista, Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa, Chevron y Phoenix, entre otras— pudieran exportar crudo a precios de paridad de exportación alineados con la cotización del Brent, mientras que al mismo tiempo se garantizó el abastecimiento del mercado interno con un precio que dejara cierto margen bruto de refinación para las destilerías.
Ese mecanismo de coordinación implícita también funcionó como una forma de evitar tensiones mayores en el mercado y, sobre todo, desalentar una intervención directa del Estado nacional para regular el sector en momentos de fuerte volatilidad internacional.
El inicio de 2026 no solo dio comienzo a un nuevo año de gobierno para la gestión de Javier Milei sino que en la práctica significó el impulso para alcanzar aquellas reformas estructurales que el líder de La Libertad Avanza considera necesarias para el crecimiento de la Argentina.
El tratamiento de la Ley de Reforma Laboral, la baja en la edad de imputabilidad y la Ley de Glaciares, entre otras normas, llegaron a las Cámaras para encender el debate y al mismo tiempo, plantear nuevas realidades.
Con la participación de la senadora nacional por Salta, Flavia Rayón, el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren y del economista Santiago Bulat, el primer programa de la tercera temporada de Dínamo-Charlas de Energía, que conduce Nicolás Gandini, puso foco en particular, en la Reforma laboral y su real alcance.
Macroeconomía y Reforma laboral 2026
El economista Santiago Bulat, junto a la senadora Flavia Royón en Dínamo Stream.
Desde la perspectiva macroeconómica del país, Bulat consideró que la actual apertura económica es un proceso «sin paracaídas». En ese sentido, explicó, Argentina se encuentra en una encrucijada donde la recuperación de la actividad productiva será «tenue» y el éxito de las nuevas normativas dependerá sobremanera de variables que exceden lo meramente legislativo.
Bulat señaló que el «blanqueo» planteado por la reforma laboral es «bastante más agresivo» que el de la Ley Bases de 2024, en la medida en que ofrece incentivos fiscales significativos para quienes registren trabajadores durante el primer año. Sin embargo, advirtió que este instrumento por sí solo no garantizará la creación de puestos de trabajo.
«La generación de empleo formal va de la mano de las políticas de desarrollo y del nivel de actividad, no exclusivamente de un cambio normativo”, advirtió. “La Argentina no atraviesa hoy una crisis de desempleo masivo, sino una crisis de calidad del empleo«, aseguró.
«Desde el inicio de la actual gestión, se han perdido aproximadamente 200.000 puestos de trabajo en el sector privado formal, pero esto se ve compensado en las estadísticas por el crecimiento del monotributo y la informalidad. La gente no dice ´no estoy encontrando absolutamente nada’, lo que dice es que lo que encuentra es probablemente facturando vía monotributo o a través del sector informal, explicó.
El verdadero alcance de la reforma laboral
Más allá del debate en el recinto, la opinión pública se dirime entre la sensación de desprotección que generan algunos artículos de la norma y la expectativa de la generación de nuevos puestos de trabajo.
Desde la óptica de la senadora Royón, la reforma laboral es un paso necesario para modernizar leyes y convenios que en algunos casos datan de los años 70, pero no debe ser «sobrevendida» como la solución única para la creación de empleo.
“Hoy existe una masa de 6 millones de argentinos en la informalidad debido a un andamiaje rígido que genera reticencia a la contratación formal. La idea es aceitar los mecanismos de contratación trabajando sobre el costo de los juicios laborales y la previsibilidad de las indemnizaciones. La mitad de los juicios actuales surge por la falta de claridad en los montos indemnizatorios”, puntualizó.
En ese sentido, la legisladora destacó la oportunidad de adoptar a nivel nacional el «modelo de Salta», donde los peritos son independientes del Poder Judicial y no están atados al valor del juicio, lo que reduce los costos litigiosos hasta 10 veces. “Por eso me opuse al Fondo de Cese Laboral (FAL) tal como está planteado, ya que desfinancia el sistema previsional al desviar contribuciones patronales hacia cuentas privadas de las empresas”, objetó.
En qué contexto se inscribe la reforma
Para el ex ministro de Energía Juan José Aranguren es fundamental tener en cuenta el contexto en que se inscribe la Ley de Reforma Laboral.
Por su parte, Aranguren buscó anclar la puesta en vigencia y tratamiento de la normativa en el contexto actual. En ese sentido, el ex ministro de Energía recordó que el año pasado cerró con un resultado comercial energético histórico de 7.815 millones de dólares, revirtiendo décadas de déficit.
“La producción de crudo está cerca de alcanzar los 900.000 barriles diarios, de los cuales Vaca Muerta aporta 600.000, lo que implica un crecimiento fenomenal si se compara con los 40.000 barriles que producía la formación en 2016. Estos logros son fruto de la continuidad de políticas de Estado y de la capacidad de diálogo iniciada con las mesas de competitividad de Vaca Muerta”, evocó.
En este escenario, resaltó, se dio la extensión del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a proyectos de Upstream por encima de los u$s 600 millones, medida a la que consideró vital para «llenar los caños» de exportación.
“Debido a la incertidumbre de los precios internacionales y a la lejanía de los mercados globales, se necesitan estímulos que den certezas al capital para invertir rápido y de forma masiva«. Pero el RIGI no es un privilegio, indicó, sino “un adelanto del futuro que la Argentina debería tener”, signado por la libre disponibilidad de divisas, la ausencia del cepo cambiario y la conversión de YPF en una empresa profesional que liquide dividendos para el erario público, contribuyendo directamente con la educación y la seguridad, en lugar de ser utilizada para fines políticos, de acuerdo con Aranguren.
Apertura de la economía: riesgos y ventajas
A esta altura del gobierno de Javier Milei nadie puede negar que la fisonomía productiva del país cambió. A la destrucción del empleo en los cordones industriales urbano se opone el crecimiento de la ocupación en los sectores del agro, de la energía y de la minería. Al tiempo que, el trabajo en relación de dependencia en los términos tradicionales muta hacia subsistemas.
Para Bulat, esta política gubernamental no tiene contención real: se quitan aranceles y se formenta la competencia externa sin mecanismos que protejan a los segmentos que no pueden adaptarse con facilidad.
“La salida abrupta del Estado de la economía, especialmente en materia de obra pública, dejó un hueco que el sector privado no está llenando con la misma velocidad. Mientras sectores competitivos como la minería y la energía avanzan, otros que dependen de costos internos o impuestos altos esperan señales de mayor sostenibilidad antes de invertir”, insistió.
De cara al futuro, proyectó, deberían eliminarse los «subsistemas» como el monotributo para dar paso a un régimen general unificado. “Estimo que eso quedará para una próxima etapa, cuando se aborde la reforma de un sistema previsional donde todos aporten de manera proporcional a sus ingresos, eliminando las distinciones que hoy fragmentan el mercado”, indicó.
Consultado por la realidad cambiaria, Bulat afirmó que en estos momentos la Argentina se encuentra en un escenario de «tipo de cambio bajo» que invita a un nivel de importaciones significativamente mayor al crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI). “Mientras que la economía creció un 4%, las importaciones saltaron un 30%”, criticó.
