YPF avanza en el proceso de venta de su participación en Metrogas y entra en la etapa de due diligence tras recibir 13 ofertas no vinculantes, según informó la compañía en un comunicado.
La empresa indicó que la primera fase concluyó el 9 de abril con la recepción de propuestas y que las más competitivas serán seleccionadas para continuar en una segunda instancia del proceso, que incluye el análisis detallado de la información.
Según el comunicado, YPF contrató a Citigroup (Citi) como asesor financiero en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos.
La compañía estimó que la eventual transacción podría concretarse dentro de 2026, aunque aclaró que estará sujeta a aprobaciones regulatorias y a la obtención de garantías de cumplimiento de oferta.
Además, remarcó que hasta el momento no adoptó ninguna decisión ni celebró acuerdos vinculantes en relación con la venta de su tenencia en Metrogas.
YPF reafirmó su compromiso con la gestión responsable de sus activos y con la transparencia en la comunicación al mercado, en el marco de este proceso en curso.
Los gremios de Petroleros Privados y el Personal Jerárquico de Río Negro, Neuquén y La Pampa, junto con las cámaras empresariales CEPH y CASEPE, alcanzaron un acuerdo salarial que establece un incremento del 8,6% correspondiente al período abril 2025 – marzo 2026.
Este convenio, que aún está pendiente de homologación por parte del Ministerio de Trabajo, busca compensar la inflación registrada durante ese lapso y tendrá vigencia en las liquidaciones salariales desde abril de 2026.
En paralelo, se mantiene sin modificaciones la asignación específica por trabajo en Vaca Muerta, que continúa en $380.000. Según el convenio, este adicional será revisado en la próxima negociación paritaria correspondiente al ciclo 2026–2027.
El acuerdo establece un salario mínimo bruto de $3.914.000, y además incluye una contribución sindical extraordinaria única de $151.000 por trabajador, que se abonará junto con los aportes correspondientes al mes de abril, con vencimiento en mayo de 2026.
La formalización de este acuerdo proporciona seguridad a los departamentos de recursos humanos y contabilidad de las operadoras activas en Vaca Muerta, quienes ya cuentan con los parámetros definitivos para procesar los sueldos de abril.
El proceso judicial por la expropiación de YPF en Nueva York parece haber concluido tras el fallo favorable a Argentina, pero Burford Capital, el fondo que financió la demanda contra el país, decidió no abandonar la disputa. La compañía informó oficialmente su intención de trasladar el caso al Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), el tribunal de arbitraje del Banco Mundial.
En paralelo, Burford solicitó a la jueza de primera instancia, Loretta Preska, autorización para reutilizar toda la información que el gobierno argentino proporcionó durante la etapa de Discovery en el juicio neoyorquino, lo que permitiría reducir los costos en el nuevo proceso.
Desde la Procuración del Tesoro confirmaron haber recibido la notificación y expresaron: “La verdad es que lo esperábamos, ya sabíamos qué iba a suceder, y ya estábamos trabajando en ese escenario. Desde el anteaño que nos anticipamos a trabajar en escenarios y preparar documentos. Así que el proceso seguirá su curso y veremos”.
Antes de que el arbitraje en el Ciadi comience formalmente, quedan pendientes algunos pasos en la causa neoyorquina. Burford y Eton Park, los demandantes, tienen hasta el 8 de mayo para solicitar una revisión ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito, un mecanismo que implica que todos los magistrados del tribunal analicen el caso, no solo el panel original de tres jueces. Luego, recién 90 días después, podrían presentar un recurso ante la Corte Suprema de Estados Unidos.
Sin embargo, las posibilidades de revertir el fallo son escasas. La Corte Suprema acepta revisar solo un centenar de casos anuales, principalmente aquellos con impacto en el derecho federal estadounidense, mientras que un litigio basado en la interpretación del derecho argentino difícilmente alcance ese nivel. Expertos coinciden en que, salvo un giro inesperado, este año el caso quedará firme en Nueva York.
Burford puede acudir al Ciadi gracias al tratado bilateral de inversiones firmado entre Argentina y España en 1991, vigente desde 1992, que protege a inversores extranjeros y no establece plazos para presentar demandas por incumplimiento. Aunque la expropiación de YPF ocurrió en 2012, el fondo sostiene que tiene derecho a este recurso porque adquirió los derechos litigiosos de las empresas Petersen, constituidas y quebradas en España, por €15,1 millones.
No obstante, la defensa argentina podría argumentar que el tratado no debería aplicarse, ya que los verdaderos inversores, la familia Eskenazi, nunca tuvieron una estructura operativa real en España, lo que cuestionaría la condición de inversores extranjeros protegidos.
Analistas recuerdan que los tratados bilaterales firmados durante la presidencia de Carlos Menem favorecían a los inversores y que ningún gobierno posterior modificó esos acuerdos ni redujo los plazos para presentar demandas, dejando abierta esta vía para quienes acrediten ser inversores extranjeros.
El procedimiento ante el Ciadi será largo y confidencial. Tras notificar la intención de demandar, se abre un período de seis meses para intentar resolver el conflicto de forma amistosa. Si no se logra un acuerdo, el arbitraje formal puede durar entre dos años y medio y tres años hasta emitir un laudo, con posibles demoras adicionales si se solicita la anulación del fallo.
En contraste con otros mecanismos, el Ciadi mantiene la confidencialidad del proceso, por lo que solo las partes conocen el contenido hasta que se divulgue el resultado final.
Burford eligió esta estrategia no solo por razones legales, sino también para proteger sus intereses financieros y reputacionales. Perder en Nueva York implicaría asumir como pérdida todo lo invertido en abogados y los €15,1 millones pagados por los derechos litigiosos, que en su momento representaban cerca del 40% del valor de la cartera del fondo.
El pedido para reutilizar la información del Discovery busca precisamente disminuir los costos del arbitraje en el Ciadi, evitando tener que solicitar nuevamente la documentación aportada por Argentina en el juicio neoyorquino.
El sector del transporte en Estados Unidos enfrenta un desafío importante debido al aumento sostenido en el precio del diésel, un combustible clave para la operación de camiones y vehículos de carga que sostienen la economía del país.
Este incremento en el costo del combustible genera un impacto directo en los gastos operativos de las empresas dedicadas al transporte, lo que a su vez puede traducirse en mayores precios para los consumidores y retrasos en la cadena logística.
El precio nacional promedio del diésel llegó el lunes a USD 5,52 por galón, superando el récord previo de junio de 2022, cuando la invasión rusa a Ucrania provocó un fuerte aumento. Estos datos provienen de Samsara, una empresa tecnológica que monitorea el consumo de combustible de más de 5.500 flotas en todo el territorio estadounidense.
Estados clave como California y Texas registraron los incrementos más significativos, tendencia que también se observó en Hawái, Nevada y Carolina del Norte. La inestabilidad geopolítica ha tenido un efecto inmediato en los precios del combustible en estos estados.
Los transportistas independientes son los más afectados, ya que no cuentan con la capacidad de negociar precios preferenciales ni trasladar los costos a los clientes, a diferencia de las grandes compañías. En Estados Unidos, el 91,5% de los cerca de 580.000 transportistas activos operan con flotas de 10 camiones o menos, según la Asociación Estadounidense de Transporte por Carretera (ATA) y el Departamento de Transporte.
Especialistas advierten que, ante la persistencia de esta tendencia al alza, el sector podría experimentar una presión adicional que afectaría la distribución de productos esenciales, incrementando la inflación y complicando la recuperación económica.
La situación se vuelve crítica en un contexto donde la demanda por servicios de transporte continúa alta, y los márgenes de las empresas ya se encuentran ajustados por otros factores económicos.
Analistas del sector sugieren que la implementación de medidas para mejorar la eficiencia del combustible y la búsqueda de alternativas energéticas podrían ser claves para mitigar los efectos negativos de esta suba en el mediano plazo.
La balanza energética registró un superávit de US$1.096 millones en marzo de 2026, cifra representó el 43% del saldo total el intercambio comercial del país durante ese mes.
El resultado mensual se obtuvo a partir de exportaciones por US$1.235 millones e importaciones por US$145 millones.
En el acumulado del primer trimestre de 2026, el sector energético generó un ingreso adicional de US$294 millones en comparación con el mismo periodo del año anterior, impulsado principalmente por la reducción en las compras externas.
De esta manera, la mejora trimestral de US$294 millones se fundamentó en cambios en el volumen de operaciones.
El documento detalla que este incremento “se explica por mayores exportaciones por US$53 millones y menores importaciones por US$ 240 millones”.
Al analizar la variación de la balanza en lo que va del año, se observa que la caída de los precios internacionales restó US$248 millones al saldo final.
Sin embargo, el informe aclara que “con relación al efecto cantidades, el saldo extra fue positivo por US$ 542 millones”, lo que permitió compensar la baja de precios.
En el desglose de las importaciones, el ahorro de US$ 240 millones se compuso de US$70 millones por menores precios y US$170 millones por menor cantidad de energía adquirida.
El mercado internacional del crudo volvió a mostrar su sensibilidad frente a los acontecimientos geopolíticos. En los últimos días, el precio del barril superó los US$100, dólares tras un nuevo episodio bélico en el Estrecho de Ormuz, donde el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica (IRGC) de Irán capturó varias embarcaciones comerciales, a pesar de que formalmente rige un alto el fuego extendido.
El hecho volvió a poner en primer plano el peso de la política internacional sobre la energía: hoy los precios no solo responden a variables económicas, sino también —y cada vez más— a los titulares del conflicto. A esto se suma un contexto de oferta ajustada y dificultades en los flujos físicos de petróleo, que están obligando a los países productores del Golfo a aplicar recortes significativos.
En este escenario, los analistas comienzan a consolidar una idea: si Irán mantiene el control del estrecho, el precio del petróleo podría sostenerse en niveles más altos y de manera estructural, incluso cuando disminuya la intensidad del conflicto.
En contraste, el mercado de gas natural se mantiene relativamente estable, apuntalado por una oferta abundante.
Escalada en Ormuz
El miércoles, el valor de referencia Brent, para entrega en junio avanzó 2,99% hasta los US$ 101,40 por barril, mientras que el WTI trepó 3,18% hasta los US$ 92,52 dólares.}
Según medios oficiales iraníes, los buques habrían infringido normas marítimas, operaban sin autorización y habrían manipulado sus sistemas de navegación. Las embarcaciones fueron identificadas como MSC Francesca (bandera panameña) y Epaminondas (bandera liberiana). Además, un tercer barco —Euphoria— fue atacado y habría quedado inmovilizado cerca de la costa iraní.
El episodio se produjo pocas horas después de que el presidente estadounidense, Donald Trump, anunciara la extensión indefinida del alto el fuego con Irán para permitir una salida negociada al conflicto. Sin embargo, Washington mantiene el bloqueo naval sobre los puertos iraníes, lo que sigue presionando la situación en la región.
Nuevo “equilibrio” para el crudo
De acuerdo con analistas del banco Standard Chartered, el nivel de US$ 95 dólares por barril, para el Brent, aparece como un punto de equilibrio inestable: refleja, por un lado, expectativas de desescalada, pero al mismo tiempo incorpora una restricción creciente en la oferta física.
Los datos respaldan esa lectura. Aún con una alta volatilidad —en la última semana el precio osciló en un rango de US$ 13,71— el Brent se mantuvo por encima de los US$ 95 dólares en ocho de las últimas nueve ruedas, y en seis de ellas cerró prácticamente en ese nivel.
En el mercado de futuros, la curva continúa en fuerte backwardation (precios más altos en el corto plazo que en el largo), con algunos ajustes: los contratos más lejanos subieron levemente, mientras que los correspondientes a 2027 mostraron cierta debilidad. En paralelo, el Brent físico a corto plazo cayó US$ 8,03 en la semana, hasta US$ 96,17 el 20 de abril, achicando la brecha con los precios financieros.
Cuellos de botella
Uno de los factores clave detrás de este escenario es la restricción en el tránsito por el Estrecho de Ormuz. Esta situación obligó a los productores del Golfo a reducir su producción entre un 25% y un 80%, dejando en evidencia tanto limitaciones de capacidad como la fuerte dependencia de rutas específicas de exportación.
Para el corto plazo, se prevé que el mercado seguirá reaccionando principalmente a la dinámica del conflicto entre Estados Unidos e Irán, en un contexto de oferta cada vez más ajustada.
Cambios en la OPEP+
En paralelo, el cartel petrolero avanza en cambios estructurales. El grupo encomendó el desarrollo de una nueva métrica denominada Capacidad Máxima Sostenible (MSC), que será evaluada entre enero y septiembre de 2026 y servirá como base para definir las cuotas de producción a partir de 2027.
Según la propia OPEP, la MSC representa el volumen máximo promedio de barriles diarios que un país puede producir en un plazo de 90 días y sostener durante un año completo, incluyendo tareas de mantenimiento. El objetivo es introducir mayor transparencia, premiar las inversiones en capacidad productiva y evitar desvíos en las cuotas.
Más allá del conflicto
Las proyecciones del banco británico apuntan a que, incluso una vez superada la fase más aguda del conflicto, los precios del petróleo se mantendrán entre US$ 10 y US$20 dólares por encima de los niveles previos. Entre los factores que explicarían esta persistencia se destacan la acumulación de reservas estratégicas, el resurgimiento del nacionalismo de los recursos y las demoras logísticas generadas por las disrupciones actuales.
Extraño comportamiento
A diferencia del petróleo, el mercado de gas natural mostró una notable capacidad de adaptación frente a la pérdida de gran parte del suministro proveniente de Medio Oriente. En Estados Unidos, el precio del gas en Henry Hub cayó desde un máximo cercano a los US$ 7,50 dólares por MMBtu —registrado al inicio del conflicto— hasta US$ 2,85 dólares. En Europa, los valores rondan los € 12 euros por millón de BTU, lejos de los más de € 17,60 observados en el arranque de la crisis.
La explicación radica en que la oferta proyectada supera las caídas esperadas, lo que permitió contener tanto el déficit como la reacción de los precios.
De todos modos, hacia los próximos meses podría surgir un nuevo foco de tensión: Europa y Asia competirán por el abastecimiento durante el verano boreal, en momentos en que los países europeos comienzan a recomponer reservas que se encuentran relativamente bajas. Ese factor podría volver a presionar los precios al alza.
En Estados Unidos, en tanto, el gas se mantiene en niveles moderados gracias a condiciones climáticas favorables y abundante oferta. Sin embargo, a mediano plazo podría recibir impulso por el crecimiento de la demanda energética, vinculada a centros de datos, climatización y exportaciones de gas natural licuado (GNL).
Milei en modo kirchnerista
En este contexto de encarecimiento global de la energía, la Argentina enfrenta tensiones propias para garantizar el abastecimiento durante el invierno. A pesar del superávit energético del año pasado y el aumento proyectado para este año, el Ministerio de Economía decidió suspender —al menos de manera transitoria— el proceso de privatización de la provisión de Gas Natural Licuado (GNL), por lo que la importación y regasificación seguirá en manos de la empresa estatal ENARSA, actualmente en proceso de reestructuración.
La decisión implica también un freno al intento oficial de trasladar el costo pleno del GNL a la demanda, manteniendo parcialmente el esquema de subsidios para evitar un mayor impacto en las tarifas y, por esa vía, contener la inflación. La medida fue comunicada el 22 de abril a las empresas Naturgy y Trafigura, que competían en la licitación para el suministro: ambas habían presentado ofertas competitivas —de 4,50 y 4,57 dólares por millón de BTU, respectivamente— para encargarse de la importación y el proceso de regasificación.
El giro en la política energética responde, en buena medida, al contexto internacional. El precio del GNL en el mercado global ronda actualmente los 20 dólares por MBTU, impulsado por la escalada del conflicto en Medio Oriente y las dificultades en la producción y transporte de energía, particularmente tras las tensiones en el Estrecho de Ormuz.
Frente a este escenario, ENARSA continuará con la operatoria que mantiene desde 2008, previendo la compra de unos 20 cargamentos que ingresarán por la terminal de Escobar para su posterior inyección al sistema de transporte de gas. Los primeros buques arribarían a comienzos de mayo.
El objetivo es complementar la producción local para cubrir el pico de demanda invernal, aunque este requerimiento podría verse parcialmente atenuado por la desaceleración de la actividad industrial en distintos sectores. En cualquier caso, la dinámica internacional de precios y la fragilidad del sistema local vuelven a poner en evidencia la dependencia de importaciones en momentos críticos del año.
República Dominicana prepara una nueva serie de licitaciones para parques fotovoltaicos en operación y nuevos desarrollos con almacenamiento, en un paquete de oportunidades que podría superar los 800 MWh adicionales en el corto plazo.
Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), y Andrés Astacio, superintendente de Electricidad,detallaron los pormenores de las próximas convocatorias y definiciones regulatoriasdurante un desayuno exclusivo de networking de Future Energy Summit (FES) Caribe.
“Tras el éxito de la licitación de 600 MW, el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras (CUED) sacará una licitación para arbitraje de proyectos solares ya existentes como una forma de tener mayor competencia”, indicó Veras.
“¿Qué representa para el sector? Sólo desde la perspectiva del arbitraje para contratos existentes, superará la instalación de 800 MWh adicionales. Y si le ponemos número a lo que vemos desde transmisión para seguridad del sistema, estamos hablando de unos 1200 MWh”, complementó Astacio al revelar más detalles de la convocatoria.
La definición toma además una señal que ya había dejado el viceministro Ricardo Guerrero en la apertura de FES Caribe, cuando adelantó que el Gobierno trabajaba en un nuevo proceso para sumar BESS a proyectos existentes.
Incluso, desde la propia Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia de Electricidad coincidieron que los próximos proyectos renovables serán híbridos con storage o bien habrá BESS stand-alone, de modo que desde las entidades reguladoras seguirán «generando incentivos para movilizar el mercado”.
“Lo que viene es una política agresiva para crear incentivos para instalar infraestructura de almacenamiento que permita seguir desarrollando el sistema energético”, manifestó Andrés Astacio.
Como referencia de escala, Veras añadió que ya hay 238 MW de almacenamiento de cuatro horas en camino y proyectó que en 2027 el país podría contar con 300 a 400 MW de BESS operativos, cifra que podría ampliarse si avanzan tanto la nueva licitación de arbitraje como inversiones en transmisión.
Mientras que a corto plazo, el principal hito regulatorio será la aprobación del reglamento para obras eléctricas e instalación de baterías (hoy en consulta pública), la cual está prevista “en los próximos 30 días”.
Y cabe recordar que, dichos criterios técnicos son, en esencia, los mismos exigidos a los participantes de la reciente convocatoria de 600 MW.
Como antecedente, la Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025 con BESS habría dejado ocho proyectos preliminarmente adjudicados por 605,1 MW, entre ofertas por más de 1500 MWp y casi 1300 MWh, con precios promedio en torno a USD 0,108/kWh. La eventual ampliación sobre el umbral inicial explica que el proceso aún no se haya formalizado.
Sobre ese proceso, el Superintendente aseguró que “la eficiencia conseguida por el apetito inversor ha sobrepasado las expectativas”, mientras Veras dejó abierta la posibilidad de anuncios vinculados tanto a contratos derivados de esa convocatoria como a inversiones privadas en almacenamiento para transmisión antes de fin de semestre.
Pero las autoridades dejaron en claro que la expansión no pasa sólo por nuevas licitaciones, sino también por resolver restricciones estructurales del sistema. En ese punto, Veras introdujo uno de los temas más sensibles del encuentro: los cuellos de botella.