Esta dinámica, reflexionó, puede compararse con la experiencia de Chile en el año 1982, cuando se intentó estabilizar la economía del país vecino con un tipo de cambio muy apreciado que terminó generando un déficit de cuenta corriente insostenible, forzando una corrección traumática y un posterior salto inflacionario.
“Para mí lo ideal sería tratar de evitar esa corrección tan fuerte. Resta ver si la revolución energética y minera será suficiente para cubrir el pago de deuda, el turismo y la formación de activos externos. La cuenta no da tan holgada como sugiere el Gobierno”, advirtió.
De todos modos, acotó, resulta una «recontra buena noticia» la baja del riesgo país, ya que la posibilidad de financiarse a una tasa del 6% es un hito fundamental. “Si el Gobierno logra mantener esa consistencia y refinanciar los vencimientos de deuda en lugar de depender de dólares propios, la macroeconomía podría encontrar un respiro virtuoso”, aventuró.
PCR, empresa con más de 100 años de trayectoria en el país en la actividad petrolera, cementera y energías renovables, anunció el financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, para el desarrollo y la construcción de su nuevo Parque Eólico Olavarría, así como para inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transmisión a lo largo del corredor de alta tensión Bahía Blanca–Abasto, conectando una región con recursos eólicos de primer nivel con el mayor centro de demanda del país.
El proyecto se desarrolla conjuntamente con Acindar Industria Argentina de Aceros S.A. (una empresa del grupo ArcelorMittal), la compañía productora de aceros largos líder en Argentina, que abastecerá sus operaciones con energía renovable proveniente del proyecto para apoyar la descarbonización de sus actividades.
La inversión representa un costo total de U$S 275 millones y contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad total instalada de 185,6 megavatios. También incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El proyecto ha sido aprobado bajo el esquema RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) del Gobierno argentino.
Se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al SADI. Esta combinación de nueva generación limpia y mayor capacidad de transmisión contribuirá a reducir costos energéticos, mejorar la competitividad y consolidar un sistema eléctrico más resiliente.
El Parque Eólico Olavarría generará energía limpia equivalente al consumo anual de electricidad de aproximadamente 230.000 hogares. Asimismo, aportará importantes co-beneficios climáticos, incluida la reducción de aproximadamente 320.000 toneladas métricas de emisiones de CO₂ equivalente por año por parte de la industria.
“Con esta inversión, apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”, señaló Makhtar Diop, Director General de IFC.
“Nuestra alianza con PCR moviliza capital privado para ofrecer energía confiable y accesible, al tiempo que amplía la capacidad de transmisión, contribuyendo a impulsar el crecimiento, mejorar la competitividad y aprovechar todo el potencial de la economía argentina”, agregó.
Por su parte, Martín Brandi, CEO de PCR, señaló: “Desde PCR reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo energético y productivo de la Argentina. Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país, promueven inversiones de largo plazo y consolidan una base sólida para un crecimiento sostenible que beneficie a toda la sociedad”.
Además del financiamiento, IFC brindará asesoría técnica para asegurar que el proyecto cumpla con estándares internacionales en materia ambiental y social, en línea con las Normas de Desempeño de IFC. Esto contribuirá a fortalecer las prácticas de sostenibilidad, mejorar la gestión de riesgos y movilizar mayor inversión privada hacia los sectores de energías renovables e infraestructura en Argentina.
IFC actúa como estructurador líder de un préstamo corporativo senior por U$S 110 millones otorgado a una sucursal dedicada de Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. (GEAR I), garantizado por GEAR I y por PCR. El préstamo incluye un tramo A (A Loan) de U$S 30 millones a ser aportados con recursos propios de IFC y un tramo B (B Loan) por un total de U$S 80 millones, a ser aportados por bancos de desarrollo y bancos comerciales. El repago de los prestamos se realizará entre los siete (7) y nueve (9) años desde su otorgamiento.
El presidente de EE.UU., Donald Trump, comienza a sentir la presión política de los aumentos en los precios de los combustibles.
La guerra en Medio Oriente ya esta comprometiendo una de las máximas electorales de Donald Trump: mantener baratas las naftas. Los precios de los combustibles en los Estados Unidos en las últimas 24 horas tocaron un máximo de toda la era Trump, tanto de su primer mandato presidencial como del actual.
La disparada de los precios constituye una línea roja para el presidente Trump, que enfrentará elecciones de medio término hacia el final de este año. Los mercados estiman que un alza significativa en los combustibles podría influir en el avance de la campaña militar de EE.UU. e Israel contra Irán, denominada como «Operación Furia».
El precio promedio de la nafta en EE.UU. este viernes subió siete centavos, alcanzando los US$ 3,32 por galón. La asociación AAA (American Automobile Association) informó que es el precio nacional promedio más alto desde septiembre de 2024.
El presidente de AAA, Edmund King, declaró esta semana que las agresiones militares en Medio Oriente causarán importantes perturbaciones en el comercio petrolero.
«Sin duda serán un catalizador para interrumpir la distribución global del petróleo, lo que inevitablemente provocará un aumento de precios», declaró King a The Times.
EE.UU. aún importa un 15% del petróleo que consume a diario, principalmente del Medio Oriente y Sudamérica, a pesar de la revolución del shale oil.
El crudo Brent roza este viernes los US$ 90 por barril, un máximo de dos años. El crudo West Texas Intermediate (WTI) este viernes trepa hasta un 8%, a casi US$ 88 por barril.
El combustible más caro de la era Trump
El presidente de EE.UU. Donald Trumpt ve comprometida unas de sus máximas electoralistas con la suba de los combustibles.
Los incrementos estan encendiendo las alarmas en Washington. Primero, porque se trata del precio más alto en naftas registrado tanto en la primera presidencia de Donald Trump como en la presente. Segundo, porque el mercado interno comenzó a sentir los coletazos de la respuesta iraní a menos de una semana de los ataques militares ordenados por Trump, lo que podría influir en las decisiones militares.
La Casa Blanca durante esta semana evaluó distintas opciones para intentar mantener a raya los precios de los combustibles. Una primera carta la jugó este viernes en el mercado internacional.
El secretario del Tesoro, Scott Bessent, anunció una flexibilización de las sanciones contra Rusia para que la India pueda comprar cargamentos de petróleo ruso durante un plazo de 30 días. La administración Trump había logrado que la India se comprometiera a reducir sus compras de crudo ruso, que se dispararon luego de la guerra de Rusia contra Ucrania.
Mientras tanto, EE.UU. sostiene la campaña de bombardeos conjunta con Israel sobre Irán. Trump declaró el jueves que quiere intervenir en la definición de un nuevo liderazgo político en Irán.
“Trabajaremos con el pueblo y el régimen para asegurarnos de que llegue alguien que pueda construir Irán de manera exitosa, pero sin armas nucleares”, dijo el presidente.