“El sistema eléctrico es un embudo, somos un sistema pequeño”, advirtió Veras, al explicar que la expansión ya encuentra límites en ciertas zonas de la red. Como ejemplo, señaló que la línea noroeste está comprometida al 100%, razón por la que la CNE analiza una reconfiguración del plan de expansión, con prioridad para proyectos menores a 20 MW, que hoy tendrían mayores posibilidades de integración.
Si el barril promedia US$120 dólares las exportaciones crecerían US$ 9132 millones y el saldo comercial sumaría un diferencial de US$6707 millones.
La suba en la cotización del petróleo podría traducirse este año en un significativo incremento de las exportaciones. Economía y Energía estimó en su último informe que si el crudo promedia los US$80 las exportaciones hidrocarburíferas aumentarán de US$11.086 a US$13.478 millones solo por el factor precios, si llega a US$100 sumarán US$16.820 millones y si cierra en US$120 treparán hasta US$ 20.218 millones. La pregunta es qué hará la industria con ese ingreso inesperado que podría percibir como consecuencia de la Guerra en Medio Oriente.
El ejercicio formulado por la consultora que dirige Nicolás Arceo es en algún punto conservador porque en los tres escenarios supone que los niveles de producción de crudo no sufrirían modificaciones sustantivas.
Ese dato podría estar determinando una subestimación en la mejora comercial si se toma en cuenta que el año pasado la producción trepó un 13% y con estos precios la actividad seguramente seguirá mejorando. De hecho, dado el vertiginoso crecimiento que se observa, el informe tomó como base los niveles de producción y exportación de crudo del cuarto trimestre de 2025.
Aún siendo conservador con los niveles de producción proyectados, si la cotización del barril promedia US$80 las exportaciones sumarán nada menos que US$2392 millones. A su vez, el saldo comercial sectorial se incrementaría en US$1866 millones, menos que las exportaciones porque la suba de la cotización del petróleo también impacta en los precios de los combustibles que se importan.
En el escenario de un crudo a US$100 el incremento que reportarán las exportaciones será de US$ 5734 millones con una mejora del saldo comercial de US$4285 millones. Por último, si el barril promedia US$120 dólares las exportaciones crecerían US$ 9132 millones y el saldo comercial sumaría un diferencial de US$6707 millones.
Qué harán las petroleras con los ingresos adicionales
La duda es qué harán las petroleras con ese ingreso extra impensado hace apenas algunos meses. ¿Lo van a reinvertir en la industria o lo va a sacar del negocio, ya sea tratando de girar mayores utilidades o apostando por activos financieros?
En el caso de YPF, que el año pasado concentró el 45% de la producción total de crudo y lideró el aumento de la producción, se da casi por hecho que todo el ingreso adicional que obtenga la compañía va a ser reinvertido en Vaca Muerta. Uno de los cuellos de botella que venía teniendo la compañía es la falta de financiamiento para apuntalar la producción, pero con esta suba del crudo ese problema en parte se despeja ya que tendrá fondos propios para hacer frente a su plan de inversión.
El CEO, Horacio Marín, anunció en febrero ante inversores que este año el plan de la compañía controlada por el Estado Nacional es invertir entre US$5200 y US$5800 millones.
Respecto a su salud financiera, la empresa había proyectado a comienzos de año un flujo de caja libre entre neutral y ligeramente negativo para 2026. Este equilibrio se explica porque el elevado EBITDA previsto se iba a ver compensado por el plan de inversiones, el pago de impuestos y los aportes de capital a proyectos de infraestructura, sumado a un ratio de apalancamiento de 1.6x. Ahora se supone que los ingresos extra facilitarán la concreción de ese plan.
¿Qué pasará con el resto de las compañías? No hay tantas certezas sobre lo que harán como ocurre con YPF, pero hay un dato que permite suponer que aprovecharán para incrementar la inversión: la tasa de rentabilidad que se obtiene a partir de la perforación de un pozo petrolero en Vaca Muerta no es equiparable actualmente por casi ningún instrumento financiero.
En abril del año pasado, cuando el precio del crudo presionaba a la baja, Marín había señalado que Vaca Muerta se puede desarrollar con un barril de US$45. “Por supuesto ganamos menos plata. Pero no perdemos plata. Y se puede desarrollar. Eso es lo que se llama break-even price en la jerga petrolera”, explicó. Además, el gobierno oficializó en febrero la extensión del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones a las actividades del upstream de hidrocarburos. Si se toman en cuenta esos datos, no hay dudas de que con un barril por encima de los US$100 la explotación petrolera es una actividad altamente rentable. Por lo tanto, no hay grandes incentivos para que las petroleras privadas hagan como hizo Repsol en YPF antes de la expropiación, cuando toda la ganancia que obtenía la repartía como dividendos y la sacaba del país.
El contexto actual también ayuda porque este ingreso extraordinario de dólares coincide con un período de expansión de la mayoría de las firmas. Por ejemplo, Pluspetrol está desarrollando Bajo del Choique y La Calera, sus dos campos estrella de Vaca Muerta. “Para el 2025 estamos invirtiendo más de US$ 1000 millones para el desarrollo de nuestros activos y continuaremos en 2026 con montos de similar magnitud, tanto en facilities como en drilling”, aseguró en septiembre Julián Escuder, country manager de Pluspetrol Argentina.
El plan de Pampa Energía contempla el desembolso de entre US$1500 y US$ 2000 millones enRincón de Aranda, Tecpetrol unos US$2000 millones en Los Toldos II y PAE tiene por delante la perforación de pozos en Aguada Pichana Oeste. Además, Vista es una compañía que ya ha demostrado que si recibe señales de precios incrementa la inversión muy rápido. Por lo tanto, es probable que esos mayores ingresos por mayores precios refuercen esos planes en Vaca Muerta.
El Gobierno de México avanza en una reconfiguración estructural del sector eléctrico con la publicación de tres instrumentos regulatorios que impactan directamente en el desarrollo de energías renovables y almacenamiento. Se trata de nuevas disposiciones para para sistemas de almacenamiento, cogeneración y lineamientos para la migración de permisos legados publicados el pasado 16 de abril en el Diario Oficial de la Federación.
El paquete normativo no solo redefine reglas técnicas, sino que establece las bases operativas y económicas bajo las cuales se integrarán nuevas tecnologías al sistema eléctrico nacional. En particular, los instrumentos fijan condiciones obligatorias para la participación de almacenamiento, delimitan la capacidad de generación en función de necesidades industriales y ordenan la transición de contratos heredados hacia el nuevo esquema eléctrico.
En paralelo, esta redefinición regulatoria se alinea con una nueva fase de expansión del sector. El Gobierno prepara una nueva convocatoria de generación renovable tras haber adjudicado 3,3 GW de capacidad limpia junto con 1,2 GW en almacenamiento, al tiempo que proyecta el desarrollo de 2.000 MW adicionales en sistemas de baterías, en lo que representa una escala inédita para el país.
Uno de los ejes centrales es la regulación de los Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAEE), que por primera vez cuentan con un marco normativo específico que define su integración, operación y servicios dentro del sistema eléctrico. Las disposiciones establecen que estos sistemas podrán participar tanto asociados a centrales eléctricas como de forma independiente, e incluso integrarse a redes de transmisión y distribución, ampliando significativamente sus modelos de negocio.
Asimismo, se determinan los servicios que pueden prestar, incluyendo respaldo, regulación y soporte a la confiabilidad del sistema, bajo esquemas coordinados por el operador. El objetivo es que el almacenamiento contribuya directamente a la calidad, continuidad, seguridad y eficiencia del sistema eléctrico nacional, consolidándolo como un activo estratégico y no complementario.
Cabe recordar que el gobiernó anticipó una una convocatoria específica para almacenamiento stand-alone, separando por primera vez su desarrollo del de generación, lo que habilita nuevas oportunidades para inversionistas especializados en baterías.
el nuevo marco no solo define la integración del almacenamiento, sino que introduce condiciones técnicas y económicas que impactan directamente en la bancabilidad de los proyectos. Desde el sector, advierten que estas disposiciones obligan a revisar supuestos clave en los modelos financieros, particularmente en lo que respecta a ingresos, dimensionamiento y operación de los sistemas.
Uno de los puntos más relevantes es el umbral mínimo de tres horas de duración para que un sistema de almacenamiento pueda participar en determinados esquemas del mercado. Esto implica que proyectos diseñados por debajo de ese estándar podrían quedar excluidos de fuentes de ingresos previstas, modificando de forma directa su viabilidad económica.
A su vez, las nuevas reglas establecen que la capacidad destinada a compensar la variabilidad de las centrales debe mantenerse disponible durante toda la vigencia del permiso, quedando sujeta a instrucciones operativas del sistema. En la práctica, esto significa que una porción del almacenamiento deja de ser plenamente comercializable, ya que está comprometida prioritariamente con la confiabilidad del sistema eléctrico.
Otro aspecto crítico es el tratamiento de la degradación de las baterías, que pasa a ser un riesgo explícitamente asumido por el desarrollador. Si la capacidad del sistema cae por debajo de los niveles requeridos y el operador determina que afecta la confiabilidad, el permisionario deberá reponer o actualizar la infraestructura. Esto introduce una obligación contingente, pero con impacto directo en el diseño técnico y financiero de largo plazo.
Además, el nuevo marco incorpora un elemento de incertidumbre regulatoria de corto plazo. El operador del sistema cuenta con un plazo de 90 días para definir la metodología de análisis de variabilidad que establecerá el dimensionamiento mínimo de los sistemas de almacenamiento. Esto implica que proyectos actualmente en desarrollo podrían requerir ajustes una vez que se publique este criterio, afectando su configuración técnica.
En conjunto, estos elementos reflejan un cambio de paradigma: el almacenamiento deja de ser un complemento flexible y pasa a convertirse en un componente regulado, con obligaciones técnicas estrictas y un rol central en la operación del sistema. Para los desarrolladores, esto implica una mayor previsibilidad en términos operativos, pero también mayores exigencias en el diseño y estructuración de los proyectos.
En paralelo, el esquema de migración de permisos refuerza el rol de la Comisión Federal de Electricidad como eje articulador del mercado, al establecer modalidades donde la empresa estatal adquiere una parte relevante —o la totalidad— de la energía generada. Esto redefine las condiciones de comercialización para proyectos existentes que buscan continuidad bajo el nuevo marco.
Por último, aunque con menor protagonismo en el paquete, las disposiciones sobre cogeneración introducen ajustes orientados a mejorar la eficiencia del sistema, al vincular de forma más estricta la capacidad de generación eléctrica con la demanda térmica de los procesos industriales, limitando la sobreinstalación y optimizando el uso de combustibles.
En este contexto de redefinición regulatoria, el sector tendrá un espacio clave de discusión el próximo 19 de mayo en el Future Energy Summit (FES) México, donde se espera la participación de 500 ejecutivos del ámbito público y privado. El evento se perfila como un punto de encuentro estratégico para analizar las nuevas convocatorias, los desafíos regulatorios y las oportunidades de inversión que emergen a partir de este nuevo marco para renovables y almacenamiento.
La publicación de los nuevos mapas de capacidad de acceso de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) pone en evidencia un límite crítico del sistema eléctrico español: la red ya no acompaña el ritmo del crecimiento renovable. Más allá de la transparencia que introduce la herramienta, el sector advierte que el problema de fondo es estructural.
La nueva plataforma integra información de generación y demanda que hasta ahora estaba dispersa entre operadores de red, permitiendo identificar nudos con capacidad disponible según múltiples variables. Sin embargo, esta mejora en la visibilidad del sistema no altera el diagnóstico central: la disponibilidad real de acceso sigue siendo limitada en amplias zonas del territorio.
En este contexto, Jorge Antonio González Sánchez, Deputy General Manager de REBI, manifestó: “No es especulación, son proyectos que aún no se materializan”, en referencia a la ocupación de capacidad en numerosos nudos de la red .
El directivo explicó en diálogo con Energía Estratégica que buena parte de la saturación responde a desarrollos que aún no han avanzado por factores ajenos al acceso eléctrico, como permisos administrativos o decisiones de inversión.
A pesar de ello, el impacto de esta situación es directo sobre la evolución del mercado, ya que limita la entrada de nuevos proyectos en zonas con alto potencial renovable.
“Los desarrolladores o generadores que quieran avanzar lo tienen que hacer a través de los gestores”, subrayó el ejecutivo, destacando que el mapa no sustituye los procesos técnicos y regulatorios vigentes.
Por su parte, el ingeniero energético José Alfonso García Jiménez aporta una lectura estructural del fenómeno, al señalar que la saturación de los nudos es una manifestación directa de las limitaciones del sistema eléctrico.
“Un número significativo de nudos se encuentra saturado o con capacidad prácticamente nula”, advirtió, lo que implica una restricción concreta al crecimiento de nueva generación. Esta situación impacta de forma directa en la transición energética, ya que ralentiza la incorporación de nuevas instalaciones renovables no por falta de recurso o inversión, sino por la imposibilidad de evacuar la energía generada.
No obstante, esta mayor claridad también expone con mayor nitidez los cuellos de botella del sistema, especialmente en zonas donde la capacidad disponible es prácticamente inexistente o altamente restringida. Regiones del interior peninsular como Madrid y su entorno, Castilla-La Mancha, Castilla y León o Extremadura concentran niveles de saturación elevados, a pesar de ser áreas con fuerte desarrollo renovable.
Este desajuste responde a la propia configuración del sistema eléctrico español, donde la generación se concentra en polos como el valle del Ebro, el noroeste y el sur, mientras que la demanda se ubica en grandes centros urbanos como Madrid, Barcelona o Valencia. Esta dinámica obliga a transportar grandes volúmenes de electricidad a largas distancias, tensionando los corredores de evacuación y limitando la capacidad disponible en múltiples nudos estratégicos .
En este sentido, los mapas permiten identificar visualmente estos puntos críticos, donde la combinación de alta penetración renovable y limitaciones de red genera restricciones estructurales. Subestaciones con escasas posiciones libres, nudos reservados por criterios regulatorios y barras de tensión superiores a 1 kV con capacidad nula son algunos de los indicadores que reflejan esta situación.
A su vez, comienzan a destacarse ciertos corredores eléctricos clave, especialmente aquellos que conectan zonas de alta generación con centros de consumo, como los ejes noreste-centro, sur-centro y noroeste-meseta. En estos tramos, la presión sobre la red es particularmente elevada, lo que refuerza la necesidad de ampliaciones y refuerzos para evitar bloqueos al desarrollo de nuevos proyectos.
«La mayor transparencia supone un cambio estructural relevante. La inversión en el sistema eléctrico español se va a reconfigurar territorialmente de forma progresiva”, sostuvo García, al destacar que permitirá mejorar la toma de decisiones y reducir la incertidumbre en el desarrollo de proyectos .
El desplazamiento del interés inversor hacia redes, subestaciones y corredores de evacuación refleja un cambio de paradigma, donde la disponibilidad de infraestructura comienza a pesar más que el recurso renovable en sí mismo. “La inversión futura estará cada vez más condicionada por la infraestructura de red existente”, agregó García.
En este escenario, comienzan a identificarse también señales de liberación y creación de nueva capacidad en el sistema, aunque de forma gradual y condicionada a múltiples factores.
«Nueva capacidad va a aflorar fruto de los concursos de capacidad en nudos grandes, también fruto de la necesidad de nuevas garantías para proyectos de demanda, no para generación, y también por el nuevo ciclo inversor en redes por lo que sería muy interesante que la CNMC elaborará alguna estadística o nuevo mapa para ver la evolución temporal de estas capacidades de acceso y ver donde va surgiendo nueva capacidad para tomar decisiones de inversión», señaló González.
En este sentido, el foco comienza a desplazarse parcialmente desde la generación hacia la demanda, en línea con la necesidad de equilibrar el sistema y optimizar la infraestructura existente. Esto introduce una nueva lógica donde el consumo energético adquiere un rol más activo en el desarrollo del sistema.
A su vez, el especialista subraya la necesidad de evolucionar hacia herramientas más dinámicas de análisis. “Sería muy interesante que la CNMC elaborara alguna estadística o nuevo mapa para ver la evolución temporal de estas capacidades de acceso”, planteó González, destacando la importancia de contar con información que refleje tendencias y no solo una fotografía puntual .
Finalmente, los expertos coinciden en que estos mapas deben interpretarse como una herramienta dinámica y no como una solución en sí misma. “El mapa de red no debe interpretarse como una fotografía estática”, concluyó García, enfatizando la necesidad de analizar la evolución de la capacidad en el tiempo para tomar decisiones estratégicas .
En definitiva, la CNMC aporta transparencia a un sistema que ya muestra signos claros de saturación, pero también deja en evidencia que el principal desafío no está en la información disponible, sino en la capacidad real de una red que deberá expandirse si pretende sostener el crecimiento del sector renovable en los próximos años.
Argentina consolida su posicionamiento como mercado solar en la región a partir de su madurez técnica y una mejora en las condiciones financieras a comparación de años atrás tras superar los 7900 MW renovables, de los cuales más de 2500 MW son fotovoltaicos.
“Argentina ha madurado muy rápido desde el punto de vista técnico, de modo que hoy está top de línea técnicamente. Mientras que del lado financiero y macroeconómico, pasamos momentos complicados con el país en la forma de pago y una serie de complejidades, pero hoy día está bastante más estable”, reconoció Miguel Covarrubias, Sales Director LATAM de JinkoSolar.
“Entonces el mercado sí está maduro, hay conocimiento técnico de servicios, lo cual hace bastante viable técnica y económicamente los proyectos en el país”, aseguró durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
Este escenario ya se refleja en la estrategia de la compañía, que suministró casi 30% de todos los paneles solares operativos en el MEM por 36% de la potencia fotovoltaica instalada, según información oficial de CAMMESA.
“Además, las condiciones están dadas en el país y es un mercado prioritario para nosotros en LATAM, representando alrededor del 25% de lo que suministramos el año pasado en la región”, señaló Covarrubias.
El peso del fabricante, la tecnología y los nuevos desafíos del mercado
En este contexto, la bancabilidad de los proyectos solares está cada vez más vinculada al perfil del proveedor tecnológico. “Es clave”, afirmó Covarrubias, al explicar que los bancos priorizan fabricantes con respaldo técnico y financiero.
En paralelo, la evolución tecnológica continúa empujando los límites de la industria. “Nuestro core es pelear por tecnología y eficiencia”, señaló, en referencia a la nueva línea Tiger Neo 3.0, que permite alcanzar 660-670 Wp en módulos que antes rondaban los 620 Wp, sin modificar su superficie.
Sin embargo, una parte del mercado busca aún mayor potencia, lo que introduce nuevos desafíos. “Hay un 10-15% que todavía busca módulos más grandes”, explica, con paneles que alcanzan 730-735 Wp, aunque con mayores exigencias en logística e instalación.
A pesar de estas complejidades, el mercado local ha demostrado capacidad de adaptación.Un caso concreto es el parque solar El Quemado, desarrollado por YPF en Mendoza. El proyecto, que alcanzará 305 MW de capacidad instalada, ya tiene 200 MW en operación y contempla más de 550.000 paneles.
“Esperábamos que hubiese más fallas y rupturas durante la instalación, cosa que no hubo”, apuntó Covarrubias, validando el desempeño de módulos de mayor tamaño.
Hacia adelante, el crecimiento del mercado estará impulsado por nuevas oportunidades en almacenamiento y regulación. Iniciativas como la licitación AlmaSADI, que prevé sumar 700 MW de sistemas BESS, y la continuidad del Mercado a Término, configuran un escenario de expansión.
No obstante, aún existen aspectos a mejorar. “Hay potenciales de mejora vinculados a transmisión y baterías”, señaló el ejecutivo, y concluye que estos avances permitirán “expandir un poco la penetración de la energía renovable, en particular de la energía
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM), a través de la Dirección General de Eficiencia Energética (DGEE), informó que el Perú cuenta con una cartera de 13 proyectos de centrales solares para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en estado de Concesión Definitiva de Generación, los cuales permitirán fortalecer la seguridad energética y acelerar la transición hacia fuentes limpias.
Estas iniciativas, ubicadas principalmente en el sur del país, suman una capacidad proyectada de 2,402 megavatios (MW) al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y representan una inversión estimada de US$ 1,805.9 millones.
Actualmente, el Perú cuenta con 1,088 MW de capacidad solar instalada; y, con la entrada en operación progresiva de estos proyectos, se alcanzarán los 3,490 MW hacia el 2028, triplicando la capacidad existente, en beneficio de millones de peruanos.
Arequipa lidera el desarrollo solar con 9 proyectos que suman 1,816 MW, consolidándose como el principal polo de generación fotovoltaica del país mediante los proyectos Central Solar Illa (396 MW), Central Solar Fotovoltaica Sunny – Etapa 2 (309 MW), y la Central Sol de Verano (45,3 MW), entre otros.
La región Moquegua cuenta con 2 proyectos que alcanzan en conjunto los 322 MW, con iniciativas como la Central Solar Hanaqpampa (140,8 MW) y la Central Solar Lupi (181,2 MW); mientras que Ica registra los proyectos de la Central Solar Fotovoltaica Wayra Solar (94,2 MW) y la Central Solar Fotovoltaica Macarena (170 MW).
En tanto, Loreto contará con 1 proyecto solar de 130 MW, la Central Solar Kuarachi, lo que permitirá mejorar el suministro energético en la Amazonía mediante fuentes renovables.
Al respecto, la DGEE destacó que esta distribución territorial permite aprovechar el alto potencial solar del país, ya que el desarrollo de proyectos en regiones como Arequipa, Moquegua e Ica responde a sus óptimas condiciones de radiación solar, lo que garantiza una generación eficiente y competitiva.
El MINEM reafirma su compromiso de seguir impulsando el desarrollo de energías renovables, promoviendo inversiones que contribuyan a un sistema energético más limpio, seguro y descentralizado.
Jaguar Uranium posee activos de exploración de uranio en Mendoza y Chubut.
La minera canadiense Jaguar Uranium comenzó formalmente el plan de exploración en el proyecto Huemul de uranio, cobre y vanadio en la provincia de Mendoza. La empresa destacó que el proyecto esta bien posicionado para obtener financiamiento federal estadounidense tras la firma este año del acuerdo de minerales críticos entre los Estados Unidos y la Argentina.
Además de esa opción de financiamiento, la minera canadiense junior comenzó este año a cotizar en la bolsa de Nueva York con el objetivo de conseguir financiamiento privado para fondear sus proyectos de exploración, que en la Argentina incluyen el proyecto Huemul en Mendoza y un proyecto en Laguna Salada en Chubut.
Acuerdo de minerales críticos entre EE.UU. y la Argentina
Jaguar Uranium destacó que el proyecto podría calificar para obtener financiamiento federal estadounidense a través del EximBank o la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional (DFC), gracias a la rúbica del acuerdo estratégico en minerales críticosentre EE.UU. y la Argentina.
“La dirección cree que la naturaleza de yacimiento industrial abandonado del proyecto Huemul y su carácter avanzado en general, dada la producción histórica de la mina, encajan bien dentro del alcance de las posibles opciones de financiación estadounidenses, dado que el activo ha estado históricamente en producción”, comunicó la empresa.
El acuerdo estratégico en minerales críticos entre EE.UU. y la Argentina fue suscrito en febrero en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado en Washington. Delegaciones de un total de 54 países y de la Unión Europeaasistieron al evento que contó con la presencia del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio.
El canciller argentino, Pablo Quirno, y el vicesecretario de Estado, Christopher Landau, firmaron un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticosque ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».
Washington comenzó a liderar una iniciativa global para crear una zona comercial preferencial para minerales críticos. Las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos en minerales críticos para minimizar la exposición delas inversionesen los proyectos mineros a lavolatilidad en los precios internacionales.
Jaguar comienza la exploración en el Proyecto Huemul
La empresa canadiense informó la semana pasada el comienzo formal de su plan de exploración en el proyecto Huemul. La expectativa inmediata es presentar en mayo un estudio ambiental de referencia a la provincia de Mendoza para habilitar definitivamente las actividades de campo, muestreo de superficie y perforación en el proyecto.
El Proyecto Huemul es un activo de exploración y antigua explotación de 27.000 hectáreas ubicada en la zona minera de Malargüe. El proyecto se centra en la histórica mina Huemul, puesta en marcha en 1955 y operada de forma continua hasta 1975 por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), con aproximadamente 130.000 toneladas de mineral procesadas y concentraciones minerales históricas de 0,21% de uranio, 2,0% de cobre y 0,11% de vanadio.
Jaguar diseñó un programa de exploración inicial en varias fases para avanzar sistemáticamente en el Proyecto Huemul, una vez que el estudio ambiental de referencia sea presentado y aprobado por las autoridades mendocinas.
La primera fase contempla la verificación de datos y modelo geológico, de forma tal de establecer una base precisa para la estimación moderna de recursos. En la segunda fase se procederá con la prospección a escala de distrito para confirmar y delimitar el alcance de la mineralización de uranio, cobre y vanadio, guiándose por los resultados de la Fase I y el modelo geológico.
Jaguar Uranium
Jaguar Uranium es una empresa de exploración y desarrollo de uranio centrada en el descubrimiento de yacimientos de uranio y dedicada a la exploración de este mineral, con activos en la Argentina y Colombia. En la Argentina, la empresa está impulsando el proyecto Laguna Salada en Chubut y la histórica mina de uranio Huemul en la provincia de Mendoza.
La empresa debutó en febrero en Wall Street con una oferta pública inicial (IPO) en la que logró recaudar US$ 25 millones. Los fondos de la oferta inicial serán destinados a acelerar y expandir el desarrollo de recursos y a fines corporativos generales.
En Chubut, Jaguar Uranium busca explorar y desarrollar la zona denominada «Guanaco» dentro del yacimiento de Laguna Salada, en la Meseta Central. Las autoridades ambientales de la provincia aprobaron en marzo la Evaluación de Impacto Ambiental presentada por la empresa.
«La pronta obtención del permiso de EIA es un hito importante para Jaguar Uranium», afirmó Steven Gold, director ejecutivo de Jaguar Uranium Corp. «Esta aprobación sienta las bases de nuestra estrategia de exploración acelerada en Laguna Salada y permite a Jaguar avanzar rápidamente hacia la siguiente fase de trabajo”, añadió.
La escalada del Brent tras el cierre del Estrecho de Ormuz reconfiguró por completo el mapa energético global. El barril, que a comienzos de año se proyectaba en torno a los 60 dólares, se ubicó en el rango de 89 a 100 dólares en el escenario técnico utilizado por Rystad Energy, un nivel que acelera decisiones de inversión y reposiciona a Sudamérica como proveedor de estabilidad en un mercado tensionado por la geopolítica.
En este contexto, un análisis reciente de Rystad Energy identifica a Vaca Muerta como el activo de crecimiento más dinámico de la región. Mientras Brasil y Guyana dependen de desarrollos offshore y disponibilidad de FPSO, el shale neuquino ofrece flexibilidad operativa y capacidad de respuesta rápida, atributos que el mercado premia en un escenario de precios altos.
Según el informe, la producción de crudo en la formación podría alcanzar 1 millón de barriles por día hacia finales de la década. Con un barril sostenido en la franja de los 100 dólares, el potencial se expande: la cuenca podría llegar a 1,8 millones de bpd para 2035, siempre que la infraestructura acompañe.
El destino exportador aparece definido. A partir de 2027, se espera un flujo consistente de envíos hacia China, lo que implicaría un cambio estructural en la balanza comercial argentina. La ventana de precios altos refuerza ese escenario y mejora los plazos de retorno de inversiones intensivas en capital.
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El principal riesgo identificado por Rystad es la infraestructura. En el escenario de máxima producción, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) pasaría de ser una solución a convertirse en la restricción crítica. La capacidad de evacuación será determinante para evitar que parte del crudo quede sin salida comercial. La advertencia se extiende al midstream, terminales marítimas y logística asociada.
El análisis también ubica a la región en un ciclo de expansión simultánea. Brasil y Guyana aportarán crecimiento incremental vía offshore, mientras que Venezuela podría sumar 910.000 bpd hacia 2035 si avanza el alivio de sanciones y se estabiliza su marco fiscal. En conjunto, Sudamérica agregaría 2,1 millones de bpd adicionales en la próxima década.
Rystad resume el desafío en términos de ejecución: los países que ofrezcan marcos regulatorios claros y capacidad de obra capturarán el flujo de capital que hoy busca alternativas fuera de Medio Oriente. Los que demoren decisiones verán cómo la inversión migra hacia otros hubs de la región.
El mercado internacional del crudo opera hoy en niveles superiores a los utilizados en el informe, pero las proyecciones aquí descriptas corresponden exclusivamente al escenario técnico modelado por Rystad Energy.
El mercado argentino de fusiones y adquisiciones cerró 2025 con un crecimiento inédito impulsado por operaciones vinculadas a energía, minería y activos encuadrados en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Según datos del informe anual de KPMG, el volumen total alcanzó los USD 8.500 millones, un incremento del 63% interanual, pese a que la cantidad de transacciones se mantuvo estable, con poco más de un centenar de operaciones.
El salto se explica por movimientos de gran escala en sectores considerados estratégicos. Energía y Recursos Naturales concentró el mayor volumen y registró 30 operaciones, impulsadas por el atractivo de Vaca Muerta y por el reposicionamiento de activos mineros en un contexto global de transición energética.
Tecnología, medios y telecomunicaciones se ubicó como segundo sector en actividad.
El informe destaca que Vaca Muerta continúa funcionando como un activo de clase mundial capaz de atraer capital incluso en escenarios de volatilidad macroeconómica. La minería —particularmente litio, cobre y oro— también mostró un aumento en el interés inversor por su capacidad de generar flujo de caja y por la demanda internacional de minerales críticos.
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El RIGI aparece como un factor determinante en la reactivación del mercado. El régimen generó un cambio de expectativas que permitió cerrar operaciones de gran tamaño hacia el último trimestre del año, al ofrecer previsibilidad fiscal y regulatoria para proyectos de inversión intensiva.
Entre las transacciones destacadas, el informe menciona la compra del 100% de Petronas Argentina por parte de Vista, valuada en USD 1.500 millones, una de las operaciones más relevantes del período y un indicador del apetito por activos vinculados al shale.
El comportamiento del mercado muestra que los sectores con fundamentos estructurales sólidos —energía, minería e infraestructura asociada— continúan captando capital estratégico. La combinación de recursos naturales, demanda global y un marco regulatorio orientado a grandes inversiones reconfigura el mapa de activos y consolida un ciclo de operaciones de escala.
El Ministerio de la Producción de La Pampa abrió una convocatoria para identificar empresas locales con interés en ofrecer bienes y servicios a la cadena de valor de Vaca Muerta. La iniciativa se canaliza a través de la Agencia I-COMEX La Pampa, que centraliza la vinculación comercial y el relevamiento de capacidades productivas de la provincia.
El llamado apunta a relevar información sobre certificaciones, logística, disponibilidad operativa y especialización de cada empresa, con el objetivo de construir un registro actualizado de proveedores pampeanos capaces de responder a la demanda del sector energético.
La provincia busca posicionarse en segmentos donde ya cuenta con trayectoria: metalmecánica, transporte, servicios industriales, insumos para obra y soluciones tecnológicas.
La estrategia parte de un diagnóstico claro: la expansión simultánea de proyectos en Vaca Muerta —petróleo, gas, infraestructura y logística— está generando una demanda de proveedores que supera la oferta disponible en Neuquén y Río Negro.
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En ese contexto, La Pampa busca ocupar un espacio con empresas medianas que pueden ofrecer costos competitivos y capacidad instalada.
La convocatoria incluye acompañamiento técnico para empresas que necesiten homologarse, cotizar o presentarse ante operadoras y grandes contratistas. También prevé la identificación de brechas de certificación y estándares, un punto crítico para ingresar a la industria hidrocarburífera.
Para Vaca Muerta, la incorporación de proveedores pampeanos amplía la base nacional disponible para obras, mantenimiento y servicios especializados. Para La Pampa, representa una oportunidad de diversificación productiva y de inserción en una cadena de valor que opera con escala industrial y contratos de largo plazo.
La inscripción se realiza a través del formulario oficial de la Agencia I‑COMEX, que centraliza el relevamiento y la articulación con cámaras sectoriales y organismos provinciales.
El precio internacional del oro volvió a ubicarse en niveles históricamente altos, con valores que en la última rueda operaron en torno a USD 4.740 por onza, según referencias de mercado. El movimiento confirma un ciclo prolongado de precios elevados impulsado por la demanda global de activos refugio en un contexto de incertidumbre económica y tensiones geopolíticas.
La tendencia alcista se sostiene por factores que el mercado viene señalando desde comienzos de año: volatilidad financiera, expectativas sobre política monetaria y un escenario internacional donde los metales preciosos recuperan protagonismo.
El oro ya había alcanzado un máximo histórico en enero, lo que muestra que no se trata de un salto aislado sino de un proceso sostenido.
Para la Argentina, el impacto es directo en provincias con producción aurífera consolidada. Santa Cruz, principal distrito metalífero del país, opera con proyectos que dependen de precios internacionales para sostener inversiones, empleo y recaudación.
Un ciclo de valores altos mejora márgenes, fortalece exportaciones y puede acelerar decisiones de ampliación o exploración en operaciones activas.
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El movimiento también reabre discusiones sobre proyectos en evaluación en otras provincias, donde la viabilidad económica está atada a precios internacionales.
En un contexto de costos crecientes y exigencias regulatorias, un mercado favorable puede modificar escenarios que hasta hace poco parecían marginales.
El comportamiento del oro vuelve a mostrar que la minería metalífera opera con ciclos globales que trascienden la coyuntura local. Para las provincias productoras, el desafío es sostener trazabilidad, control y capacidad institucional en un momento donde los incentivos económicos se fortalecen.
Para el país, implica revisar infraestructura, logística y marcos regulatorios en un sector que aporta divisas y empleo en regiones alejadas de los grandes centros urbanos.
Tecpetrol informó que más de 700 empresas nacionales ya participan del desarrollo de Los Toldos II Este, el proyecto de shale oil que la compañía impulsa junto a Gas y Petróleo del Neuquén. El bloque está en plena fase de construcción, con perforación en marcha y un despliegue de infraestructura que lo posiciona como uno de los desarrollos más relevantes del norte de la cuenca.
La empresa presentó la cifra como muestra del alcance industrial que está tomando el proyecto. La magnitud de Los Toldos II Este exige una red amplia de proveedores: ingeniería, metalmecánica, transporte, servicios ambientales, telecomunicaciones, logística y construcción.
El movimiento confirma que la cadena de valor de Vaca Muerta ya opera con capacidad para sostener proyectos simultáneos de gran escala.
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Para las compañías proveedoras, el desarrollo abre oportunidades en múltiples segmentos y demanda estándares técnicos, cumplimiento operativo y capacidad de respuesta. Para el territorio, consolida a Rincón de los Sauces y su área de influencia como un polo de actividad que complementa el eje Añelo–Centenario.
La expansión también obliga a reforzar caminos, servicios, campamentos y facilidades, en un contexto de alta demanda de infraestructura.
Los Toldos II Este muestra que Vaca Muerta está ampliando su base industrial y su geografía operativa. El norte neuquino suma actividad, proveedores y servicios en un momento de crecimiento sostenido.
El desafío ahora es sostener infraestructura, logística y capacidad de respuesta en un territorio que empieza a trabajar a ritmo de desarrollo.
Dos buques noruegos especializados en operaciones offshore arribaron a Punta Colorada para iniciar la instalación de las monoboyas que formarán parte del sistema de exportación del proyecto Vaca Muerta Oil Sur.
La operación está coordinada por YPF y contratistas internacionales, y marca el comienzo de la etapa marítima de un esquema logístico que conectará la producción neuquina con embarques de gran porte.
Las monoboyas son el punto final del sistema: permiten amarrar buques tanque en mar abierto y cargar crudo sin necesidad de un muelle tradicional. Su instalación requiere embarcaciones de alta complejidad, maniobras de precisión y trabajos submarinos que incluyen líneas de anclaje, mangueras flotantes y sistemas de seguridad.
La llegada de los buques confirma que el componente offshore del proyecto ya está en ejecución.
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Para Río Negro, el movimiento consolida a Punta Colorada como nodo estratégico dentro del mapa energético. La provincia pasa a integrar la infraestructura de salida al mar del petróleo de Vaca Muerta, con impacto directo en servicios portuarios, remolcadores, embarcaciones de apoyo, buceo profesional, inspección submarina y logística de costa.
Para las empresas, la instalación de las monoboyas aporta previsibilidad al cronograma de exportación y diversifica puntos de embarque.
El avance también ordena la red logística del Atlántico Sur, que deberá integrar operaciones marítimas, almacenamiento en tierra, bombeo y control ambiental.
La coordinación entre YPF, contratistas y autoridades provinciales será clave para garantizar seguridad operativa y continuidad en un entorno donde el clima puede generar ventanas de trabajo limitadas.
La instalación de las líneas submarinas, la capacidad de operación en condiciones adversas y la articulación logística entre la terminal y los puertos de apoyo serán factores críticos para consolidar la salida marítima del crudo neuquino.
La fase offshore ya está en ejecución y definirá la competitividad exportadora del sistema.
El CEO de PSJ Cobre Mendocino, Fabián Gregorio, presentó el proyecto en un foro de inversión y expuso las proyecciones de la empresa para la futura operación en Uspallata. Según su exposición, la compañía estima producir concentrado de cobre con oro como subproducto y operar con un esquema de flotación convencional.
También afirmó que el diseño contempla recirculación de agua y un acuerdo energético para abastecer la planta mediante una estación transformadora y una línea de alta tensión.
Las cifras y proyecciones fueron presentadas como parte del discurso empresarial y forman parte del reposicionamiento del proyecto en un contexto global donde el cobre es considerado un mineral estratégico para la transición energética.
La empresa busca instalar la marca “Cobre Mendocino” y mostrar un perfil técnico alineado a estándares internacionales, aunque todos los parámetros expuestos requieren validación estatal y evaluación ambiental.
La presentación vuelve a colocar a Mendoza frente a una discusión estructural: institucionalidad, agua, energía, permisos y ordenamiento territorial.
El proyecto se reactiva después de más de una década de debate social y regulatorio, en una provincia donde la minería metalífera sigue siendo un tema sensible y altamente regulado. La exposición del CEO se inscribe en un escenario donde la demanda global de cobre crece y los proyectos en cartera buscan posicionarse ante inversores.