La máxima autoridad clerical de Irán, la Asamblea de Expertos, se reunió esta semana en Qom para iniciar el proceso de elección de un nuevo líder supremo tras la muerte del ayatolá Alí Jamenei. Su segundo hijo, Alí Jamenei Mojtaba, se perfila como candidato a sucederlo.
Trump adviritió que el posible sucesor no es de su gusto. «Ahora están considerando al hijo. La razón por la que el padre no se lo dio es que dicen que es incompetente», dijo.
Un ataque iraní contra un tanque almacenamiento en Fujairah, Emiratos Árabes Unidos, fue registrado el jueves 5 de marzo. Fuente: Soaratlas.
El precio del Brent, el crudo de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, rompió este viernes los US$ 90 por barril y cierra la semana reflejando las dificultades de Asia para encontrar sustitutos a la producción de Medio Oriente y la continuidad de los ataques de Irán contra infraestructura petrolera. El ministro de Energía de Qatar advirtió que es probable un colapso total de la exportación desde el Golfo Pérsico.
El colapso de la navegación por el estrecho de Ormuz esta generando una creciente competencia desde Asia por los cargamentos de hidrocarburos, que ya esta repercutiendo en los precios en el surtidor en los Estados Unidos. Precisamente, la administración de Donald Trump anunció en las últimas horas que flexibilizará las sanciones para que la India pueda comprar petróleo de Rusia.
El secretario del Tesoro, Scott Bessent, dijo que otorgarán una exención por 30 días a la India para que pueda comprar cargamentos rusos. «Esta medida provisional aliviará la presión generada por el intento de Irán de secuestrar la energía mundial», declaró el funcionario en X.
Bessent afirmó que la exención no aportaría un beneficio financiero significativo a Rusia, ya que solo autoriza transacciones con petróleo ya varado en el mar.
Cientos de buques petroleros quedaron apostados dentro del Golfo Pérsico y en el Golfo de Omán por la negativa a cruzar por el estrecho de Ormuz, un punto nodal por el transita a diario unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y combustibles y una quinta parte del gas natural licuado del mundo.
El Brent toca un máximo de dos años empujado por la crisis en Medio Oriente
Sin embargo, el anuncio del Tesoro estadounidense no fue suficiente para calmar el precio del Brent, que en esta jornada del viernes estan registrando subas de hasta 7%.
Al cierre de esta nota, el Brent cotizaba a 91,06 dólares por barril, un máximo visto por última vez en marzo de 2024, hace dos años atrás.
En tanto, el ministro de energía de Qatar, Saad al-Kaabi, declaró que prevé que todos los productores de energía del Golfo Pérsico interrumpan sus exportaciones en cuestión de semanas.
Un colapso total en las exportaciones dispararía los precios del petróleo a US$ 150 dólares por barril, declaró el ministro qatarí en una entrevista al Financial Times publicada este viernes.
Qatar es el segundo productor mudial de GNL por detrás de los EE.UU. Qatar Energy, la empresa con mayor capacidad de producción de GNL en el mundo, anunció el lunes el cierre de producción de gas natural licuado tras un ataque iraní contra infraestructuras portuarias.
El ministro de Energía de Qatar declaró que el plazo para reactivar la planta a plena capacidad sería de «semanas a meses».
Santa Fe y Neuquén firmaron un convenio estratégico destinado a promover el crecimiento de proveedores santafesinos dentro de la cadena de valor del petróleo y gas en Vaca Muerta, el principal polo hidrocarburífero de Argentina. El acuerdo fue suscripto por los gobernadores Maximiliano Pullaro y Rolando Figueroa, con el objetivo de incluir a pequeñas y medianas empresas industriales de Santa Fe en el entramado energético de Neuquén.
El pacto establece una agenda de trabajo conjunta que contempla fortalecer el desarrollo de proveedores, fomentar la capacitación técnica y facilitar el intercambio tecnológico entre las compañías de ambas provincias. Actualmente, aproximadamente 350 empresas santafesinas participan en actividades relacionadas con el sector energético, mientras que se estima que más de mil firmas podrían integrarse en el futuro cercano junto a empresas neuquinas.
El gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, resaltó la relevancia de la producción, el crecimiento económico y la generación de empleo para el desarrollo nacional, destacando la identidad productiva y la vocación innovadora de las pymes santafesinas. Señaló que la estrategia provincial busca insertarse en el ciclo de expansión energética sin perder su tradicional perfil agroindustrial, incorporándose en la nueva etapa de minería, gas y petróleo en Argentina.
En este sentido, Pullaro recordó la creación en 2018 de la Mesa de Gas, Petróleo y Minería como un espacio de articulación público-privada para las empresas interesadas en formar parte de la cadena de valor energética.
La colaboración interprovincial fue uno de los puntos centrales durante la firma. Pullaro destacó la complementariedad entre la capacidad industrial y tecnológica de Santa Fe y el potencial energético de Neuquén: “Cada región tiene algo para aportar. Neuquén tiene el recurso energético y Santa Fe tiene una gran capacidad industrial y tecnológica. Si logramos asociarnos, vamos a generar desarrollo para ambas provincias y para todo el país”.
LA FORMA DE CRECER DE LA ARGENTINA ES DE LA MANO DE LAS PROVINCIAS
Firmamos un convenio de complementariedad con el gobernador de Santa Fe, @maxipullaro, para fortalecer el trabajo conjunto entre nuestras provincias y generar nuevas oportunidades de desarrollo compartido.… pic.twitter.com/F4mXwdHS9R
Por su parte, el gobernador neuquino Rolando Figueroa valoró la articulación entre provincias y el sector privado como motor fundamental para el desarrollo económico federal. “Lo importante es ver cómo parte de toda esa producción la podemos potenciar trabajando con empresas neuquinas asociadas a empresas santafesinas. Cuando eso sucede, ganan las dos partes”, afirmó.
Figueroa subrayó que este tipo de acuerdos contribuye a construir un modelo de desarrollo basado en el crecimiento de las economías regionales y destacó que “esto es lo que termina construyendo una Argentina diferente: cuando los actores políticos nos asociamos con el sector privado para potenciar el desarrollo de cada provincia”.
Durante la visita, la delegación santafesina participó en actividades de vinculación empresarial con firmas neuquinas y realizó una recorrida por el yacimiento Loma Campana, operado por YPF, uno de los principales enclaves productivos de Vaca Muerta. Allí, funcionarios y empresarios pudieron conocer de cerca el funcionamiento del polo energético que representa una de las apuestas productivas más significativas del país.
Este convenio representa una apuesta concreta para ampliar la presencia industrial de Santa Fe en un sector estratégico y diversificar la matriz productiva provincial. Pullaro insistió en que la colaboración entre regiones y el sector privado será clave para aprovechar el potencial de Vaca Muerta y fomentar el desarrollo integral del territorio nacional.
A través del trabajo realizado por el Departamento Provincial de Aguas (DPA), se supervisa la perforación horizontal que permitirá cruzar el ducto a través del cual se transportarán los hidrocarburos de Vaca Muerta hasta la terminal de Punta Colorada para su exportación al mundo.