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Para el sector productivo, la reaparición de PSJ abre interrogantes sobre infraestructura energética, disponibilidad hídrica, logística y capacidad institucional para evaluar proyectos de esta escala.
Para el territorio, implica revisar compatibilidades de uso, trazabilidad ambiental y mecanismos de control. Para las empresas proveedoras, el movimiento genera expectativas, pero también exige claridad regulatoria.
Mendoza vuelve a estar en el radar de proyectos metalíferos, pero la discusión no se define por las cifras que presenta una compañía, sino por la capacidad del Estado para ordenar, evaluar y garantizar estándares.
La evolución institucional del expediente, los acuerdos energéticos y los criterios de uso del agua serán determinantes para cualquier avance.
Neuquén avanza en la recuperación de la Ruta Provincial 69, un camino que sostiene buena parte del movimiento diario de proveedores y servicios que operan desde Zapala hacia la cuenca.
Los trabajos de Vialidad Provincial apuntan a devolverle estabilidad a la calzada, recomponer sectores dañados y mejorar las banquinas para garantizar un tránsito más seguro en una zona donde el flujo de camiones creció de manera constante.
La intervención ordena un corredor que se volvió clave para la logística energética. La RP69 permite distribuir cargas, evitar saturación en rutas principales y sostener la operación de talleres, metalmecánica y transporte que funcionan en Zapala. Además, mejora la previsibilidad de los traslados y reduce riesgos en un tramo que venía mostrando deterioro por el uso intensivo.
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Para las empresas, la obra aporta continuidad operativa y un acceso más estable hacia áreas productivas. Para los proveedores, abre un corredor alternativo que facilita el movimiento de equipos y repuestos. Para el territorio, refuerza infraestructura vial en un punto donde la actividad energética exige caminos mantenidos y seguros.
Si la recuperación se sostiene con mantenimiento regular y señalización adecuada, la RP69 puede consolidarse como un corredor secundario de alto valor para la logística de Vaca Muerta. Si no se profundiza, volverá a mostrar desgaste y limitará el flujo de servicios en un momento de expansión operativa.
Neuquén está corrigiendo un tramo sensible de su red vial. La continuidad de obras, la planificación logística integrada con Zapala y el refuerzo de banquinas para tránsito pesado serán claves para sostener la competitividad de los proveedores y la operación energética.
Neuquén confirmó la creación de la EPET Nº23 en Añelo, una escuela técnica orientada a hidrocarburos y robótica. La institución se construirá en un predio cedido por la Municipalidad y forma parte del plan provincial para fortalecer la educación técnica en zonas estratégicas.
La decisión responde al crecimiento sostenido de Vaca Muerta y a la necesidad de formar perfiles acordes a la operación energética.
La nueva escuela permitirá capacitar técnicos en operación, mantenimiento industrial, automatización y procesos, áreas donde la demanda supera a la oferta local. Además, incorpora robótica aplicada, un eje clave para la modernización de yacimientos y para la adopción de sistemas de control avanzados.
El proyecto también ordena el crecimiento urbano de Añelo y amplía la infraestructura social del nodo productivo.
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Para las empresas, la EPET Nº23 abre la posibilidad de incorporar talento formado en territorio, con menor rotación y mayor especialización. Para los proveedores, genera demanda en equipamiento educativo, talleres, simuladores, laboratorios y servicios de capacitación. Para la provincia, consolida un sistema de formación técnica alineado con su matriz productiva.
Si la escuela articula con el sector privado, podrá ofrecer prácticas profesionalizantes, certificaciones y formación dual. Si no se integra a la cadena energética, perderá alineación con las necesidades reales de Vaca Muerta. La oportunidad es clara: convertir a Añelo en un polo de formación técnica que acompañe la expansión del principal desarrollo energético del país.
Neuquén está ordenando su capital humano con la misma lógica con la que ordena infraestructura y servicios. La articulación con empresas, laboratorios de automatización y programas de formación continua será determinante para consolidar un sistema educativo alineado con la matriz productiva de Vaca Muerta.
La Dirección de Minería de Mendoza inició inspecciones geológicas en zonas cordilleranas para actualizar información del subsuelo y verificar áreas de interés. Los equipos técnicos recorren afloramientos, registran estructuras y levantan datos que permitirán ordenar permisos y mejorar la calidad de los expedientes. Las tareas forman parte del plan de fortalecimiento institucional del organismo.
El movimiento es relevante para una provincia que necesita información geológica validada para reducir superposiciones, evitar conflictos de uso del territorio y dar previsibilidad a empresas y proveedores.
Mendoza arrastra un rezago histórico en cartografía y en disponibilidad de datos técnicos, lo que limita la competitividad frente a jurisdicciones que ya cuentan con sistemas geológicos modernos y procesos más ágiles.
Las inspecciones abren demanda para servicios geológicos, topografía, drones, logística de montaña y análisis de laboratorio. También permiten delimitar zonas aptas para exploración con criterios técnicos claros y mejorar la trazabilidad territorial.
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Para el Estado provincial, el trabajo en campo ordena el sistema de permisos y fortalece la institucionalidad minera.
Si el programa se sostiene, Mendoza puede consolidar un sistema geológico actualizado, digitalizar información y acelerar la aprobación de proyectos exploratorios.
Si no se profundiza, la provincia mantendrá su rezago técnico y perderá competitividad en un mercado donde otras jurisdicciones avanzan con mayor velocidad.
Mendoza está dando un paso básico pero estratégico. Ordenar la geología es ordenar la minería. La continuidad técnica, la digitalización de datos y un sistema de información geológica abierto y verificable son condiciones necesarias para atraer exploración, activar proveedores y construir una minería moderna, previsible y competitiva.
La producción de gas natural y de petróleo durante marzo último en Neuquén consolidó su crecimiento, de acuerdo con los datos informados por la Subsecretaría de Energía de la provincia.
La producción gasífera alcanzó los 101,39 millones de metros cúbicos por día, lo que representa un incremento de 3,68 % respecto de febrero y de 14,32 % en comparación con el mismo mes de 2025. En el acumulado del primer trimestre, la suba es de 4,35 % interanual.
Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por el aumento en áreas de Vaca Muerta como La Calera, Aguada Pichana Este, Rincón del Mangrullo, Fortín de Piedra y El Orejano, que continúan afianzando el rol de la provincia como principal productora de gas del país.
En paralelo, la producción de petróleo alcanzó los 609.868 barriles por día, con un incremento de 1,01 % respecto de febrero. En términos interanuales, el crecimiento fue de 30,88 %, mientras que el acumulado entre enero y marzo muestra una suba de 31,11 % frente al mismo período del año pasado.
El aumento en la producción de crudo se explica principalmente por el desempeño de áreas como Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica, Rincón de Aranda, La Angostura Sur I y La Calera.
Otro dato relevante es la consolidación del desarrollo no convencional. En marzo, el 96,97 % del petróleo producido en Neuquén provino de este tipo de reservorios, mientras que en el caso del gas la participación alcanzó el 90,81 %. Dentro de este segmento, el gas shale representó el 81,46 % del total provincial y el tight el 9,34 por ciento.
Al menos por este invierno, el ministerio de Economía desistió de avanzar con el proceso de privatización en la provisión de Gas Natural Licuado, con lo cual la operatoria de abasto de GNL al mercado interno seguirá a cargo de la estatal ENARSA, empresa que el gobierno nacional está desguazando.
El gobierno buscaba dejar sin efecto el subsidio estatal a esta importación, y que la demanda pague el costo pleno del GNL.
La decisión fue comunicada hoy (22/4) por la Secretaría de Energía a Naturgy y Trafigura, las dos empresas que pugnaban en la licitación para la importación de cargamentos de GNL en barcos. Ambas habían mejorado sus ofertas iniciales para realizar la importación y regasificación, siendo la de Naturgy de U$S 4,50 por Millón de BTU, y la de Trafigura de U$S 4,57 el MBTU.
El desestimiento obedece a la necesidad de no encarecer aún más el costo de la operatoria, y su carga adicional en las facturas del consumidor final, procurando morigerar la inflación.
Ello, en un contexto internacional de fuerte aumento del precio de este insumo energético, igual que del petróleo. El precio internacional del GNL ronda los U$S 20 el MBTU.
La suba de precios ocurre como consecuencia del conflicto generado por los bombardeos ejecutados por Estados Unidos e Israel sobre Irán, y las consecuencias para la producción y transporte de tales insumos en Oriente Medio, con el cierre del Estrecho de Ormuz incluído.
Así las cosas, ENARSA -que está a cargo de esta importación desde 2008- seguirá con la compra de (se estima) unos 20 cargamentos, que llegarán a la terminal portuaria instalada en Escobar para su regasificación e inyección al Sistema de Transporte Troncal de ductos. Los dos primeros barcos arribarán a principios de mayo.
Se trata de complementar con GNL el gas natural que produce el país, para afrontar la mayor demanda invernal, aunque éste requerimiento podría mermar debido al parate industrial en diversos sectores.
El informe de la CEPH proyecta tres escenarios posibles para la próxima década.
La Cámara de Explotación y Producción de Hidrocarburos (CEPH) publicó un informe donde destaca que el saldo comercial del sector energético podría llegar casi a quintuplicarse en los próximos cinco años. En el escenario más optimista el superávit escalaría hasta los US$ 36.768 millones en 2030 por el incremento acelerado de la producción de crudo y gas en un modelo orientado a la exportación.
El informe elaborado por la CEP, con el asesoramiento de la consultora Economía y Energía, proyecta tres escenarios para los próximos años: moderado, expansivo y acelerado.
Escenario moderado
En el escenario moderado la producción de petróleo podría llegar al millón de barriles diarios en 2030 con un ritmo de enganche de pozos en Vaca Muerta del 5% anual, mientras que la producción de gas escalaría de 142 a 213 millones de m3 diarios de la mano de la exportación de GNL, un 50%.
Ese crecimiento está apuntalado por una inversión anual que oscilaría entre US$ 10.000 Y US$ 15.000 millones hasta 2030. En el caso de gas y petróleo, ese cálculo contempla las inversiones en perforación y reparación de pozos y un 15% adicional destinado al desarrollo de instalaciones de superficie. A su vez, en infraestructura se incluye:
ampliación de la capacidad de transporte desde cuenca Neuquina por el ingreso de Vaca Muerta Sur en diciembre 2026 con una capacidad de 550 kbbl/d adicionales
ampliación de TGS de la capacidad de transporte desde cuenca neuquina (+14 MMm3/día en julio de 2027)
ampliación Tratayén – La Carlota en enero de 2030 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina);
gasoducto dedicado al abastecimiento de las terminales licuefactoras en el Golfo San Matías en julio de 2028 (27 MMm3/día).
Lo que no está contemplado en ese cálculo son los costos asociados al alquiler de los buques licuefactores del proyecto de Southern Energy.
Todas esas inversiones, impactan en el nivel de producción y también en las exportaciones con el consiguiente beneficio en la balanza comercial sectorial. Según la proyección de la CEPH, Argentina podría exportar 2,45 MTPA de GNL a partir de septiembre de 2027 y 5,95 MTPA a partir de septiembre de 2028. Eso supone que las exportaciones crecerían de US$ 11.100 a US$ 17.741 millones entre 2025 y 2030, un 60,8%, y el saldo comercial aumentaría de US$7829 a US$14.548 millones en el mismo plazo, un 85,8%.
Escenario expansivo
En el escenario expansivo la producción de petróleo llegaría a 1.140.000 barriles diarios en 2030 con un ritmo de enganche de pozos del 11% anual acumulativo. En gas la producción podría subir de 142 a 281 millones de m3 diarios, un 97,8%.
En este caso, la inversión anual se ubicaría entre US$13.000 y US$21.000 millones. Adicionalmente a lo contemplado en el escenario moderado, se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur incrementé su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028. A su vez, en gas, a la ampliación de TGS se le suma:
la ampliación Tratayén – La Carlota que en este escenario se adelanta a enero de 2028 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina);
desarrollo de capacidad de transporte por parte de los gasoductos dedicados a fin de abastecer la mayor capacidad de licuefacción.
En lo que respecta a la exportación, al escenario moderado se le suma 12 MTPA de GNL desde julio 2029 y 6 MTPA adicionales desde julio 2030. Esas mayores ventas de GNL suponen que las exportaciones trepan entre 2025 y 2030 de US$11.100 a US$27.945 millones, un 151% y el saldo comercial pasa en igual período de US$7819 a US$24.639 millones, un 215%.
Escenario acelerado
Por último, en el escenario acelerado la producción de petróleo podría llegar a US$1.676.000 millones en 2030, lo que representa una suba 107% en cinco años. A su vez, la producción de gas pasaría de 142 a 281 millones de m3 diarios, el mismo crecimiento que en el escenario expansivo, aunque se requerirían menos pozos de gas natural ante el incremento del gas asociado al petróleo.
La inversión anual se ubicaría aquí entre US$13.000 y US$27.000 millones. La principal diferencia con el escenario expansivo es que en este caso se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur incrementa su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028.
En materia de exportaciones, entre 2025 y 2030 pasarían de US$11.100 a US$40.074 millones, un 261%, mientras que el saldo comercial crecería de US$7819 a US$36.768 millones, un 370%.
¿Qué escenario ve más factible el sector?
La CEPH aclara que la probabilidad de ocurrencia de cada uno de esos escenarios “se encuentra asociada a la evolución que presenten los precios internacionales, pero centralmente a las condiciones que imperarán en la economía argentina”.
“Acceder a un sendero de crecimiento económico sustentable en el mediano y largo plazo será determinante a fin de alcanzar una disminución en los costos de financiamiento y, con ello, una expansión sustantiva en los niveles de inversión. A la vez, un escenario macroeconómico estable -y en expansión- permitirá potenciar el ingreso de inversión extranjera directa para expandir aún más el desarrollo de nuestros recursos hidrocarburíferos”, agrega el informe.
La CEPH también destacó que el inicio de los primeros proyectos de licuefacción en el país no hubiera ocurrido sin la instrumentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, cuya extensión al conjunto de la producción hidrocarburífera seguramente permitirá potenciar aún más los niveles de inversión en los próximos años. “ En síntesis, sólo la conformación de un horizonte macroeconómico y regulatorio estable, en un entorno fiscal competitivo a nivel internacional, permitirá incrementar sustantivamente los niveles de inversión y, con ello, de la producción hidrocarburífera en la próxima década”, concluye el informe.
La petrolera bajo control estatal YPF dio un nuevo paso en el proceso de desinversión de su participación en Metrogas, al avanzar hacia la etapa de due diligence tras cerrar una primera ronda competitiva que atrajo el interés de múltiples jugadores del sector.
Según informó la petrolera que preside Horacio Marín, la decisión se enmarca en la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos. Para llevar adelante el proceso, YPF contrató como asesor financiero a Citigroup que estructuró una primera fase en la que participaron 13 compañías interesadas.
Proceso de venta de Metrogas
Esa instancia concluyó el pasado 9 de abril con la presentación de ofertas no vinculantes. A partir de ahora, las propuestas consideradas más competitivas serán seleccionadas para ingresar a una segunda etapa, que contempla el acceso a información detallada de la empresa (due diligence) con vistas a una eventual transacción.
La compañía prevé que el proceso pueda cerrarse a lo largo de 2026, aunque su concreción estará sujeta tanto a las aprobaciones regulatorias correspondientes como a la obtención de garantías habituales en este tipo de operaciones. Desde YPF aclararon que hasta el momento no se adoptó una decisión definitiva ni se firmaron acuerdos vinculantes.
¿Cuánto obtendrá YPF de la venta de Metrogas?
En términos de valuación, en el mercado estiman que YPF buscaría obtener más de US$ 700 millones por su participación en la distribuidora. En la actualidad, la petrolera posee el control accionario a través del 100% de las acciones Clase A (que representan el 51% del capital social) y un 38,7% de las acciones Clase B, equivalentes a cerca del 19% adicional.
El proceso de venta se da en un contexto en el que Metrogas logró recomponer su ecuación económico-financiera. La última Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para el período 2025-2030 otorgó previsibilidad sobre los ingresos del segmento de distribución, tras varios años marcados por el rezago tarifario. Ese escenario había afectado a la compañía, que incluso debió reestructurar un pasivo en dólares cercano a los US$ 250 millones tomado en 2017, situación que la llevó a un cuadro de estrés financiero hacia fines de la década pasada.
Con el nuevo esquema tarifario, la distribuidora cuenta ahora con mayor certidumbre a mediano plazo. Sus ingresos anuales superan los US$ 800 millones, mientras que el EBITDA se ubica en torno a los US$ 150 millones.
Además, Metrogas es la mayor distribuidora de gas natural del país en términos de clientes, con más de 2,4 millones de usuarios y una participación cercana al 20% del mercado residencial. En función de estas variables, su capitalización bursátil ronda los US$1.100 millones.
Enarsa tiene previsto adquirir un tender de entre 10 y 12 buques de GNL para junio y julio.
La Secretaría de Energía decidió finalmente no avanzar con la contratación de un agregador comercial privado para la importación de gas natural licuado (GNL) durante el invierno. La decisión se tomó debido al escenario de precios elevados e inestables tanto del petróleo como del GNL, derivado de la guerra en Medio Oriente. Además, se suma un cuadro económico doméstico complejo, marcado por la aceleración de la inflación en marzo.
Según fuentes oficiales, primó la postura del Ministerio de Economía, que conduce Luis Caputo, de evitar trasladar plenamente el costo del GNL a las tarifas de gas y electricidad durante el invierno.
Ese pass-through hubiera implicado un impacto directo sobre los precios regulados a partir de mayo, con potencial efecto sobre la inflación, en un momento en el que el Ejecutivo busca consolidar una desaceleración del índice de precios al consumidor (IPC).
La medida implica, en los hechos, dejar sin efecto la licitación oficial que había ejecutado Enarsa para seleccionar una empresa privada que asuma el rol de agregador comercial, encargándose tanto de la compra de GNL en el mercado internacional como de su posterior reventa a distribuidoras, grandes usuarios industriales y generadoras eléctricas.
La tarea continuará —al menos por este año— bajo la órbita de Enarsa, que seguirá siendo la encargada de importar los cargamentos de gas y comercializarlos en el mercado interno. De hecho, está previsto que la firma estatal adquiera un tender de entre 10 y 12 buques de GNL para junio y julio.
Enarsa y el proceso competitivo que quedó trunco
La licitación representaba una de las iniciativas más reformistas que tenía decidido encarar el gobierno de Javier Milei en el área energética, ya que implicaba correr al Estado de la importación de gas por barco para cubrir el pico de la demanda residencial durante el invierno.
El proceso había derivado en una competencia muy ajustada entre Naturgy —una de las principales distribuidoras de gas del país— y Trafigura, uno de los mayores traders de materias primas del mundo.
En una segunda ronda de desempate, la empresa ibérica había presentado la mejor oferta económica, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU para hacerse cargo de la importación y comercialización del GNL en el mercado doméstico.
EconoJournal había remarcado este lunes que la definición del proceso presentaba múltiples derivadas y que su resolución sería compleja en cualquiera de los escenarios posibles.
Finalmente, desde la conducción del área energética le comunicaron este miércoles por la tarde a Naturgy la decisión de que sea Enarsa quien continúe al frente de la importación de GNL y del abastecimiento de gas para el invierno.
En ese esquema, Enarsa seguirá funcionando como proveedor de última instancia para cubrir eventuales picos de demanda.
YPF S.A., compañía de mayoría accionaria estatal, informó que, “en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos, se encuentra avanzando en un proceso de venta de su tenencia accionaria en MetroGas S.A., y que, a tales efectos, ha contratado a Citigroup (“Citi”) como asesor financiero”.
“La primera fase del proceso competitivo incluyó la participación de 13 compañías y concluyó con la recepción de ofertas no vinculantes el pasado 9 de abril”, comunicó la empresa, sin detallar la nómina de la firmas interesadas en las acciones mayoritarias de la distribuidora de gas natural por redes domiciliarias en el Area Metropolitana de Buenos Aires.
Varios grupos locales estarían interesados en MetroGas, en un contexto favorable de ingresos para ésta y otras compañías, luego de la revisión quinquenal de tarifas (RQT), y la aplicación de un esquema de ajuste mensual que acompaña a la inflación, evitando retrasos tarifarios.
La estructura accionaria es de 70 % en manos de YPF, Integra Gas Distribution LLC (vinculada a José Luis Manzano, 9 %), la ANSES, 8 %, y acciones que cotizan en la Bolsa (floating, 13 por ciento.
Presidida por Horacio Marín, YPF decidió y encaró desde 2025 la venta de importantes activos de la principal compañía energética del país.
Es el caso de las áreas de producción de crudo y de gas en yacimientos convencionales maduros, para concentrar sus operaciones hidrocarburíferas en yacimientos No Convencionales de Vaca Muerta (NQN).
Con vistas a la exportación de Crudo y de GNL, YPF encabeza la construcción (consorciada) de oleoductos (VMOS), y gasoductos, desde VM hasta las costas de Río Negro, con instalaciones portuarias incluídas.
También se concretó el año pasado la venta de la participación accionaria de 50 % en la productora de fertilizantes Profértil -la mayor productora de urea de Sudamérica con base en Bahía Blanca-.
Y ahora encaró la venta de MetroGas, que es la primera del país en el sector de distribución de gas natural, con más de 2.400.000 clientes. La Compañía tiene en vigencia hasta diciembre de 2027 un contrato de concesión por 35 años. El gobierno, a través del ENARGAS, analiza extender la concesión ahora por 20 años (y no 10 años según el contrato original) habilitado por la Ley Bases.
YPF describió que “las ofertas más competitivas serán seleccionadas para avanzar a una segunda fase del proceso, incluyendo due diligence (evaluación de la empresa), estimando concluir una transacción dentro del año 2026, sujeto a las aprobaciones regulatorias correspondientes y a la obtención de garantías de cumplimiento de oferta aplicables”, y añadió que “A la fecha, no se ha adoptado decisión alguna ni se han celebrado acuerdos vinculantes”.
“YPF reafirma su compromiso con una gestión responsable de sus activos y con la transparencia en la comunicación al mercado”, se remarcó.
YPFterminará de presentar en los próximos días un ambicioso plan de remediación de pasivos ambientales en Chihuido de la Sierra Negra y Puesto Hernández, dos campos convencionales de la petrolera bajo control estatal en el norte de la provincia que supieron ser por varias décadas los mayores pulmones productivos de la empresa.
En concreto, la petrolera que conduce Horacio Marín está terminando de negociar con el Ministerio de Energía de Neuquén, que encabeza Gustavo Medele, el abandono de hasta 2000 pozos petroleros en esos bloques, que atraviesan desde hace años una etapa de marcada declinación productiva, así como también, el desmantelamiento de múltiples instalaciones de superficie (baterías, tanques de almacenaje y cañerías).
Chihuido de la Sierra Negra y Puesto Hernández, que en los ’80 y ’90 permitieron el desarrollo petrolero de la zona de Rincón de los Sauces, son dos campos maduros que YPF no pudo incorporar en Proyecto Andes, la iniciativa con la que transfirió más de 50 áreas convencionales en distintas provincias. Sus pasivos ambientales y los altos costos de producción —el lifting cost en los bloques super los 40 dólares por barril— atentaron contra esa idea.
En función de ello, YPF prevé revertir a la provincia esas áreas, cuya concesión expira el año que viene. Para eso, es condición necesaria que Neuquén termine de cerrar con YPF el alcance de un plan de remediación de pasivos y abandono de pozos. El principal antecedente en ese plano es el acuerdo que YPF cerró con la gobernación de Santa Cruz para transferirle a Fomicruz, la empresa provincial de energía, unos 10 campos maduros que estaban en cabeza de la petrolera bajo control estatal. En ese caso, YPF se comprometió a financiar la operación de hasta cinco equipos de abandono de pozos durante cinco años.
El año pasado, Marín explicó la inviabilidad de vender Chihiudo de la Sierra Negra y Puesto Hernández, que actualmente cuentan con una producción cercana a los 3000 a 4000 barriles diarios. “No se puede vender algo pagando”, reconoció el CEO y presidente de YPF. “Siempre supimos que nos queríamos ir de esas áreas, pero no sabíamos cómo hacerlo”, había dicho.
YPF y el acuerdo con Neuquén
EconoJournal pudo saber de fuentes provinciales que YPF y Neuquén delinean un plan de remediación de pasivos que podría demandar varios años de ejecución. En términos legales, eso implicaría cerrar un modelo contractual para extender bajo alguna nueva figura esas concesiones, que vencen en 2027, permitiéndole a la petrolera quedarse hasta la próxima década con el fin de culminar el proceso de abandono de pozos y retiro de infraestructura.
YPF está finalizando el inventario completo de pozos a abandonar y comenzó a delinar el plan para su cierre, dejar instalaciones y desarmar baterías: «Hay 2000 pozos en condiciones de abandonar. Si la concesión termina en 2027, se está pensando en darles una extensión con un permiso de abandono con el tiempo que implique la remediación», confirmó una fuente provincial.
“De nuestro lado, no estamos apurados para que se haga rápido el proceso porque sabemos que toda la inversión que se hace en abandono también se precisa en pozos nuevos para producir en Vaca Muerta”, sostuvo la misma fuente.
La provincia coincidió en que bajo las condiciones actuales era “inviable” la venta de estos bloques teniendo en cuenta su producción, la falta de infraestructura de evacuación para ese crudo y el gran capital que demandaría la remediación. Según indicaron, una vez culminado este proceso, Neuquén podría licitar ambas áreas, pero la gobernación no tiene apuro con reconcesionar los bloques.
La remediación de pasivos en números
Los números que implicaría la remediación de pasivos son importantes. Para poner en blanco sobre negro algunas cifras: el abandono de cada pozo requiere una inversión de entre 100.000 y 150.000 dólares. Cerrar, como pretende la provincia, los más de 2000 pozos inventariados en los bloques requeriría un desembolso de más de 250 millones. A eso hay que sumarle el desmantelamiento de baterías e infraestructura de superficie.
Por eso, la provincia propuso darle a YPF todo el plazo que requiera para poder costear esa inversión. «No tendríamos problemas en darle 10 años si lo necesitaran», explicó otra fuente provincial. Para YPF no hace sentido estar tanto tiempo abandonando pozos, una práctica que en EE.UU. está siendo revisada porque se están encontrando nuevas reutilizaciones de los pozos petroleros declinantes.
El acuerdo final entre YPF y Neuquén requerirá, a su vez, del articulación con Marcelo Rucci, líder del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa e histórico hombre fuerte del Movimiento Popular Neuquino (MPN) en Rincón de los Sauces.
Un informe del IERAL elaborado este mes, por la regional Comahue señala que el boom del shale redefine la matriz productiva y empuja un superávit energético, en un contexto de cambio regulatorio y reconfiguración del rol del Estado
El último informe de coyuntura del IERAL, elaborado por su regional Comahue, describe un cambio estructural en el sector hidrocarburífero que no sólo responde a la expansión de Vaca Muerta, sino también a una transformación en las reglas de juego que ordenan la actividad.
El dato más visible es el resultado externo: en 2025, la balanza comercial energética registró un superávit de US$ 7.829 millones, revirtiendo más de una década de déficit. Pero detrás de ese resultado hay algo más profundo: un cambio en la lógica de funcionamiento del sector, donde la producción no convencional gana centralidad y el mercado adquiere un rol creciente en la asignación de recursos.
La matriz energética sigue dominada por los hidrocarburos —gas y petróleo explican cerca del 90% de la oferta—, pero el informe sugiere que esta característica podría convertirse en un activo estratégico. En un contexto global de transición energética, la abundancia de gas natural posiciona al país como un proveedor potencial en una etapa intermedia de descarbonización.
Sin embargo, el corazón del cambio está en la dinámica productiva. El declive del convencional es compensado por el avance del shale, con la cuenca Neuquina como eje del sistema. Este proceso no sólo altera la estructura de la oferta, sino también la orientación de la política energética: del abastecimiento interno hacia la exportación como objetivo estratégico.
En ese marco, el petróleo emerge como el principal vector de crecimiento. La producción alcanzó en 2025 los 800 mil barriles diarios, con un incremento del 13% interanual, impulsado casi exclusivamente por el segmento no convencional. Las proyecciones indican que el país podría acercarse al millón de barriles diarios hacia el final de la década, consolidando un perfil exportador.
Este giro tiene implicancias regulatorias claras. El informe destaca la convergencia de los precios internos con los internacionales, un cambio que implica abandonar esquemas de desacople que históricamente buscaban proteger el mercado doméstico. La contracara es una mayor exposición del sector a la volatilidad global, trasladando riesgos a las empresas y reconfigurando el rol del Estado, que pasa de intervenir en precios a generar condiciones de inversión.
En paralelo, algunas decisiones de política —como la reducción de retenciones al crudo convencional— muestran intentos de equilibrar intereses dentro del federalismo energético, en particular entre Nación y provincias productoras.
El caso del gas natural introduce otra dimensión del debate. Si bien el país cuenta con recursos abundantes y una participación creciente del no convencional —más del 60% de la producción—, el desarrollo del sector está condicionado por restricciones de infraestructura. Esta limitación plantea un desafío central de política pública: la necesidad de coordinar inversiones en transporte para evitar que la abundancia de recursos se traduzca en cuellos de botella productivos.
Más aún, las proyecciones sugieren una posible pérdida de peso relativo del gas frente al petróleo en los próximos años, lo que abre interrogantes sobre la estrategia de largo plazo en materia de transición energética y seguridad de abastecimiento.
El desarrollo de Vaca Muerta, por su parte, evidencia un proceso de maduración industrial, con niveles récord de actividad y creciente eficiencia operativa. Sin embargo, el informe advierte que se trata de un sector intensivo en capital, dependiente de flujos sostenidos de inversión y de condiciones macroeconómicas y regulatorias estables.
En conjunto, el diagnóstico plantea una oportunidad y un dilema. La Argentina emerge como un país relativamente abundante en energía, con capacidad de generar divisas y dinamizar sectores asociados. Pero ese potencial depende de decisiones de política energética clave: cómo equilibrar exportaciones y abastecimiento interno, cómo gestionar la volatilidad de precios y cómo resolver las restricciones de infraestructura.
Para IIERAL, el nuevo ciclo energético ya está en marcha. La cuestión es si la política logrará acompañarlo o si, como en otras etapas, terminará condicionando su desarrollo.
Alerta GNL: Cómo el mercado internacional podría redefinir el precio de la Energía en 2026
Como es habitual durante el período invernal, la demanda residencial de gas natural se incrementa significativamente debido al mayor consumo para calefacción. En consecuencia, parte del gas que normalmente se destina a la generación eléctrica se redirige al sector domiciliario.
Esta situación obliga a CAMMESA a cubrir la generación térmica mediante combustibles alternativos, como fuel oil, gasoil, carbón mineral y GNL, los cuales presentan un costo operativo sensiblemente mayor en comparación con el gas natural.
Entonces, ¿Qué se espera para el siguiente invierno?
De acuerdo con la Programación Estacional de CAMMESA, se proyecta que el precio promedio de la energía pura (costo variable de generación sin considerar potencia, transporte ni servicios) se sitúe en torno a los 77.5 USD/MWh para el trimestre mayo-julio.
Sin embargo, al integrar los costos fijos de disponibilidad de potencia, los servicios de red y el transporte, el Costo Monómico Total proyectado asciende a 102.2 USD/MWh para la demanda del MEM.
A continuación, se presenta la evolución del precio de CAMMESA durante el año (Real + Proyectado). El gráfico muestra solo la evolución de la energía pura.
Es fundamental advertir que este escenario de 77.5 USD/MWh de energía pura está construido sobre supuestos de ingresos de fuentes térmicas y renovables, importación/exportación y disponibilidad térmica y de combustibles. Este último punto es fundamental trabaja con una premisa de que el precio del GNL es de 14 USD/MMBtu cuando el precio actual del mismo ronda los 23 USD/MMBtu debido al impacto del conflicto bélico en Medio Oriente.
Por este motivo, existe una probabilidad de que el costo real de la energía sufra un desvío significativo. Si CAMMESA se viera obligada a convalidar los precios actuales de mercado para el GNL, el precio de la energía podría escalar, rompiendo los precios proyectados en el gráfico anterior.
Ahora, ¿Cuánto podría aumentar el precio de CAMMESA con este nuevo valor del GNL?
Para responder esta pregunta realizamos un análisis de precios y cantidades de GNL durante el invierno.
Si hacemos lupa en el cuatrimestre May-Ago vemos que las cantidades de gas natural a utilizar para la generación térmica se desglosa de la siguiente forma:
Este esquema muestra que la estrategia de abastecimiento para generación térmica para el periodo invernal depende en un 83.6% de la producción de Gas Nacional. Sin embargo, para cubrir el pico de demanda estacional, el sistema requiere una inyección complementaria de 6.14 MMm3/día proveniente de fuentes importadas (GNL y Bolivia).
Para dimensionar el impacto real de un aumento en el precio del GNL sobre el costo final de la energía, también es necesario analizar la estructura del despacho eléctrico proyectado para este invierno según la programación estacional de CAMMESA:
Matriz de Generación: Durante el periodo invernal, la generación térmica representa el 46.5% de la oferta total de energía eléctrica.
Predominancia del Gas: Si bien el gas natural compone el 97% de los insumos térmicos, a fines prácticos de este análisis se considera que el 100% de la generación térmica es a base de gas, simplificando la correlación entre el precio del combustible y el costo del MWh:
Bajo estas premisas, y considerando el peso del GNL en la mezcla de gas que vimos anteriormente, se determina que la incidencia directa del GNL es del 10% promedio respecto al precio final de la energía spot.
Considerando el impacto conjunto de las variables analizadas, hemos recalibrado las proyecciones de CAMMESA. Bajo este escenario de sensibilidad, que incorpora los precios reales de mercado para el GNL, las estimaciones del costo de la energía se reajustan según se detalla en el siguiente gráfico:
Vale aclarar que estos valores corresponden al precio de la energía pura y no considera potencia, servicios ni transporte que no se ven afectados por el precio del GNL.
Tras ajustar la variable del GNL a precios de mercado, nuestras estimaciones muestran que el impacto en el precio monómico mensual es significativo en los meses de mayor despacho térmico. Con estas correcciones, el precio proyectado experimenta los siguientes incrementos respecto a la base original:
Mayo: De 66 USD/MWh a 71.1 USD/MWh(+7.7%)
Junio: De 77 USD/MWh a 86.9 USD/MWh(+12.8%)
Julio: De 90 USD/MWh a 98.8 USD/MWh(+9.7%)
Agosto: De 84.1 USD/MWh a 93.2 USD/MWh(+10.8%)
Como se puede observar, el desvío es máximo en el bimestre junio-julio, coincidiendo con la mayor necesidad de importación.
Perspectiva anual y conclusión para el sector industrial
A pesar de la volatilidad esperada para el periodo invernal, es fundamental analizar el impacto del GNL en una perspectiva de ciclo completo. Si bien el escenario de sensibilidad muestra picos de costo importantes en junio y julio, el impacto real sobre el Precio Monómico Promedio Anual es significativamente más moderado.
Nuestras estimaciones indican que el desvío provocado por un GNL a 23 USD/MMBtu elevaría el promedio anual de 55 USD/MWh a 57.7 USD/MWh. Este incremento de apenas el 5% en el costo anualizado demuestra la robustez del sistema y la alta participación del gas nacional, que actúa como el verdadero “ancla” de los precios para la industria.
Colombia dio un paso decisivo para reactivar señales de inversión renovable con la versión final de su nueva subasta de largo plazo, un mecanismo que no solo reabre este tipo de contratación tras cinco años, sino que modifica de manera sustancial el diseño inicialmente planteado al mercado. La gran novedad es la incorporación formal de almacenamiento con baterías y plantas híbridas como parte de los productos a adjudicar, una decisión que transforma el alcance de estas subastas y las acerca más a una herramienta de confiabilidad exclusivamente de promoción renovable.
La resolución definitiva establece contratos con obligaciones desde 2030 —y una ventana adicional para 2035 en uno de los productos—, mientras la adjudicación deberá realizarse antes del 31 de julio de 2026, bajo operación de la Bolsa Mercantil de Colombia. El cambio más profundo está en la arquitectura del mecanismo: habrá cuatro productos diferenciados, incluyendo bloques para energía solar, suministro plano, esquemas híbridos y energía en horas críticas nocturnas. Este último punto abre una señal directa para soluciones con baterías, una tecnología que no había tenido un espacio propio en convocatorias anteriores.
“El país necesita dejar atrás la improvisación energética y construir seguridad energética con visión de largo plazo”, manifestó el ministro Edwin Palma.
Además, la versión final no replicó sin cambios la propuesta divulgada meses atrás. El proceso ajustó diseño, garantías y criterios competitivos tras comentarios del mercado y observaciones de la Superintendencia de Industria y Comercio, particularmente sobre barreras de entrada y estructura del esquema Pay as Bid. También se consolidaron parámetros que en el borrador aparecían menos desarrollados, especialmente la participación de proyectos con SAEB, la configuración de bloques horarios y la lógica de precios máximos de compra y mínimos de venta.
En paralelo, el Gobierno entró en la fase final previa a la convocatoria definitiva. Diego Fernando Román Dueñas, director de Energía Eléctrica del Ministerio, explicó que tras la expedición de la Resolución MME 400178 y la Circular 40014, el proceso atraviesa socialización y ajustes técnicos sobre pliegos y contrato de suministro.
“Una vez se expida la resolución de convocatoria y su memoria justificativa, el proceso entra en su etapa de firmeza regulatoria”, manifestó Román Dueñas.
El funcionario indicó que los siguientes hitos incluyen la publicación de pliegos con requisitos de precalificación, la habilitación de participantes mediante verificación de garantías y capacidades técnicas, y la sesión de adjudicación a cargo de la Bolsa Mercantil de Colombia, prevista para junio y julio.
El trasfondo va más allá del diseño regulatorio. Según el propio Ministerio, la convocatoria respondió a riesgos de cobertura desde 2027 y a la necesidad de reducir la exposición de la demanda a precios de bolsa, especialmente frente a eventos climáticos adversos. Eso explica por qué la subasta también se conecta con la obligación de que los comercializadores aseguren un 10% de compras desde FNCER, una meta cuyo cumplimiento todavía presenta brechas.
¿Cuáles son las condiciones para participar?
Desde el lado operativo, uno de los focos estuvo en la habilitación de agentes. Para Hemberth Suarez Lozano, socio fundador de OGE Energy, el proceso tiene una secuencia técnica determinante para los interesados.
“El primer requisito para participar es estar habilitado según el rol… después viene una etapa de precalificación, luego la presentación de ofertas y un cuarto paso que es la constitución de garantías”, explicó Suárez.