En el marco del Proyecto Vaca Muerta Oil Sur, el Gobierno Provincial, a través del Departamento Provincial de Aguas (DPA), supervisó la perforación horizontal que permitirá cruzar, por debajo del lecho del río Negro, el ducto que transportará crudo desde Neuquén hasta la Terminal de Punta Colorada, en cercanías de Chelforó.
Previo al inicio de obra, la empresa responsable presentó informes técnicos detallados con la descripción del perfil de suelos bajo el lecho del río, a fin de evaluar alternativas y definir el método más seguro. Con base en esos estudios, se determinó que la perforación horizontal dirigida es la opción técnicamente viable y ambientalmente más segura para el cruce.
En esta primera etapa se inició y finalizó la perforación testigo. Las próximas tareas contemplan la ampliación progresiva del túnel hasta alcanzar el diámetro final de 44 pulgadas.
Así, Río Negro, mediante el DPA acompaña el proceso desde la evaluación de la documentación técnica hasta la instancia constructiva, garantizando que cada etapa se desarrolle bajo criterios de seguridad y con el objetivo central de proteger el recurso hídrico.
Participaron de la inspección el Director de Coordinación de Recursos Hídricos, Ing. Gastón Mota y el Intendente General de Recursos Hídricos del DPA, Ing. Fernando Bodoira, reafirmando el rol del organismo como autoridad de aplicación en el cuidado y control de las obras que interactúan con el río Negro.
El contrato contempla exportaciones por 2 millones de toneladas anuales de GNL desde el Golfo San Matías y, según estimaciones del sector, podría generar ingresos superiores a los USD 7.000 millones durante su vigencia, en función de la evolución de los precios internacionales.
“Hay rumbo, hay plan, hay conducción”
Al referirse al avance del proyecto en la costa rionegrina, el gobernador Alberto Weretilneck remarcó: “Cada avance confirma algo importante: Río Negro es clave en el futuro energético argentino, con un Estado activo que acompaña inversiones estratégicas y genera oportunidades para nuestra gente”.
El acuerdo internacional se enmarca en el despliegue del proyecto de licuefacción flotante frente a la costa rionegrina y en las obras complementarias que conectarán el sistema de transporte de gas con las futuras unidades de producción de GNL.
En comunicaciones provinciales previas, Weretilneck sostuvo que “Defender Río Negro es acompañar este tipo de iniciativas, una inversión histórica que consolida el rumbo que elegimos: desarrollo y crecimiento, con trabajo local, cuidado ambiental y reglas claras, que brindan confianza al sector privado”.
Southern Energy S.A. (SESA) es el consorcio integrado por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), creado con el objetivo de posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor global de gas natural licuado a partir de 2027. En ese marco, la compañía confirmó una inversión superior a los USD 15.000 millones para desarrollar, durante 20 años, un esquema de exportación basado en la operación de dos buques de licuefacción que se instalarán en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro.
Personas hablan al interior de un mercado este 4 de marzo de 2026, durante un apagón en La Habana (Cuba). EFE/ Ernesto Mastrascusa
La noche del miércoles, Cuba sufrió un apagón masivo que dejó sin electricidad a cerca de seis millones de personas, según reportó la estatal Unión Eléctrica (UNE). La interrupción del servicio se originó tras la “salida imprevista” de la central termoeléctrica Antonio Guiteras, una de las principales plantas del país, lo que provocó un efecto en cadena en el Sistema Electroenergético Nacional (SEN).
El sistema eléctrico mostró una disponibilidad de 920 megavatios (MW) frente a una demanda nacional de 3.055 MW, generando un déficit de 2.150 MW que obligó a realizar cortes en varias regiones de la isla. La UNE informó que la unidad 3 de la termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes se reconectó a la red a las 8:56 AM, mientras que la unidad 6 de la central Diez de Octubre volvió a operar a las 6:45 PM. Además, la unidad 2 de la termoeléctrica Ernesto Guevara estaba en proceso de arranque, aunque no se detalló qué zonas aún permanecían sin servicio, especialmente en el occidente del país.
El apagón no solo afectó el suministro eléctrico sino también otros servicios básicos: se reportaron interrupciones en la telefonía móvil y fija, fallos en el acceso a internet y en algunos barrios de La Habana se suspendió el suministro de gas. Además, se detuvieron las clases en todos los niveles educativos, impactando a aproximadamente 300.000 estudiantes.
Usuarios de diversas provincias señalaron cortes prolongados. En Colón, Matanzas, algunos sectores permanecieron sin electricidad hasta 84 horas, mientras que en Holguín y en ciertos barrios habaneros los apagones superaron las 36 y 40 horas, respectivamente. También se reportaron pérdidas de alimentos debido a la falta de refrigeración durante el prolongado corte.
Los técnicos de la central Antonio Guiteras continúan con inspecciones para determinar el origen de la avería, que se atribuye a una grieta en la planta. Entre las tareas realizadas está la limpieza de la parte inferior de la caldera para evaluar el estado del material refractario. De superar las pruebas, la planta podría volver a generar más de 200 MW, aunque no se ha establecido una fecha para su reactivación.
Cuba enfrenta desde mediados de 2024 una crisis energética prolongada, con cinco apagones nacionales y cortes diarios por déficit de generación en el último año y medio. La Unión Eléctrica atribuye la problemática principalmente a la falta de combustible importado y a sanciones internacionales. Sin embargo, expertos independientes señalan que el deterioro acumulado de termoeléctricas con más de 40 años de explotación es un factor clave en la vulnerabilidad del sistema.
El Gobierno avanza con la licitación pública nacional e internacional para que el sector privado se encargue de la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) por primera vez desde 2008, cuando el país comenzó a importar el fluido.
De esta manera, el Gobierno se desliga de la operatoria seleccionando a un comercializador que se ocupe de importar GNL y distribuir en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal de Escobar y con punto de entrega en Los Cardales.
El pliego licitatorio establece que las ofertas se recibirán el 6 de abril y la adjudicación está prevista para el 21 del mismo mes. La distancia entre una fecha y la otra genera inquietud en el sector teniendo en cuenta que el criterio de selección es económico.
Además, los analistas del mercado advirtieron al medio especializado EconoJournal que el ganador tendrá apenas días para asegurar los cargamentos que deberían arribar en mayo, en un mercado global de GNL condicionado por el conflicto en Medio Oriente.
Los números de la licitación
Volumen estimado: entre 15 y 20 cargamentos de GNL.
Canon de entrada: el adjudicatario deberá pagar una prima de US$98,5 millones a Enarsa e YPF (accionistas de la terminal de Escobar).
Requisitos: patrimonio neto superior a US$125 millones y experiencia en trading por más de US$800 millones en los últimos cinco años.
Los candidatos
Trafigura: el gigante suizo que ya opera la marca Puma en el país y tiene experiencia importando gas desde Bolivia.
YPF: la petrolera de bandera, que además de ser socia en la planta de Escobar, posee el mayor conocimiento del mercado interno y capacidad de trading.