El especialista detalló que los comercializadores deberán estar registrados para participar como compradores, mientras los vendedores podrán entrar sin esa condición inicial, aunque si resultan adjudicados deberán registrarse como generadores ante XM Administradores del Mercado Eléctrico colombiano. También remarcó que el esquema exige dos tipos de garantía —seriedad de oferta y cumplimiento para adjudicados—, uno de los componentes que ganó mayor atención tras los ajustes incorporados en la versión final.
Suárez además puso el foco en un filtro previo clave para desarrolladores: los proyectos deberán estar inscritos ante la UPME en alguna de sus tres fases para poder ofertar energía en la subasta.
Para el mercado, esa estructura adquiere especial relevancia porque las subastas de 2019 y 2021 habían adjudicado 20 proyectos por 2171 MW, pero esta convocatoria introduce señales que van más allá de sumar capacidad renovable: comienza a valorizar flexibilidad, sistemas BESS y cobertura horaria.
Eso podría modificar estrategias de oferta, particularmente para híbridos y soluciones con baterías, en un momento en que la discusión ya no gira únicamente en torno a nueva capacidad, sino también a firmeza y resiliencia del sistema.
En ese sentido, la subasta aparece como una redefinición del modelo de expansión renovable colombiano, y ese parece ser el verdadero mensaje detrás de esta versión final.
El calendario completo de la subasta:
Mecanismo de Contratación a Largo Plazo de Energía Eléctrica 2026
Actividad
ene-26
feb-26
mar-26
abr-26
may-26
jun-26
jul-26
dic-29
ene-30
dic-34
ene-35
Publicación de proyecto de resolución para comentarios
Las principales energéticas que operan en República Dominicana aprovecharon el primer día del FES Caribe para fijar prioridades sobre la próxima etapa del sistema eléctrico, en un contexto donde la alta penetración renovable ya empieza a tensionar la operación. El consenso fue claro: el desafío ya no pasa solo por incorporar más capacidad limpia, sino por integrar flexibilidad, almacenamiento y reglas de mercado que acompañen esa expansión. Con crecientes restricciones operativas, pérdidas económicas asociadas al vertimiento y mayor presión sobre la regulación, la discusión puso el foco en cómo sostener nuevas inversiones y adaptar el sistema a una etapa de mayor complejidad.
Esa nueva etapa quedó reflejada en un dato que expuso EGE Haina: más de 120000 MWh de generación renovable se perdieron en el primer trimestre de 2026, equivalentes a 18.7 millones de dólares, una señal de que la discusión ya no es solo cuánto incorporar, sino cómo integrar esa nueva capacidad sin comprometer estabilidad ni rentabilidad. En paralelo, el país acelera licitaciones para sumar almacenamiento, con un pipeline que podría superar los 600 MW en BESS y una proyección cercana a 2 GW solares hacia 2027.
En ese marco, Rosina Hernández, directora de Mercado Eléctrico de EGE Haina, apuntó: “Necesitamos claridad en cómo se van a compensar todos los servicios que pueden proveer las baterías”, advirtiendo que la falta de definición regulatoria limita nuevas inversiones.
“Se han perdido más de 220000 megavatios hora de energía renovable”, agregó y remarcó el impacto directo en la viabilidad de los proyectos. Además, destacó como señal positiva la conformación de una mesa de seguimiento impulsada por el Gobierno para abordar específicamente el curtailment.
El contexto regulatorio comienza a evolucionar, pero los ejecutivos remarcan que aún no acompaña la velocidad del crecimiento del sistema. El país avanza con la planificación de licitaciones que combinan renovables y almacenamiento, tras los resultados positivos de la EDES-LP-NGR-01-2025,teniendo que ampliar la capacidad adjudicada a 605,1 MW para incluir a los 8 proyectos más prometedores ante la ávida competencia. Sin embargo, la señal económica todavía no refleja el valor completo de estos sistemas.
Desde el lado estructural, Karla Martínez, gerente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI, puso el foco en el principal riesgo sistémico: “La salud financiera de las distribuidoras sigue siendo un riesgo latente”, en un contexto de pérdidas cercanas al 38% y atrasos que superan los 10 meses.
“Nunca ha salido un pago por energía perdida por curtailment”, agregó Martínez y señaló que esto obliga a replantear los modelos de negocio.
En ese sentido, planteó una posible solución de mercado: “Hay que encontrar mecanismos que protejan las inversiones existentes, por ejemplo, a través de su participación en servicios como la regulación de frecuencia”, introduciendo el concepto de vincular flexibilidad con protección frente al vertimiento.
En paralelo, el foco se trasladó a la operación del sistema, donde la complejidad técnica crece exponencialmente.
Desde esa perspectiva, Oscar San Martín, vicepresidente de Nuevos Negocios y gerente país de República Dominicana en InterEnergy, afirmó: “No podemos dejarle a un ser humano que esté apretando botones”, reflejando el cambio estructural en la gestión del sistema. La compañía ya incorporó especialistas en datos e inteligencia artificial para operar en tiempos de milisegundos.
Además, explicó que la flexibilidad también está evolucionando del lado térmico: “Los fabricantes están desarrollando motores más pequeños y flexibles que permiten adaptarse mejor a la variabilidad renovable”, reduciendo mínimos técnicos y mejorando la respuesta del sistema.
«Si promovemos la movilidad eléctrica, podemos absorber esa energía que hoy se está perdiendo en horas diurnas”, agregó el ejeutivo de InterEnergy.
Por otro lado, la planificación del sistema apareció como otro eje crítico, especialmente en infraestructura y señales de inversión. Así lo remarcó Edy Jiménez, Chief Commercial Officer de AES Dominicana, quien advirtió: “No es posible que la transmisión esté atada al desarrollo de proyectos privados”.
“Estamos compitiendo por equipos y tiempos con industrias como los data centers”, agregó y enfatizó en la necesidad de definir cronogramas más claros de licitaciones.
Jiménez también puso el foco en que la incorporación de almacenamiento exige una transición regulatoria ordenada, que no modifique de forma abrupta las condiciones de proyectos ya financiados y preserve señales de largo plazo para la inversión.
Desde Marsh, Vivian Acra, CEO y Presidente de Marsh Risk, explicó: “El costo de asegurar proyectos en República Dominicana puede ser dos o tres veces mayor que en otros países”, debido al riesgo catastrófico.
Pero el mayor desafío está en las nuevas tecnologías: “El almacenamiento tiene un riesgo completamente diferente, de incendios degradación de celdas y operación. Mientras más temprano se gestione el riesgo, mejor será el perfil del proyecto», aseguró.
Desde el lado tecnológico, el mercado enfrenta una paradoja: caída de precios global y mayores exigencias de calidad.
En ese contexto, Ignacio Mesalles, Head of Sales North LATAM, Central America & The Caribbean de JA Solar, advirtió: “Es fácil caer en la tentación de escoger el panel más barato”, en un escenario de sobreoferta en los últimos 12 a 24 meses.
Sin embargo, puso el foco en el largo plazo: “Estos son proyectos de 30 años o más”, por lo que las decisiones de CAPEX pueden impactar en rendimiento, seguros y operación. Además, destacó avances técnicos clave: mejoras en coeficientes de temperatura que permiten sostener la eficiencia en climas exigentes como el dominicano.
En síntesis, el FES Caribe dejó en evidencia que la transición energética dominicana entra en una fase más exigente, donde el desafío ya no es solo sumar capacidad renovable, sino integrar flexibilidad, regulación y financiamiento. Con un pipeline que apunta a casi 2 GW solares hacia 2027 y una expansión acelerada del almacenamiento, el sistema deberá evolucionar rápidamente para evitar que las pérdidas y los riesgos estructurales se profundicen.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) redefine el calendario de su convocatoria mixta y confirma que el proceso competitivo culminará el 8 de junio con la firma de contratos, en un contexto de fuerte competencia y creciente exigencia financiera.
El cronograma actualizado fija el 28 de abril como fecha para el manifiesto de interés, la recepción de propuestas entre el 21 de abril y el 11 de mayo, la verificación y apertura el 12 de mayo, la evaluación del 13 al 19 de mayo, las propuestas subsecuentes del 20 al 21 de mayo, el fallo el 25 de mayo y la entrega de garantías de seriedad el 5 de junio.
Este último punto se posiciona como uno de los hitos más sensibles del proceso, ya que obliga a los participantes a inmovilizar capital pocos días antes de la firma contractual, elevando la vara para los desarrolladores con menor espalda financiera. En paralelo, la disponibilidad de información oficial —incluyendo actas de visitas a sitio y rondas de preguntas y respuestas— introduce un elemento central para el mercado: la transparencia como factor de certidumbre para la toma de decisiones de inversión.
En paralelo, la disponibilidad de información oficial introduce un elemento central para el mercado: la transparencia como factor de certidumbre para la toma de decisiones de inversión. A través del portal del proceso (https://scoee.cfe.mx/Portal/Procedure/Details), los interesados pueden consultar documentación clave como actas de visita a sitio, rondas de preguntas y respuestas y avances del procedimiento, lo que fortalece la visibilidad y reduce riesgos para los participantes.
La magnitud de la competencia explica la relevancia de estas condiciones. La convocatoria acumula 222 propuestas que totalizan 37.749 MW, lo que representa una sobreoferta superior al 580% respecto de los 7500 MW requeridos. Dentro de ese universo, predominan los desarrollos solares con 26.494 MW distribuidos en 178 proyectos, seguidos por 34 iniciativas eólicas por 9324 MW, además de proyectos híbridos y almacenamiento.
Este escenario también permite identificar a los jugadores con mayor volumen en cartera, entre los que se destacan GTE Energy, Thermion, Cubico Sustainable Investments, Fisterra Energy, Proyener, AES México, Terralia, Grupo Cobra y Cox Energy, todos con portafolios que superan en muchos casos el gigavatio de capacidad ofertada, consolidando un mapa competitivo dominado por grandes desarrolladores.
En términos económicos, el mercado comienza a converger hacia un rango de precios significativamente más alto que el observado en subastas previas. “La gran mayoría tiene una expectativa de que esté arriba de 35 dólares”, afirmó Alejandro Robles Hue, director de Moctezuma Recursos Sustentables, quien además explicó que “va a ser una conjugación entre dónde va a estar tu proyecto, si hay una buena expectativa respecto a la curva de los PMLs, y eso te va a poder permitir ser más agresivo de cara a la oferta”.
El cambio de contexto financiero es determinante en esta nueva estructura de precios.“No podemos esperar los precios que alguna vez tuvimos en esas subastas. Las tasas de interés en aquel entonces eran sustancialmente más bajas, hoy son bastante más altas y es uno de los principales costos que tiene el proyecto”, advirtió el ejecutivo, al tiempo que subrayó el impacto de los nuevos requisitos técnicos: “eso es CAPEX, eso lo tienes que recuperar”, en referencia a la obligación de incorporar almacenamiento equivalente al 30% durante tres horas.
El diseño del esquema mixto introduce además nuevas dinámicas comerciales que podrían definir la adjudicación.“El 70% ya lo tienes contratado por CFE, el 30% puedes tomar el riesgo”, sostuvo Robles, quien detalló que habrá zonas donde el precio será alto y eso hará que le puedan ofertar más bajo a CFE y sacar su competencia, mientras que en otras ubicaciones “pueden jugar a tomar cierto riesgo de mercado y ver hasta dónde le suben el precio a la Comisión”.
La madurez de los proyectos aparece como otro factor crítico en un escenario de sobreoferta extrema. En ese sentido, Arturo Carranza, director de Proyectos de Energía en Akza Advisors, señaló que los desarrollos con mayor avance en permisos, acceso a red y estructuración financiera tendrán ventaja, posicionando a actores como AES México, Atlas Renewable Energy, Invenergy y Cubico entre los mejor perfilados.
La actualización del calendario se inscribe además en una estrategia más amplia del Gobierno de México para acelerar la incorporación de capacidad renovable. En ese marco, recientemente se anunció la preparación de una segunda convocatoria dirigida a privados, en línea con la lanzada en diciembre pasado, en la que se adjudicaron 3,3 GW de capacidad limpia junto con 1,2 GW en almacenamiento en baterías.
“Estaremos a una convocatoria nada más para cubrir los casi 16500 MW de energía renovable que necesitamos para este sexenio”, afirmó el subsecretario Jorge Marcial Islas Samperio.
Con este nuevo cronograma, el proceso entra en su fase más decisiva, donde no sólo se definirá el precio de la energía sino también la capacidad real de ejecución de los proyectos. La combinación de altas garantías, competencia masiva, exigencias técnicas y mayor transparencia institucional marcará el resultado de una licitación que redefine las reglas del mercado renovable mexicano.
La apertura del mercado eléctrico en Argentina redefine la dinámica competitiva y obliga a los tecnólogos a ampliar su propuesta de valor más allá del suministro de equipos; de modo que Goldwind avanza con una estrategia que rompe el esquema tradicional de los tecnólogos y amplía su alcance más allá de sus propias turbinas.
“Debemos tener un enfoque global e integral dado que, en un marco de competitividad entre diferentes tecnologías, es un desafío que estamos listos para afrontar”, afirma el regional sales executive de Goldwind Argentina, Fernando Errea, durante una entrevista destacada de Future Energy Summit (FES).
La compañía ya dio un paso concreto en esa dirección al ingresar al negocio de servicios para equipos de otros fabricantes, ya que el punto de inflexión se dio en 2025.
“Firmamos el primer acuerdo de multibrand para prestar servicios a turbinas de otras tecnologías con Genneia. Y estamos haciendo foco ahí”, destacó el ejecutivo.
Este enfoque responde a un contexto donde los proyectos enfrentan mayores restricciones económicas y demandan eficiencia en toda la cadena de valor, incluyendo la optimización de costos de operación y mantenimiento, dado que los proyectos están “cada vez más apretados financieramente”.
Asimismo, el avance hacia el multibrand se sostiene sobre una propuesta integral que combina tecnología, financiamiento y operación, con el objetivo de garantizar la viabilidad de los proyectos. En este marco, la compañía también acompaña a los desarrolladores en la estructuración económica.
“Ayudamos a nuestros clientes con estructuras financieras, con agencias de desarrollo, para proveer soluciones de financiamiento y que los proyectos sean viables económicamente”, explicó Errea.
En paralelo, la evolución tecnológica refuerza esta estrategia con equipos de mayor potencia y eficiencia, con aerogeneradores de 7 a 8 MW de capacidad y rotores de 182 metros de diámetro, en línea con la tendencia hacia tecnología de más escala.
De este modo, con más de una década en el país, Goldwind acumula más de 700 MW en contratos y 350 MW propios en operación, consolidando su posicionamiento en el mercado. Además, avanza en proyectos clave como el parque eólico La Flecha junto a Aluar, el mayor en desarrollo en Argentina.
“Estamos terminando el proyecto más grande de Argentina junto a Aluar”, afirma Errea, destacando la magnitud de la iniciativa.
El pipeline reciente incluye desarrollos con actores como Genneia y TotalEnergies, incluyendo el parque eólico más austral del mundo fuera de la Antártida, en Tierra del Fuego. Allí se instalarán aerogeneradores de 4,2 MW con rotores de 136 metros, ampliando la presencia tecnológica de la firma.
Mientras que en términos de desempeño, la compañía alcanzó el tercer puesto en market share eólico en Argentina, apoyada en altos factores de capacidad.
“Incluso logramos buenos factores de capacidad para lugares donde no eran tradicionalmente sitios de excelencia eólica”, atribuyendo estos resultados a mejoras en diseño y materiales”, apuntó el entrevistado.
¿Cómo se está posicionando Ventus a nivel regional? ¿Cómo han empezado este año 2026?
Ventus se está consolidando como un actor regional cada vez más relevante en el sector renovable, con una propuesta de valor que combina desarrollo, ingeniería, construcción, operación y mantenimiento, y una capacidad cada vez más sólida para ejecutar contratos EPC de gran escala.
¿Qué hitos han logrado?
En estos 16 años, nos estamos acercando a los 3 GW en construcción y hemos gestionado más de USD 3.000 millones en activos en la región. Ese recorrido nos permitió construir una base muy fuerte en mercados clave y, al mismo tiempo, desarrollar una visión regional cada vez más clara.
Y para este año, ¿qué se avecina?
El 2026 marca además una nueva etapa para Ventus. Venimos de años de consolidación en países donde hoy tenemos una presencia relevante, y estamos entrando en una fase de crecimiento más activa, con un pipeline robusto, nuevas geografías en desarrollo y una vocación clara de expansión internacional. Más que un crecimiento basado en relato, lo que vemos es una evolución concreta en actividad, cierre de contratos, diversificación de clientes y presencia regional.
¿En qué países están presentes en la actualidad y hacia cuáles apunta? Tenemos presencia en Uruguay, Argentina, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Costa Rica. Esa base regional es la que nos permite proyectar una expansión con más fuerza hacia Centroamérica, el Caribe y Norteamérica.
También vemos oportunidades interesantes en Perú, República Dominicana y México, países con dinámicas distintas pero con una necesidad común: avanzar en nueva infraestructura energética renovable y hacerlo con socios que tengan experiencia real en proyectos de gran escala.
¿Qué diferencias ven entre los distintos países?
En mercados más maduros, como Colombia o Chile, el foco está puesto en competitividad, eficiencia, velocidad de ejecución y adopción de nuevas tecnologías.
Mientras que en mercados que todavía están consolidando su desarrollo, como varios de Centroamérica o el Caribe, el mayor valor está en estructurar bien el proyecto desde etapas tempranas, acompañar al cliente en la ingeniería inicial, ordenar riesgos y ayudar a convertir una oportunidad en un proyecto ejecutable y financiable.
Y a partir de las oportunidades y procesos vigentes, ¿cómo se preparan para participar?
La preparación para participar en un proyecto empieza mucho antes de presentar una oferta. Requiere entender a fondo el proyecto, al cliente, el mercado y los riesgos asociados a cada contexto.
¿Cómo cuáles?
Exige contar con capacidades técnicas propias, especialmente en ingeniería y estructuración, que permitan analizar rápidamente necesidades, restricciones y oportunidades. Por otro lado, exige construir presencia local y equipos que puedan interpretar el contexto, generar relaciones de confianza y aterrizar cada proyecto de forma realista.
Hoy competir en este sector no es solamente una cuestión de precio. También pesa, y cada vez más, la capacidad de ejecución, el cumplimiento de plazos, la gestión de riesgos, el manejo de interfaces, la relación con comunidades y stakeholders, y la adaptabilidad frente a escenarios cambiantes. En ese sentido, la experiencia en contratos EPC es fundamental.
¿Y en qué proyectos están trabajando actualmente?
Colombia sigue siendo uno de los mercados más importantes para la compañía, donde llevamos 800 MW construidos y en construcción, con una participación destacada en el desarrollo del sector solar. Al mismo tiempo, estamos avanzando en proyectos y oportunidades concretas en Ecuador, Guatemala y Costa Rica, entre otros mercados.
¿Y si miramos a futuro? ¿Qué podemos esperar de la compañía?
Hacia adelante, vemos una oportunidad muy clara para seguir creciendo en Centroamérica, el Caribe y México, regiones donde esperamos una mayor actividad en los próximos años. A eso se suma el avance del primer proyecto de hidrógeno verde para transporte carretero de América Latina, que entrará en operación en 2026 y que refleja también nuestra apuesta por nuevas tecnologías con potencial de transformación en la región.