TotalEnergies y Naturgy: compañías con fuerte presencia local que analizan los riesgos del nuevo esquema.
El nuevo modelo propuesto por el Gobierno enfrenta dos amenazas externas que podrían complicar las ofertas:
Escalada en Medio Oriente: la reciente tensión bélica entre Estados Unidos-Israel e Irán disparó la volatilidad del precio del GNL (referencia TTF), que oscila entre los US$14 y US$17 por millón de BTU. Cualquier adjudicatario deberá contratar costosos seguros financieros para cubrirse de saltos bruscos en el precio internacional.
Incertidumbre regulatoria: el Gobierno aún no aclaró cómo se trasladará el precio del gas importado a las facturas que pagan los usuarios finales. Sin una señal clara sobre este mecanismo, las empresas temen un “descalce” financiero: tener que pagar el gas en dólares en el exterior pero no poder cobrarlo a tiempo en el mercado local.
El grupo Pérez Companc, a través de su petrolera Pecom, anunció una inyección de USD 150 millones para fortalecer su estructura de capital y desarrollar proyectos claves tras la adquisición del yacimiento convencional Manantiales Behr, comprado recientemente a YPF.
Este movimiento se realizó mediante un aporte irrevocable de capital por parte de Santa Margarita, el vehículo societario que integran Luis, Rosario y Pilar Pérez Companc, a cuenta de una futura suscripción de acciones. La operación apunta a impulsar la explotación en Manantiales Behr, un activo convencional que Pecom sumó en el marco de una estrategia que busca aprovechar campos maduros.
La compra se enmarca en la decisión de YPF de enfocar sus inversiones en proyectos más rentables, especialmente en la formación no convencional de Vaca Muerta, y desinvertir en activos convencionales maduros. Con esta incorporación, Pecom aspira a alcanzar una producción cercana a 35.000 barriles diarios en Chubut y generar sinergias logísticas que integren Manantiales Behr con otros campos que ya gestiona en la región, mejorando así su eficiencia operativa.
El traspaso del yacimiento se concretó luego del fracaso de una operación previa con Limay Energía, del grupo Rovella Capital, que había ganado la licitación original con una oferta de USD 575 millones. Sin embargo, esa venta quedó sin efecto porque el comprador no pudo asegurar el financiamiento necesario para completar el pago inicial previsto.
La adquisición de Manantiales Behr representa un paso importante en el retorno del grupo Pérez Companc al negocio petrolero operativo, del que se había retirado hace más de dos décadas. En los años 90, el conglomerado construyó uno de los mayores grupos energéticos del país a través de Pecom Energía, pero en 2002 vendió sus activos a Petrobras, marcando su salida del upstream.
Este regreso se afianzó en los últimos años mediante una reorganización del holding familiar. En mayo de 2024, pocos meses antes del fallecimiento de Gregorio “Goyo” Pérez Companc, Luis, Rosario y Pilar adquirieron las participaciones de sus hermanos Jorge, Cecilia y Catalina en tres empresas clave del grupo: Molinos Río de la Plata, Molinos Agro y Pecom.
Según fuentes del mercado, esta transacción alcanzó un valor aproximado de USD 650 millones. Mientras que las dos compañías que cotizan en bolsa, Molinos Río de la Plata y Molinos Agro, se valoraron en unos USD 450 millones, el mercado estimó que Pecom, empresa privada sin valuación bursátil, se transó por al menos USD 100 millones.
Desde el holding explicaron que la reorganización respondió a una transición interna y a los intereses particulares de cada hermano. Con la nueva estructura, el grupo comenzó a explorar oportunidades para volver a operar en el negocio petrolero, concentrándose en yacimientos maduros, un segmento que ha ganado atractivo con la reorientación de las grandes petroleras hacia el no convencional en Vaca Muerta.
Pecom busca posicionarse como un actor relevante en la gestión de estos activos mediante mejoras operativas y técnicas de recuperación terciaria que extiendan la vida productiva de los campos. Esta estrategia coincide con una recalibración de expectativas del sector privado en cuanto a precios y tipo de cambio, según el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM).
El estrecho de Ormuz se encuentra prácticamente cerrado, tras una orden de la Guardia Revolucionaria iraní que suspendió el tránsito de embarcaciones petroleras en ambos extremos de esta estratégica vía marítima. La medida responde a un ataque con drones contra el petrolero “Athe Nova”, un buque aliado de Estados Unidos, que fue impactado por dos drones y permanece envuelto en llamas.
Esta acción, denominada “Operación True Promise 4” por la Guardia Revolucionaria, es una represalia directa a una ofensiva coordinada entre fuerzas estadounidenses e israelíes en territorio iraní. Además del ataque al petrolero, las fuerzas iraníes lanzaron hasta doce drones contra la base estadounidense de Arifjan en Kuwait, y atacaron la base aérea de Al Minhad en Emiratos Árabes Unidos con seis drones y cinco misiles balísticos.
También se registró un ataque con seis drones sobre la instalación naval estadounidense NSA, evidenciando la magnitud y coordinación de la respuesta iraní. Estas acciones buscan establecer un nuevo equilibrio de fuerzas y advierten sobre posibles escaladas si continúan las hostilidades en suelo iraní.
02/03/2026 : Le tanker Athe Nova (gestionnaire : Émirats Arabes Unis a été immobilisé et endommagé par 2 drones iraniens pendant sa traversée du détroit d’Ormuz. Cela semble viser à créer un effet de dissuasion (“aucun navire allié US ne passe impuni”).#IranWarpic.twitter.com/Vwj9MHIsJb
La Guardia Revolucionaria transmitió la orden de cierre total del estrecho a través de la radio, una vía que habitualmente canaliza un porcentaje significativo del suministro global de petróleo. Como consecuencia, las principales navieras suspendieron sus envíos por esta ruta y las compañías aseguradoras marítimas retiraron su cobertura por el aumento del riesgo, generando una paralización sin precedentes en la actividad comercial de la región.
Imágenes y reportes de plataformas de rastreo marítimo confirman la ausencia de movimiento de grandes cargueros y tanqueros en los accesos al estrecho, reflejando la gravedad de la crisis y la inquietud que genera entre gobiernos y operadores energéticos a nivel global.
Este episodio se suma a una serie de incidentes recientes que han incrementado la volatilidad en el Golfo Pérsico. El ataque al “Athe Nova” y el cierre del paso en Ormuz han desatado la alarma mundial ante la posibilidad de un impacto significativo en los mercados energéticos internacionales, agravando las tensiones ya existentes entre Irán, Estados Unidos y sus aliados regionales.
La llegada del Grupo Gilinski, el conglomerado económico más poderoso de Colombia, como nuevo accionista mayoritario de GeoPark, marca un punto de inflexión para Vaca Muerta. La inversión —US$ 107 millones por una participación del 20%— no solo refuerza el capital de la operadora: inyecta músculo financiero, acelera planes de perforación y abre un ciclo de mayor demanda para toda la cadena de valor.
El grupo colombiano tomó además dos asientos en el directorio, lo que confirma una apuesta estratégica y de largo plazo, con influencia directa en decisiones operativas y de expansión.
Un jugador que cambia la escala de GeoPark
GeoPark ya venía ampliando su presencia en la ventana de petróleo negro con activos que incluyen Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, donde opera con producción estable y un plan de crecimiento agresivo. Con el ingreso de Gilinski, la compañía acelera su objetivo de perforar 50 a 55 pozos adicionales, incrementar completaciones y escalar producción en los próximos años.
Para la cadena de valor, esto significa más actividad, más contratos y más previsibilidad.
Cómo impacta este movimiento en proveedores y contratistas
• Mayor demanda de servicios de perforación y completación — más equipos, más etapas de fractura, más logística de campo.
• Incremento en el consumo de insumos críticos — arenas, químicos, tubulares, bombas, válvulas, sistemas de control.
• Más trabajo para pymes regionales — transporte, mantenimiento, obras civiles, catering, seguridad, alojamiento.
• Contratos más estables — el capital de largo plazo reduce la volatilidad típica de operadoras medianas.
• Nuevas oportunidades para empresas de ingeniería y midstream — ampliación de facilidades, tanques, ductos y plantas de tratamiento.
El desembarco de un grupo con capacidad financiera global eleva el piso de actividad y mejora la continuidad operativa para toda la red de proveedores.
Por qué este ingreso es estratégico para Vaca Muerta
• Refuerza la ventana de petróleo negro, una de las de mayor crecimiento en la cuenca.
• Aumenta la competencia entre operadoras, lo que impulsa eficiencia y nuevas inversiones.
• Aporta capital fresco en un momento clave, con exportaciones en alza y mayor demanda de infraestructura.
• Abre la puerta a futuras adquisiciones, ya que el grupo tiene historial de expansión agresiva en sectores estratégicos.
La señal es clara: Vaca Muerta vuelve a atraer capital internacional de peso, con visión de largo plazo y capacidad para financiar ciclos completos de desarrollo.
La lectura para la cadena de valor
El ingreso del Grupo Gilinski no es solo una noticia corporativa: es un anticipo de más trabajo, más inversión y más estabilidad. La combinación de capital internacional, activos en crecimiento y un plan de perforación ampliado coloca a GeoPark en una nueva etapa, con impacto directo en cada eslabón del ecosistema productivo.
Un estudio técnico reservado del Gobierno de Mendoza, elaborado con información de YPF y del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), identificó 845 km² con condiciones geológicas comparables a sectores productivos de Vaca Muerta en Neuquén.
La zona abarca Payún Oeste, Cañadón Amarillo, CNVIIA y Paso de las Bardas Norte, donde ya se perforaron pozos exploratorios con resultados calificados como “auspiciosos”.
La base técnica que cambia el mapa
Los parámetros geológicos del informe muestran un potencial real para desarrollo no convencional:
• TOC superior al 2%, indicador de alto contenido orgánico.
• Más de 150 metros de espesor en la sección rica.
• Ventana de generación de black oil (0,8–1% Ro).
• Presiones de poro elevadas, aptas para fractura hidráulica.
• Mineralogía favorable, con buena respuesta mecánica.
Estos datos reducen el riesgo geológico y justifican nuevas perforaciones en una zona históricamente considerada marginal.
Qué está haciendo YPF
La compañía ya ejecutó una primera fase exploratoria:
• Un pozo vertical y dos horizontales.
• 12 etapas de fractura hidráulica.
• Inversión inicial superior a US$ 17 millones.
• Plan de segunda fase por US$ 30 millones adicionales.
Los resultados preliminares impulsaron pedidos de extensión de permisos y nuevas campañas de perforación.
Por qué este informe es estratégico
• Expande la frontera no convencional hacia el norte, incorporando a Mendoza al mapa de Vaca Muerta.
• Activa el ecosistema productivo del sur provincial, con impacto en servicios, logística y empleo.
• Atrae interés de operadores privados, especialmente en Payún Oeste y Cañadón Amarillo.
• Fortalece la política energética provincial, que ya impulsa licitaciones continuas y el Polo Logístico Pata Mora.
La clave estratégica
Si los próximos pozos confirman productividad comercial, Mendoza podría sumar una nueva ventana de desarrollo no convencional, con impacto directo en inversiones, infraestructura y recaudación. La provincia pasaría de ser un actor periférico a integrar la segunda línea de expansión de Vaca Muerta, en un momento donde la demanda internacional y la capacidad exportadora del país están en crecimiento.
El Grupo Techint difundió un mensaje público desde Vaca Muerta en el que reafirmó su compromiso con el país en un momento de fuerte tensión con el Gobierno nacional. Paolo Rocca recorrió el área Los Toldos II Este, donde se desarrollan obras para Tecpetrol, y destacó que el conglomerado sostiene una inversión superior a US$ 2.500 millones, más de 4.000 empleos directos y la participación de 700 empresas nacionales en su cadena de valor.
El mensaje llega tras semanas de cruces con el Presidente, luego de que la subsidiaria Tenaris perdiera una licitación internacional para la provisión de tubos destinados a un proyecto de GNL. La adjudicación recayó en una empresa india con una oferta cerca de 40% más baja, lo que desató un debate sobre competitividad, apertura comercial y presunto dumping.
Un gesto político-empresarial en un momento sensible
La presencia de Rocca en Neuquén y la comunicación institucional apuntan a dos objetivos simultáneos:
• Reafirmar la continuidad de inversiones en el principal polo energético del país.
• Responder sin confrontación directa a las críticas del Gobierno, poniendo el foco en empleo, industria nacional y proyectos de largo plazo.
El mensaje subraya que la legitimidad del grupo se construye con “proyectos, inversión y compromiso con las comunidades”, una frase que funciona como contrapunto a las acusaciones de sobreprecios y proteccionismo.
Qué implica para el sector empresario
El pronunciamiento de Techint tiene impacto más allá del conflicto puntual:
• Marca posición en el debate sobre apertura comercial y competencia internacional.
• Envía una señal de estabilidad a proveedores y contratistas que dependen de la actividad de Tecpetrol.
• Refuerza la idea de continuidad operativa en un contexto donde la incertidumbre regulatoria y política afecta decisiones de inversión.
• Reafirma el rol de la industria nacional en proyectos energéticos estratégicos.
El conglomerado también advierte que prácticas de dumping pueden afectar empleo e inversiones industriales, instalando un tema que preocupa a toda la cadena metalmecánica.
Un capítulo más en una disputa que sigue abierta
El conflicto entre el Gobierno y Techint escaló luego de la licitación perdida y se profundizó cuando el Presidente retomó públicamente el tema en la Asamblea Legislativa, con críticas directas a Rocca. El holding respondió defendiendo su estructura de costos y alertando sobre el impacto de importaciones subsidiadas.
La visita a Vaca Muerta y el mensaje institucional funcionan como un reposicionamiento: Techint muestra obra, inversión y empleo en el terreno donde hoy se juega buena parte del futuro energético del país.