En definitiva, el objetivo es seguir creciendo de forma sostenida, pero con criterio: manteniendo el foco en la calidad de ejecución, en la rentabilidad de los proyectos y en la capacidad de transformar desafíos complejos en soluciones concretas y viables para los clientes.
¿Les repercute los últimos acontecimientos geopolíticos / económicos?
Sí, el contexto geopolítico y económico global impacta de manera directa en variables muy sensibles para nuestro sector, como la cadena de suministro, la disponibilidad de equipos, los costos logísticos, los tiempos de fabricación y la volatilidad de precios.
Ese escenario exige hoy mucho más foco en planificación, abastecimiento y gestión de riesgos que hace algunos años. Pero también genera mayor valoración por parte de los clientes hacia empresas que tengan experiencia, solidez y capacidad de adaptación.
Atlas Renewable Energy anunció la consolidación de la estructura de financiamiento del proyecto El Campano Solar con una capacidad de 128,8 MWdc (99,9 MWac) un hito que asegura el avance de su construcción en el departamento de Córdoba.
Atlas alcanzó el cierre financiero de su proyecto bajo una estructura de project finance, con un préstamo por COP $292100 millones y una facilidad de cartas de crédito por COP $58380 millones, que respaldan su desarrollo y ejecución.
La operación contó con la participación de la Financiera de Desarrollo Nacional(FDN) y BBVA CIB como prestamistas y emisores de las cartas de crédito, siendo este último además proveedor de coberturas financieras, en una estructura en pesos colombianos que respalda la ejecución del proyecto.
El proyecto, adjudicado a Atlas en la Subasta de Cargo por Confiabilidad de 2024, se desarrolla en el marco de la alianza entre Atlas Renewable Energy e ISAGEN, y cuenta con un contrato de compraventa de energía a largo plazo, lo que viabiliza su entrada en operación, prevista para el tercer trimestre de 2027.
“La consolidación financiera de El Campano Solar refleja nuestro enfoque en la ejecución efectiva de proyectos de generación estratégicos para Colombia y en desarrollar soluciones energéticas confiables y de calidad para nuestros clientes”, señaló RubénBorja, Country Manager de Atlas Renewable Energy en Colombia.
“Contar con el respaldo de estas instituciones financieras nos permite avanzar con solidez en la construcción del proyecto y seguir materializando iniciativas que contribuyen al desarrollo del sector energético nacional”, agregó.
Actualmente, el proyecto cuenta con 228 personas empleadas, de las cuales más de 130 corresponden a mano de obra local. Este proceso incluye un enfoque en la participación de mujeres, que representan el 18% del total de empleos, así como en la inclusión de comunidades étnicas, que alcanzan el 21%, en línea con las metas de empleabilidad local. En total, se prevé la creación de cerca de 500 empleos durante la etapa de construcción.
Con este avance, se mantiene como un IPP de relevancia en la región, con una base de activos renovables de más de 10,8 GW.
Uruguay presentó el proyecto de obras de construcción del Parque Fotovoltaico Melo, en el departamento de Cerro Largo, que será el más grande de este tipo en el país, con más de 75 MW y una inversión de UTE de 75 millones de dólares.
La empresa pública trabaja desde 2023 en la concreción de esta planta solar fotovoltaica. Ese año se seleccionó el lugar y se reservó la capacidad en la red. Luego continuaron los procedimientos, hasta que a fines de 2025 la empresa pública firmó el contrato con el consorcio Teyma-Prodiel, adjudicatario del proyecto.
Esto incluye el diseño y la construcción, pero también su operación y mantenimiento por dos años. Está previsto que la obra finalice en 2028; empleará a más de 100 personas. Una vez en funcionamiento, abastecerá a unos 65000 usuarios y usuarias.
La futura planta, que supone una inversión superior a los 75 millones de dólares, contará con 140000 paneles con sistema de seguimiento, instalados sobre estructuras que permitirán optimizar su inclinación de acuerdo a la posición del sol y mejorar el rendimiento de la generación. La energía generada por los módulos será transportada a través de circuitos de corriente continua y luego convertida en corriente alterna para su elevación a media tensión y su conexión a la red.
La energía se inyectará al Sistema Interconectado Nacional a través de una nueva conexión en 150 kv ubicada en la Subestación Melo B. Desde allí se monitoreará la energía evacuada, para controlar el comportamiento de la planta y responder a las necesidades de la red.
Soberanía e independencia
La ministra de Industria, Energía y Minería, FernandaCardona, aseguró que, de no contar con energías renovables, todo debería abastecerse con petróleo, lo que implicaría costos que hipotecarían al país, teniendo en cuenta los vaivenes de los precios del crudo a nivel mundial.
“Cada fuente renovable en la que crecemos es soberanía para nuestro pueblo, es independencia de Uruguay frente a los shocks externos […] y eso no se puede abandonar”, insistió.
“El Gobierno tiene la responsabilidad de seguir planificando los sueños de Uruguay, la esperanza. Las cosas están pasando, estamos trabajando, estamos cumpliendo. No está quedando nadie atrás con esto”, dijo Cardona, citando al presidente Yamandú Orsi.
La jerarca, quien destacó la importancia de la incorporación de energía solar fotovoltaica a nuestra matriz energética, confirmó además que antes de fin de año anunciarán dos plantas solares más, que se sumarán a las de Melo y Baygorria.
El presidente Orsi, en tanto, ratificó la senda de las energías renovables para depender lo menos posible de combustibles fósiles —cuyo precio es muy volátil— y celebró que se concrete este proyecto en Cerro Largo.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), junto con el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), acompaña la edición 2026 del curso sobre el Sistema Globalmente Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos (SGA), una herramienta central para la gestión segura de sustancias químicas en la industria.
La capacitación, organizada por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y la Secretaría de Industria, Comercio y de la Pequeña y Mediana Empresa del Ministerio de Economía, está orientada a brindar conocimientos clave para la correcta clasificación de productos y la comunicación de sus peligros, en línea con la normativa vigente en Argentina.
Formación
La propuesta se desarrollará se dicta totalmente a distancia y de manera asincrónica, entre el 5 de mayo y el 16 de junio de 2026, a través del Campus virtual del INTI. El curso está dirigido a técnicos, profesionales u organizaciones que manipulan sustancias químicas y busca fortalecer capacidades técnicas para una adecuada gestión de riesgos, alineada con los requisitos establecidos por la legislación nacional.
En un contexto donde la seguridad, la trazabilidad y el cumplimiento regulatorio adquieren un rol cada vez más relevante, la adopción del SGA se consolida como un estándar fundamental para las empresas del sector. Su implementación contribuye no solo a la protección de las personas y el ambiente, sino también a la mejora de la competitividad y la integración en cadenas de valor internacionales.
Desarrollo industrial
La CIQyP®, mediante el PCRMA®, destaca constantemente la importancia de este tipo de iniciativas, que promueven la formación continua y el cumplimiento de estándares internacionales, pilares para el desarrollo sostenible de la industria química y petroquímica.
El PCRMA® constituye una iniciativa global de la industria química y petroquímica que asume el compromiso de gestionar de manera segura los productos químicos durante todo su ciclo de vida. Al mismo tiempo, impulsa su aporte a la mejora de la calidad de vida y al desarrollo sostenible, especialmente en ámbitos clave como la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente.
Para más información e inscripción, los interesados pueden acceder aquí.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) comenzó a generar ingreso efectivo de divisas.
Según la presentación del vicepresidente del Banco Central, Vladimir Werning, los proyectos aprobados ya liquidaron USD 1.205 millones brutos y USD 762 millones netos, acreditados en el Banco Central luego de descontar importaciones de equipos. El dato confirma que el régimen opera como un mecanismo de financiamiento real y no como un esquema de anuncios. Además, hay USD 6.000 millones comprometidos para ejecución en el corto plazo, 12 proyectos aprobados por USD 26.000 millones y 21 iniciativas adicionales en evaluación en el Ministerio de Economía.
Los flujos actuales están impulsados por tres proyectos de escala. Pan American Energy avanza con su inversión de USD 1.300 millones vinculada al gasoducto que integrará el megaproyecto de GNL de Southern Energy. Pluspetrol inició desembolsos para la planta de tratamiento y transporte en los bloques de Vaca Muerta adquiridos a ExxonMobil.
En minería, el proyecto Vicuña (Josemaría), con USD 9.700 millones, explica buena parte del movimiento de divisas asociado a importación de equipos y obras iniciales. Estos proyectos cumplen con la exigencia del régimen: ejecutar al menos el 40% de la inversión en los primeros dos años, con un piso de USD 200 millones por iniciativa.
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El atractivo central del RIGI para inversores extranjeros es el esquema de acceso gradual a la libre disponibilidad de divisas: 20% el primer año, 40% el segundo y 100% el tercero. Ese mecanismo, combinado con estabilidad fiscal y aduanera, aceleró la presentación de proyectos y permitió que los primeros desembolsos se traduzcan en ingreso neto de dólares. Para el Gobierno, el flujo actual refuerza reservas, sostiene el superávit externo y otorga margen para administrar pagos y financiamiento sin tensar el tipo de cambio.
La señal es clara: Vaca Muerta y la minería se consolidan como los dos pilares del nuevo ciclo exportador. El RIGI empieza a mostrar impacto concreto en la macroeconomía, con obras en marcha, importación de equipos y liquidación efectiva de divisas en el Banco Central. El desafío será sostener el ritmo de ejecución y garantizar que los proyectos en evaluación avancen hacia etapas de inversión firme.
Quintana Energy registró uno de los crecimientos más acelerados del sector en el último año.
La compañía pasó de producir alrededor de 400 barriles equivalentes diarios a más de 21.000, un salto de escala que se explica por la integración operativa de los activos adquiridos y por un modelo de gestión basado en presencia en campo, ordenamiento técnico y ejecución disciplinada. El dato fue presentado por su CEO, Carlos Gilardone, durante la SPEE Latin America Conference 2026, donde la empresa expuso su estrategia de expansión.
En los últimos doce meses, Quintana incorporó tres activos: Estación Fernández Oro en Río Negro, un bloque en el sur de Mendoza y Cañadón León. La compañía sostiene que el diferencial no estuvo en la adquisición en sí, sino en la capacidad de integrar cada operación, reorganizar procesos, revisar decisiones técnicas y establecer un esquema de trabajo directo en yacimiento. El enfoque fue estabilizar, optimizar y recién después escalar. El resultado es un incremento de producción que reposiciona a la empresa dentro del mapa energético argentino.
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El movimiento más relevante hacia adelante está en Mendoza. Quintana avanza con sísmica 3D y estudios de subsuelo para evaluar el potencial no convencional en la provincia, que empieza a consolidarse como una nueva frontera de Vaca Muerta fuera del núcleo neuquino. La empresa apuesta a un desarrollo de largo plazo, con foco en identificar oportunidades antes de que la expansión del shale se profundice en la región.
El caso Quintana muestra que la combinación de activos maduros, disciplina operativa y lectura técnica puede generar valor en plazos cortos. También confirma que la frontera de Vaca Muerta se está ampliando y que Mendoza comienza a ocupar un lugar creciente en la agenda de inversiones. La compañía se posiciona como un actor en expansión, con un modelo de crecimiento basado en integración, eficiencia y ejecución sostenida.
El vicegobernador de Río Negro, Pedro Pesatti, planteó una advertencia estratégica sobre el futuro de Vaca Muerta: si la región replica un modelo primario y exportador, similar al agroexportador tradicional, el desarrollo no generará beneficios amplios para las provincias productoras.
Su posición reabre una discusión central para la Patagonia: cómo transformar un recurso de alta productividad en un motor territorial capaz de impulsar proveedores, infraestructura y empleo local.
El planteo aparece en un momento de expansión acelerada del shale. La producción crece, las exportaciones se consolidan y las operadoras avanzan con planes de inversión de largo plazo. La estructura económica del sector está concentrada en perforación, completación y servicios especiales, segmentos que en todas las cuencas del mundo son operados por grandes compañías globales por su escala, tecnología y complejidad.
El punto no es reemplazar ese esquema, sino evitar que el desarrollo quede limitado a esas etapas. El desafío provincial es ampliar el derrame hacia actividades donde sí existe capacidad local: metalmecánica, logística, mantenimiento, construcción, electricidad, manufactura auxiliar y servicios urbanos.
Los datos muestran que más del 80% del CAPEX de Vaca Muerta se concentra en etapas de pozo y servicios críticos. La participación local crece, pero todavía enfrenta barreras de financiamiento, certificaciones y escala. En este contexto, el riesgo de un modelo extractivo es real: alto nivel de actividad, pero bajo impacto en cadenas industriales, manufactura, logística y servicios avanzados.
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La comparación internacional es clara. Cuencas como Permian o Alberta lograron derrame territorial por políticas de contenido local, estándares técnicos y ecosistemas de proveedores robustos. En modelos más primarios, como el colombiano, el impacto territorial es limitado.
Para las provincias, el desafío es doble. Por un lado, sostener la competitividad del shale con infraestructura adecuada: rutas, líneas eléctricas, parques industriales, servicios urbanos y logística. Por otro, construir un entramado productivo que capture parte del valor agregado. Sin proveedores locales fuertes, el crecimiento queda concentrado en pocos actores y el territorio no escala con la velocidad de la industria.
El debate que plantea Pesatti no es ideológico: es económico. La región necesita un modelo que combine exportaciones, inversión privada y desarrollo territorial. Para lograrlo, se requieren reglas de contenido local razonables, financiamiento para pymes, certificaciones técnicas, parques industriales especializados y una agenda común entre provincias, operadoras y proveedores. Vaca Muerta puede evitar el destino de un enclave extractivo si transforma su escala en oportunidades concretas para la Patagonia. La ventana está abierta y el momento de definir el modelo es ahora.
Río Negro abrió la audiencia pública para evaluar el Gasoducto Dedicado Tratayén–San Antonio Oeste, la infraestructura central del proyecto de GNL que busca conectar el gas de Vaca Muerta con el Atlántico.
La instancia, convocada por la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático provincial, forma parte del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental y constituye el paso institucional más relevante desde la presentación del proyecto. La obra es impulsada por San Matías Pipeline S.A., la sociedad creada para desarrollar el sistema de transporte asociado al polo de licuefacción flotante previsto en el Golfo San Matías.
El gasoducto contempla 472,5 kilómetros, 36 pulgadas de diámetro y una capacidad de 28 millones de m³/día, con una planta compresora en Allen y una estación de medición en San Antonio Oeste. El diseño incluye dos ductos submarinos de seis kilómetros para conectar con las unidades flotantes de licuefacción (FLNG). La inversión estimada supera los USD 1.200 millones, financiada mediante un préstamo sindicado internacional. La audiencia pública aborda aspectos ambientales, territoriales y operativos, desde servidumbres de paso hasta interacción con actividades pesqueras y protección de fauna marina.
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El proyecto se integra al plan de Southern Energy, la alianza que reúne a PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. Para Argentina, el gasoducto es la infraestructura habilitante para ingresar al mercado global de GNL sin necesidad de construir una planta terrestre de miles de millones de dólares. Para Río Negro, representa la oportunidad de consolidarse como hub energético del Atlántico, con impacto directo en empleo, servicios industriales, logística y obras civiles. La construcción generaría alrededor de 1.900 empleos directos, además de demanda para metalmecánica, ingeniería, cañerías, válvulas, servicios ambientales y transporte.
La audiencia pública marca el inicio formal de un proceso que puede redefinir el mapa energético argentino. Si el proyecto avanza, el país sumará un nuevo vector exportador, reducirá estacionalidad, ampliará mercados y fortalecerá su posición como proveedor regional. El gasoducto Tratayén–San Antonio Oeste es la pieza que conecta Vaca Muerta con el Atlántico y habilita la fase de GNL que Argentina busca desde hace más de una década.
Puerto Rosales alcanzó un récord histórico al despachar 142.000 m³ de crudo Medanito —equivalentes a casi 900.000 barriles— en una sola operación para Vista Energy.
El embarque se realizó en el buque Maran Helios, un petrolero de 274 metros de eslora, desde el nuevo muelle offshore operado por OTAMERICA Argentina, infraestructura que permite manejar buques de mayor porte y concentrar volúmenes de escala internacional. El destino del cargamento fue Indonesia, lo que confirma la creciente presencia del crudo argentino en mercados asiáticos.
El récord refleja la maduración del sistema logístico que conecta Vaca Muerta con el Atlántico. El crudo llega a Rosales a través del sistema de oleoductos que une Neuquén con Bahía Blanca, y la ampliación de capacidad en terminales y monoboyas permite operar embarques más grandes, reducir costos unitarios y mejorar la competitividad exportadora. Para las operadoras, la posibilidad de cargar buques Suezmax en una sola operación implica menos rotación, mayor eficiencia y mejores condiciones comerciales.
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La operación también consolida a la región Bahía Blanca–Punta Alta como hub energético. El nuevo muelle de OTAMERICA, sumado a la infraestructura de almacenamiento y servicios portuarios, posiciona a Rosales como uno de los nodos con mayor potencial de crecimiento para la salida del crudo argentino. El impacto territorial es directo: mayor demanda de servicios industriales, remolque, estiba, mantenimiento, logística terrestre y marítima, además de la necesidad de ampliar tanques, dragado y accesos.
El salto de escala es estratégico para Vaca Muerta. Con producción en expansión y nuevos proyectos de transporte en marcha, la capacidad de exportar volúmenes cercanos al millón de barriles por embarque permite diversificar destinos, mejorar precios relativos y consolidar a Argentina como proveedor confiable en el mercado global. La tendencia es clara: más infraestructura, más eficiencia y mayor integración logística para sostener la fase exportadora del shale.
Total Austral concretó una exportación de prueba de gas natural hacia Brasil, en una operación autorizada bajo el régimen de exportaciones interrumpibles.
La prueba forma parte del proceso técnico y comercial que las operadoras deben completar antes de avanzar hacia contratos firmes de mayor escala. La compañía utilizó infraestructura existente y coordinó la operación con autoridades regulatorias de ambos países, en un movimiento que confirma el interés brasileño por diversificar abastecimiento y el potencial argentino para ampliar mercados.
La operación se realizó con volúmenes reducidos, propios de una validación operativa. El objetivo fue verificar compatibilidad técnica, calidad del gas, capacidad de transporte y condiciones comerciales. Para Total, la prueba se alinea con su estrategia de ampliar destinos y mejorar el retorno de sus inversiones gasíferas en la Cuenca Austral. Para Argentina, representa un paso concreto hacia la consolidación de exportaciones regionales más estables.
El contexto regional favorece este tipo de movimientos. Brasil enfrenta declino en campos maduros, necesita respaldo térmico para su matriz eléctrica y mantiene una demanda industrial creciente en los estados del sur. La apertura regulatoria del mercado brasileño también habilita nuevos jugadores y contratos más flexibles. En ese escenario, el gas argentino aparece como una alternativa competitiva, especialmente en períodos de baja demanda interna.
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La exportación de prueba no implica un contrato firme, pero sí establece un antecedente técnico y regulatorio clave. Permite demostrar capacidad exportadora, validar infraestructura y avanzar hacia esquemas comerciales más robustos. Para Argentina, diversificar mercados es estratégico: reduce estacionalidad, mejora precios relativos y fortalece la posición del país como proveedor regional. Para Total, la operación consolida su rol como actor central en la integración energética del Cono Sur.