El avance de José Luis Manzano sobre activos estratégicos del sector energético confirma una tendencia que ya domina el mercado: los grandes grupos locales vuelven a posicionarse en infraestructura crítica en un contexto de privatizaciones, valuaciones deprimidas y necesidad de capital fresco. La estrategia de Integra Capital se despliega en tres frentes simultáneos y todos están activos.
El movimiento más inmediato es Transener, la transportista que opera el 86% de la red de alta tensión del país. El Ministerio de Economía publicó oficialmente el Concurso Público Nacional e Internacional para vender el 50% de CITELEC, la controlante de Transener, hoy en manos de ENARSA. El proceso se realiza bajo la Resolución 2090/2025 y ya está disponible en CONTRAT.AR. La apertura de ofertas está prevista para el 23 de marzo.
Edenor —donde Manzano es socio junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti— presentó una oferta y busca quedarse con el control operativo de la red troncal. La confirmación oficial del concurso le da al proceso un marco institucional claro y acelera la competencia entre grupos locales y fondos internacionales.
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El segundo frente es Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país. Aunque no hay una oferta formal, Integra Capital sigue de cerca el proceso de privatización. El activo es estratégico por su escala, su base de usuarios y su rol en la transición hacia un sistema energético más integrado entre gas y electricidad. El interés de Manzano muestra que el gas vuelve a ser un vector central para inversiones de largo plazo.
El tercer movimiento es el más grande: la compra de los activos de Shell (Raízen Argentina), que incluye entre 700 y 892 estaciones de servicio, la refinería de Dock Sud y una planta de lubricantes. La operación, valuada entre US$ 1.000 y US$ 1.600 millones, se negocia junto al grupo suizo Mercuria, socio habitual de Manzano en operaciones globales. La venta se aceleró por la situación financiera de Raízen, que enfrenta una deuda superior a los US$ 10.000 millones y busca desinvertir en la región.
El patrón es claro. Manzano está capturando activos subvaluados en un momento donde el Estado se retira de sectores clave y las multinacionales reordenan portafolios. Su ventaja es el conocimiento regulatorio, la capacidad de armar alianzas internacionales y la lectura precisa del ciclo político. El mercado energético argentino entra en una fase de recomposición y los jugadores que se mueven rápido pueden asegurar posiciones que definirán la próxima década.
La Secretaría de Energía amplió nuevamente los plazos para que los productores y distribuidoras adhieran a las adecuaciones del Plan Gas.Ar, una decisión que confirma el rumbo del Gobierno hacia un esquema más ordenado y con mayor protagonismo privado en la cadena de abastecimiento.
La medida quedó formalizada en la Resolución 54/2026, publicada en el Boletín Oficial del 5 de marzo, y extiende los tiempos para aceptar los cambios introducidos por la Resolución 606/2025 y su prórroga previa, la 36/2026.
El objetivo es asegurar que todas las empresas puedan completar la adhesión a través del sistema TAD y mantener la continuidad contractual mientras se reorganiza el mercado. El punto central es la cesión de contratos de abastecimiento desde ENARSA hacia las distribuidoras, un paso clave para reducir la intermediación estatal y avanzar hacia un esquema más competitivo.
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La resolución también se alinea con el Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028, que busca dar previsibilidad a la producción y al abastecimiento interno.
El impacto en el sector es directo. Los productores ganan estabilidad en un momento de transición regulatoria. Las distribuidoras recuperan un rol central en la contratación de gas. Y el sistema se prepara para el invierno con un marco más claro, en un año donde la demanda estacional será un desafío por la menor intervención estatal y la necesidad de contratos firmes.
Para las empresas, la señal es positiva: el Gobierno mantiene el Plan Gas.Ar como columna vertebral del abastecimiento, pero avanza hacia un modelo donde el mercado tiene más peso y menos distorsiones.
El desembarco de HDT NewForce, división del grupo estadounidense HDT Global, marca un punto de inflexión para el mercado argentino de drones. La empresa llega al país mediante una alianza estratégica con Technology Bureau, que se convierte en representante oficial de DJI Enterprise, el líder mundial en drones profesionales con más del 70% del mercado global.
La operación confirma que Argentina dejó de ser un mercado emergente para transformarse en un polo regional con demanda real en minería, energía, agro y seguridad.
La expansión del sector se aceleró tras la Resolución 550/2025 de ANAC, que eliminó la exigencia de licencia de piloto para drones de menos de 25 kilos y redujo los tiempos de matriculación de meses a días. El impacto fue inmediato: las inscripciones crecieron 700% en 2025, y el parque operativo podría superar las 3.500 unidades este año.
La desregulación, sumada a la adopción tecnológica en el agro y a la demanda industrial, creó un ecosistema atractivo para fabricantes globales.
El agro sigue siendo el motor del crecimiento. La tendencia se mueve hacia equipos de gran porte como el DJI Agras T100 y el King‑150, capaces de transportar entre 100 y 150 litros para pulverización y siembra sólida. Estas tecnologías mejoran la eficiencia, reducen costos y aceleran la transición hacia operaciones autónomas.
Los reportes de la Cámara Argentina de Drones y de la Bolsa de Cereales confirman que Argentina ya es el segundo mercado más grande de la región, detrás de Brasil.
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La minería también impulsa la demanda. Los drones se usan para mapeo 3D, topografía, exploración y seguridad perimetral. Proyectos de cobre y litio ya operan con flotas dedicadas. En energía, las empresas de oil & gas y electricidad incorporan drones para inspección de ductos, pozos, parques solares y líneas de alta tensión. Los reportes de IAPG y CAMMESA muestran un crecimiento sostenido en operaciones aéreas técnicas.
La seguridad urbana suma otro vector. Provincias y municipios adoptan drones con cámaras térmicas y sistemas de seguimiento automático. En logística, la región avanza hacia soluciones de carga con la línea DJI FlyCart, que ya opera en Brasil con capacidades de 40 y 85 kilos. Argentina evalúa pilotos para zonas rurales y corredores de última milla.
El desembarco de HDT NewForce llega en un momento estratégico. La combinación de tecnología global, regulación moderna y demanda creciente crea un entorno donde Argentina puede ganar protagonismo regional. La presencia del mayor fabricante del mundo abre una etapa de inversiones, profesionalización y nuevas oportunidades para toda la cadena productiva.
Río Negro lanzó el Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional, una herramienta diseñada para frenar el declino de los yacimientos maduros y atraer nuevas inversiones en petróleo y gas. El beneficio central es directo: las operadoras que incrementen su producción pagarán solo el 6% de regalías sobre ese volumen adicional, la mitad de la alícuota habitual.
El incentivo se mantiene por diez años o hasta el vencimiento de cada concesión, lo que genera previsibilidad en un segmento que enfrenta costos crecientes y menor productividad.
El programa se aplica exclusivamente a la producción incremental, lo que obliga a las empresas a presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementario y a certificar una curva de producción base auditada por un tercero habilitado por la Secretaría de Energía de la Nación.
No reduce impuestos sobre la producción existente: premia la inversión nueva, desde pulling y workover hasta optimización de extracción, compresión e inyección. Es un esquema focalizado, pensado para reactivar pozos que hoy no serían viables bajo el régimen fiscal tradicional.
El dato clave es el contexto. Entre 2015 y 2025, la producción convencional cayó más del 40% en petróleo y más del 50% en gas a nivel nacional, mientras la inversión se concentró en Vaca Muerta. En Río Negro, la explotación convencional sigue representando más del 60% del petróleo y más de la mitad del gas provincial, pero mantiene una tendencia descendente desde 2013.
El nuevo programa apunta a revertir esa curva, sostener empleo y extender la vida útil de áreas maduras que aún son relevantes para la seguridad energética.
Qué pasa en otras provincias
El movimiento de Río Negro no es aislado. Varias provincias productoras están desplegando herramientas propias para sostener la producción convencional:
• Chubut trabaja en un esquema de incentivos para pozos marginales, con foco en la Cuenca del Golfo San Jorge.
• Santa Cruz evalúa beneficios fiscales para reactivar áreas maduras y evitar el cierre de pozos de baja productividad.
• Neuquén, aunque concentrada en Vaca Muerta, mantiene programas de estímulo para campos convencionales que aportan estabilidad a la red de producción.
• Mendoza avanza con licitaciones de áreas maduras bajo modelos de inversión incremental y regalías reducidas.
La tendencia es clara: mientras el país avanza hacia un esquema energético más competitivo y con mayor participación privada, las provincias buscan retener producción, evitar el abandono de áreas y capturar inversiones que hoy exigen estabilidad regulatoria. Río Negro se suma a este movimiento con un programa que combina incentivos fiscales, reglas claras y un enfoque pragmático para sostener la actividad.
La llegada del buque tanque Summit Spirit a Puerto Rosales con una carga récord de crudo confirma el crecimiento operativo de la terminal y su rol como nodo clave para la exportación de petróleo argentino. El Summit Spirit, un Suezmax de 274 metros de eslora y bandera de Bahamas, arribó para cargar crudo con destino a Estados Unidos, en línea con el aumento sostenido de embarques vinculados a la producción de Vaca Muerta.
Su capacidad —cercana a las 160.000 toneladas de peso muerto— lo ubica entre los mayores buques que operan regularmente en la terminal.
Un puerto que opera a escala internacional
Puerto Rosales viene ampliando infraestructura y capacidad operativa, lo que le permite recibir buques Panamax, Aframax y Suezmax con mayor frecuencia. Las mejoras en almacenamiento, bombeo y muelle consolidan su papel como puerta de salida del crudo argentino hacia los mercados globales. La terminal ya muestra una regularidad operativa que hasta hace pocos años era impensada para la región.
Por qué este movimiento es relevante
• Escala exportadora: confirma que el sistema logístico argentino puede sostener volúmenes crecientes.
• Eficiencia operativa: la infraestructura ampliada reduce tiempos de espera y mejora la rotación de buques.
• Integración con Vaca Muerta: Rosales se consolida como el punto final del midstream neuquino.
• Demanda externa: Estados Unidos se mantiene como principal destino del crudo liviano argentino.
Una tendencia que se consolida
El arribo del Summit Spirit se suma a una secuencia de operaciones que muestran un cambio estructural: Argentina exporta más crudo, con mayor frecuencia y en buques de mayor porte. La combinación de infraestructura ampliada, producción en alza y demanda internacional sostiene un ciclo de crecimiento que reposiciona al país en el mapa energético.
Impacto en la competitividad del Medanito
El aumento de embarques de gran porte tiene un efecto directo en la competitividad del crudo Medanito, el liviano neuquino que hoy compite en el mercado internacional con otros crudos premium como el WTI, el Brent liviano y el Bonny Light.
Los embarques Suezmax permiten:
• Reducir costos logísticos por barril, mejorando el netback para productores y traders.
• Aumentar la previsibilidad de carga, un factor clave para contratos spot y de mediano plazo.
• Mejorar la posición del Medanito en refinerías de la Costa del Golfo, donde su calidad liviana y bajo contenido de azufre es altamente demandada.
• Competir con mayor volumen, lo que fortalece la presencia argentina en un mercado donde la escala define precios y destinos.
La capacidad de Rosales para operar buques de gran porte no solo acompaña el crecimiento de Vaca Muerta: lo potencia, al permitir que el Medanito se consolide como un crudo competitivo en el mercado global de livianos.
La Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de San Juan (UNSJ) obtuvo una patente que introduce un salto tecnológico en la industria del fracking. El desarrollo permite medir de manera automática, precisa y objetiva la redondez y esfericidad de las arenas utilizadas en la fractura hidráulica, un insumo crítico para la extracción de petróleo y gas no convencional.
El método combina visión artificial, matemáticas avanzadas e inteligencia artificial, y fue aprobado por el INPI el 30 de enero de 2026, tras un proceso internacional que confirmó que no existía una solución similar.
Qué es exactamente lo que inventaron
El equipo del Instituto de Investigaciones Mineras (IIM) —liderado por el Dr. Ing. Daniel Chuk, junto a Carlos Gustavo Rodríguez y Adriana Luna— desarrolló el método denominado “Método automático para la determinación de la medida de redondez de un objeto en dos dimensiones utilizando visión artificial y la Transformada de Fourier”.
A partir de fotografías microscópicas, el sistema analiza el contorno de cada partícula y determina parámetros geométricos esenciales para su desempeño en la fractura hidráulica.
Este enfoque reemplaza evaluaciones visuales o mediciones manuales, que suelen ser subjetivas y menos precisas.
Por qué importa para la industria del fracking
La arena sostiene las fracturas generadas en la roca y permite que el petróleo y el gas fluyan. Su forma define:
• Resistencia a la presión
• Permeabilidad de la fractura
• Estabilidad mecánica del reservorio
• Eficiencia de extracción
Un método automatizado permite:
• evitar transportar arena que no cumple estándares,
• mejorar la eficiencia operativa,
• reducir costos logísticos,
• estandarizar la calidad entre proveedores.
En un país donde los yacimientos de arena están lejos de Vaca Muerta, anticipar la calidad antes del traslado es un beneficio económico directo.
Aplicaciones más allá del petróleo
El método también tiene impacto en minería, donde la forma de las partículas influye en procesos como:
• trituración,
• molienda,
• clasificación granulométrica,
• lixiviación.
Una caracterización más precisa mejora la recuperación metalúrgica y optimiza los circuitos de procesamiento.
Clave estratégica
La UNSJ suma su décima patente y consolida un polo científico con impacto directo en la industria energética. La innovación aporta una herramienta que puede integrarse a estándares de calidad para proveedores de arena, mejorar la competitividad de la cadena de valor y fortalecer la autonomía tecnológica del país en un insumo crítico para Vaca Muerta.
“Nosotros tenemos como objetivo hacer de Argentina el país más libre del mundo, pero no todos los instrumentos de política son aceptables”.