La señal es clara. La región avanza hacia un mercado de gas más interconectado, con operaciones flexibles, pruebas piloto y mayor protagonismo del gas como energía de transición. Si se consolidan contratos firmes, Argentina podría ampliar su presencia en Brasil y sumar un destino estable para su producción, especialmente en meses de menor demanda doméstica.
Río Negro enfrenta una paradoja estructural: mientras se integra aceleradamente al mapa energético por el avance de Vaca Muerta, su red vial opera al límite y muestra signos de saturación en corredores estratégicos.
El incremento del tránsito pesado —camiones de insumos, equipos, arenas, combustibles y transporte de personal— aceleró el deterioro de rutas provinciales y nacionales, generando un escenario donde la infraestructura existente ya no acompaña el ritmo del desarrollo económico. La presión logística se concentra en trazas que no fueron diseñadas para volúmenes actuales ni para cargas de alto impacto.
El caso más crítico es la Ruta Provincial 69, donde circulan entre 12.000 y 14.000 vehículos diarios, con fuerte presencia de camiones vinculados a la actividad hidrocarburífera. Vialidad Rionegrina reconoce que la traza funciona “como un camión detrás de otro toda la mañana”, lo que obliga a intervenciones constantes, refuerzos estructurales y obras de ordenamiento. La provincia avanza en la construcción de una dársena de pesaje y en la instalación de un puesto de control permanente para transporte pesado, con el objetivo de reducir sobrecargas y mejorar la seguridad vial.
La saturación no se limita a la RP69: otros corredores estratégicos muestran deterioro acelerado, necesidad de repavimentaciones frecuentes y falta de capacidad para absorber el crecimiento del tránsito industrial. La expansión de Vaca Muerta hacia el norte neuquino y el corredor rionegrino incrementa la demanda sobre rutas que hoy funcionan como ejes logísticos sin haber sido modernizadas para ese rol. La situación se agrava por la antigüedad de algunas trazas y por la ausencia de variantes urbanas que permitan desviar tránsito pesado.
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En paralelo, Río Negro analiza la posible transferencia de 560 kilómetros de rutas nacionales a la órbita provincial. El desafío es definir qué tramos pueden concesionarse y cuáles requieren financiamiento público, en un contexto de altos costos viales y restricciones presupuestarias. Vialidad advierte que no todos los corredores son concesionables, lo que obliga a evaluaciones técnicas y económicas caso por caso. La decisión tendrá impacto directo en mantenimiento, inversiones y capacidad operativa.
La lectura estratégica es clara: sin un programa sostenido de ampliación, refuerzo y control de cargas, la provincia corre el riesgo de transformarse en un cuello de botella logístico para el crecimiento energético. La infraestructura vial es hoy el punto más vulnerable de la integración territorial con Vaca Muerta. Para sostener el desarrollo, Río Negro necesita rutas preparadas para tránsito pesado, variantes urbanas, estaciones de control, pavimentación de corredores secundarios y planificación vial coordinada con la expansión hidrocarburífera.
El Bypass Añelo avanza hacia su etapa final y se consolida como una de las obras viales más relevantes para la operación diaria de Vaca Muerta.
Ejecutado por Vialidad Provincial de Neuquén, el proyecto supera el 90% de avance y busca desviar el tránsito pesado del casco urbano de Añelo, donde circulan entre 8.000 y 12.000 vehículos por día según datos oficiales. La obra forma parte del plan provincial de conectividad diseñado para sostener el crecimiento del shale y mejorar la seguridad vial en la zona de mayor actividad hidrocarburífera del país.
El corredor actual, saturado en horas pico, genera demoras logísticas, sobrecostos y riesgos operativos para trabajadores y residentes. El Bypass permitirá separar el tránsito urbano del flujo petrolero, reduciendo tiempos de traslado entre Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur, Aguada Pichana y Fortín de Piedra. Para las operadoras y empresas de servicios, la obra mejora la previsibilidad en el movimiento de arenas, químicos, equipos, cargas especiales y personal, un factor clave para mantener la eficiencia de perforación y fractura.
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La experiencia internacional muestra que las cuencas de mayor escala —Permian en Texas, Alberta en Canadá o Eagle Ford— desarrollaron bypasses y loops viales para sostener competitividad y reducir accidentes. Neuquén avanza en la misma dirección: infraestructura vial como condición habilitante para la operación. El impacto territorial es inmediato. Añelo reduce congestión y mejora seguridad urbana, mientras proveedores logísticos y de servicios industriales ganan eficiencia en tiempos y costos. La obra también descomprime la Ruta Provincial 7, un corredor crítico para el abastecimiento de toda la cuenca.
El Bypass Añelo confirma que la infraestructura vial es tan estratégica como los ductos o las plantas de tratamiento. Sin rutas preparadas para el tránsito pesado, la actividad pierde ritmo y aumenta su variabilidad operativa. Para sostener el crecimiento 2026–2030, la región necesita más obras de este tipo: accesos industriales, ampliaciones de rutas, pavimentación de corredores secundarios y planificación urbana integrada. Con infraestructura adecuada, Vaca Muerta puede mejorar productividad, reducir costos logísticos y consolidar un ecosistema territorial más seguro y competitivo.
El V Simposio de Exploración y Producción de Recursos No Convencionales de SPE Argentina comenzó en Neuquén con una agenda centrada en eficiencia operativa, inteligencia artificial y productividad en shale.
El encuentro se realiza en el Centro de Convenciones Domuyo y reúne a especialistas locales e internacionales, además de referentes de las principales operadoras y empresas de servicios del país.
La edición 2026 lleva como lema “Del conocimiento a la eficiencia”, lo que confirma un cambio de etapa para Vaca Muerta. La discusión ya no se concentra en el potencial geológico, sino en cómo sostener competitividad frente a cuencas globales. La agenda técnica incluye IA aplicada a perforación y completación, optimización logística, transformación digital y nuevas estrategias de terminación orientadas a mejorar el retorno de inversiones.
El simposio presenta más de 70 trabajos técnicos, seleccionados entre más de 140 propuestas evaluadas bajo estándares internacionales de SPE. La participación empresarial confirma el peso del evento: YPF, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol, Pampa Energía, Shell, Capex, Halliburton, Emerson e Industrias Secco acompañan la edición con presentaciones técnicas y paneles de innovación. Para los proveedores locales, el encuentro funciona como un espacio de actualización tecnológica y lectura de tendencias globales.
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El cierre estará a cargo de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, quien expondrá la visión estratégica de la compañía sobre eficiencia, innovación y competitividad internacional. Su participación busca alinear la agenda técnica con los desafíos de la próxima etapa: más producción, más infraestructura y mayor integración tecnológica en toda la cadena.
El simposio consolida a Neuquén como un polo técnico internacional. La transferencia de conocimiento es clave para sostener la competitividad de Vaca Muerta frente a cuencas globales. La industria necesita acelerar la adopción de IA, estandarizar procesos y fortalecer proveedores locales. Con una agenda enfocada en productividad y tecnología, el sector puede mejorar costos, atraer inversiones y consolidar a Argentina como referente en no convencionales.
El sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa cerró un aumento salarial del 8,6% para todo el personal del upstream.
El ajuste se incorpora a los básicos de convenio y forma parte del esquema de revisión mensual que el sector sostiene desde 2023. La actualización impacta en más de 25.000 trabajadores directos y en toda la cadena de servicios vinculada a Vaca Muerta.
El acuerdo se da en un contexto de alta actividad operativa, con más equipos activos, más etapas de fractura y mayor demanda de cuadrillas. Además, la inflación obliga a mantener paritarias dinámicas para sostener el ingreso real. Las operadoras buscan preservar previsibilidad laboral en un año de expansión de producción y obras asociadas, mientras la exención de Ganancias para personal de pozo mejora el ingreso neto y refuerza la negociación salarial.
El ajuste del 8,6% eleva el costo laboral por pozo perforado y por etapa de fractura. También presiona las tarifas de servicios especiales, transporte, mantenimiento y logística. Las empresas de servicios deberán renegociar contratos para evitar descalces entre costos y precios. Para las provincias productoras, el aumento impulsa consumo, actividad comercial y recaudación, consolidando el rol del empleo petrolero como motor territorial.
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El sector enfrenta tres posibles trayectorias. En el escenario base, las operadoras absorben el ajuste dentro de su estructura y la actividad se mantiene estable. En el escenario optimista, el acuerdo consolida previsibilidad y ordena las tarifas de servicios con mecanismos de actualización más claros. En un escenario restrictivo, si los costos en pesos crecen más rápido que el tipo de cambio, algunas operadoras podrían ajustar ritmos de perforación o exigir mayor productividad por equipo.
El ajuste confirma que Vaca Muerta opera con un esquema laboral maduro, capaz de sostener ingresos altos sin comprometer la actividad. Para preservar competitividad, el sector necesita contratos más flexibles, indexación transparente y métricas de productividad por pozo y por equipo.
Una mesa técnica permanente entre operadoras, sindicatos y proveedores permitiría anticipar descalces y evitar tensiones. Con reglas claras, el empleo petrolero puede seguir siendo un activo estratégico para la expansión energética del país.
La industria energéticacerró el primer trimestre de 2026 con un superávit de su balanza comercial de US$2.405 millones. Esta cifra representa el saldo positivo más alto de la historia para un inicio de año del sector, consolidándolo entre los cuatro principales generadores de divisas, de acuerdo al Intercambio Comercial Argentino, del Indec.
El desempeño de marzo por el indudable impulso del desarrollo de Vaca Muerta fue un período clave para alcanzar este récord, al registrar un saldo positivo de US$1.090 millones. Este resultado mensual también se posiciona como el superávit más alto de la historia para un mes, superando cualquier registro previo en las estadísticas energéticas.
El salto en la balanza de marzo se fundamentó en un sólido crecimiento de las ventas externas. Las exportaciones energéticas alcanzaron los US$1.235 millones, lo que representa un incremento del 23,2% en comparación con el mismo mes del año anterior, reflejando el aumento de la capacidad de evacuación de la producción local.
En simultáneo, el país logró una reducción drástica en la salida de divisas por suministro externo. Las importaciones de energía en marzo cayeron a solo US$145 millones, una contracción del 38,5% interanual que evidencia la mayor sustitución de compras externas por producción propia en yacimientos nacionales.
El contexto global aún no se percibe en las cuentas externas
A pesar de la escalada bélica de inicios de marzo, el impacto del alza de los precios internacionales aún no se refleja plenamente en las estadísticas de comercio exterior debido al rezago contractual de los embarques ya programados. No obstante, el mercado global registra un salto drástico en el precio del crudo Brent, que cotizaba en la zona de los u$s70 antes del conflicto, trepó hasta picos de u$s120 en marzo y se mantiene por encima de los u$s95 en lo que va de abril.
Al observar el acumulado del primer trimestre de 2026, las exportaciones totales del sector sumaron US$2.837 millones. Aunque el crecimiento interanual fue del 1,9%, la cifra destaca por haberse logrado en un contexto de precios internacionales volátiles, donde el mayor volumen compensó la caída de los valores de referencia.
Por el lado de las compras al exterior, el acumulado trimestral muestra un ahorro significativo para el Banco Central. Las importaciones de energía sumaron US$432 millones entre enero y marzo, lo que significa una caída del 35,7% respecto al primer trimestre de 2025, confirmando la menor dependencia de gas y combustibles importados.
Al desglosar la variación de la balanza en el parcial del año, el economista Nadin Argañaraz resaltó que el factor volumen fue el gran protagonista. El «efecto cantidades» aportó un saldo neto positivo de US$542 millones, compensando con creces la caída de US$248 millones generada por el «efecto precio» negativo en los mercados globales.
Este escenario permitió que el ahorro total por menores importaciones (US$240 millones) y el mayor ingreso por ventas externas (US$53 millones) confluyeran en la mejora neta de US$294 millones respecto a 2025. Así, el sector energético de la Argentina cierra su ciclo trimestral más exitoso, marcando un nuevo techo para la industria.
El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, estimó días atras que la Argentina alcanzará una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en cinco años, al resaltar el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y valorar la vuelta del país a un sistema de mercado capitalista. «No estamos hablando del potencial de los recursos, sino que estamos hablando de proyectos concretos», aseveró.
El presidente de EE.UU. Donald Trump reconocíó la existencia de conversaciones con Emiratos Árabes Unidos a los que definió como «buenos aliados».
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, confirmó este martes la existencia de conversaciones con los Emiratos Árabes Unidos (EAU) sobre una potencial ayuda financiera para el país árabe. El dato revela el temor a un ataque especulativo contra la moneda de los emiratos a medida que la Guerra en Medio Orientese extiende en el tiempo y las exportaciones de petróleo crudo siguen limitadas.
La producción de petróleo crudo de EAU se situó en 2,4 millones de barriles por día en marzo, una caída de 1,3 millones de bpd con respecto al mes anterior. El recorte fue liderado por ADNOC, la petrolera estatal de los emiratos que a través del fondo XRG ingresó el año pasado al proyecto Argentina LNGde YPF.
El director de Inversiones de XRG, Nameer Siddiqui, afirmó la semana pasada que los acontecimientos geopolíticos relacionados con Irán no modifican la estrategia de inversiones energéticas globales de la compañía.
«Apoyamos plenamente la apertura del estrecho de Ormuz lo antes posible, y su apertura a todos los países del mundo, pero, dicho esto, esta volatilidad no altera nuestra forma de invertir«, declaró en la Cumbre de Economía Mundial de Semafor en Washington.
Émiratos Árabes Unidos conversa un swap de monedas con EE.UU.
Emiratos Árabes Unidos es la dueña y controlante de la petrolera ADNOC, socia de YPF en el proyecto Argentina LNG.
El gobernador del Banco Central de los Emiratos Árabes Unidos, Khaled Mohamed Balama, planteó la idea de un swap de monedas al secretario del Tesoro, Scott Bessent, y a funcionarios del Tesoro y de la Reserva Federal en reuniones celebradas en Washington la semana pasada, según publicó el diario Wall Street Journal.
Trump confirmó la existencia de las conversaciones con EAU. “Ha sido un buen aliado nuestro, y ya saben, estos son tiempos inusuales.”, respondió el presidente este martes en una entrevista a CNBC. «Estoy sorprendido porque son realmente ricos», añadió.
Un intercambio o swap de divisas es una operación mediante la cual un Estado compra la moneda de otro Estado, para revenderla posteriormente. La operación tiene por objetivo sostener el valor de la moneda de un país cuando atraviesa una crisis de liquidez en su banco central.
Emiratos Árabes Unidos mantiene una política cambiaria de convertibilidad con la moneda estadounidense desde 1997. Su moneda oficial, el dirham, mantiene una paridad cambiaria de 3,67 dirhams por cada dólar estadounidense. El Banco Central de EAU cuenta con reservas en dólares por al menos 250.000 millones.
Si bien los funcionarios emiratíes no han solicitado formalmente una línea de intercambio de divisas, las conversaciones revelan la preocupación por una potencial falta de liquidez para sostener la paridad cambiaria. La propuesta fue presentada como preliminar y de carácter preventivo, según informaron funcionarios estadounidenses a la prensa local.
La Reserva Federal (FED) de los EE.UU. concedió líneas de intercambio de divisas para distintos países durante la crisis financiera de 2008 y la crisis de la pandemia del Covid 19. La posibilidad de que un swap de monedas con EUA pase el filtro de la FED luce difícil, dado que su banco central cuenta con un abultado nivel de reservas en dólares.
Sin embargo, el Departamento del Tesoro sorprendió el año pasado otorgando una línea de financiamiento excepcional para la Argentina por un monto de hasta US$ 20.000 millones.
La empresa estatal Fomicruz S.E. alcanzó los objetivos propuestos de la primera campaña de perforación 2026 en el proyecto San Agustín, ubicado en el Macizo del Deseado, consolidándose como una iniciativa clave para la reactivación económica y el desarrollo de la industria minera santacruceña.
La campaña, que se ejecuta con personal y equipos propios de la empresa estatal. Esta etapa es el resultado de trabajos de prospección previos que permitieron delinear objetivos geológicos con potencial de mineralización, especialmente de oro y plata.
Desde el inicio de las tareas en febrero, y bajo una planificación técnica rigurosa, el equipo logró perforar un total de 622 metros, alcanzando el 100 % de los objetivos previstos para esta etapa antes del inicio de la veda invernal, informó el gobierno de la provincia.
Información para atraer inversiones
La reactivación del proyecto responde a la decisión de potenciar los recursos naturales como motor de desarrollo. En este sentido, Fomicruz S.E. actúa no solo como administrador de derechos mineros, sino como un operador activo que genera información geológica de alto valor, acotó el presidente de la empresa estatal, Fernando Baños.
La geóloga Fernanda Pacheco, integrante del directorio de la empresa y parte del equipo técnico en terreno, subrayó la importancia de esta etapa: “A veces se asocia la minería solo con las grandes máquinas, pero para llegar a eso se requieren años de trabajo geológico, relevamiento y perforación. Hoy estamos en una etapa clave”.
Uno de los ejes centrales de la campaña fue el cumplimiento de los estándares en seguridad y cuidado ambiental. Desde la empresa remarcaron el trabajo conjunto con las áreas de Higiene y Seguridad y Ambiente, garantizando condiciones adecuadas para el personal y el entorno.
Durante la última etapa, el área de Ambiente realizó relevamientos y controles en el campamento y zonas de perforación, asegurando que el avance productivo se desarrolle con respeto a las normativas vigentes.
Pausa invernal y continuidad del trabajo técnico
Con la llegada de las bajas temperaturas en el Macizo del Deseado, la actividad en campo entra en una pausa técnica, aunque el trabajo continuará en las oficinas de Fomicruz en Río Gallegos.
Durante el invierno, equipos de la gerencia de Geología y Minería avanzarán en el análisis de datos y muestras obtenidas durante la campaña, con la participación de profesionales como la geóloga María Mailén Vergara.
La empresa proyecta retomar las tareas en campo en el mes de septiembre, con el objetivo de completar el programa anual de exploración y seguir fortaleciendo el desarrollo de la actividad minera.
Las conversaciones para poner fin a la guerra con Irán parecen estar irremediablemente estancadas, lo que anticipa un escenario de precios elevados para la energía y sus derivados durante un período prolongado.
En este contexto, Teherán ha dado muestras de una notable pericia estratégica y diplomática: administra con cautela la variable del precio de la nafta en Estados Unidos mientras calibra con precisión los tiempos del calendario electoral en Washington. No es casual que las refinadas artes estratégicas de la tradicional Persia, cuna del ajedrez, proyecte aún hoy esa lógica de cálculo y anticipación.
Ormuz terminó siendo un “cul de sac” para Washington. Sin embargo, podría existir una salida si Estados Unidos acepta moderar sus exigencias inmediatas y concentrarse en el problema más crítico: abrir el estrecho de Ormuz, vía por la que transita cerca del 20% del petróleo y el gas mundiales.
Una fórmula de “apertura por apertura”, propuesta por el Council of Foreign Affairs basada en el levantamiento recíproco de bloqueos, podría ofrecer una vía para destrabar un proceso negociador que evidenció su parálisis en los últimos días, pero Donald Trump parece empecinado en obtener una rendición pública de Teheran.
El poderoso e influyente Council of Foreign Relations, viene proponiendo alternativas, pero también criticando duramente al presidente Donald Trump, sobre todos los métodos negociadores del presidente, diagnosticando un estancamiento y criticando también la falta de profesionalismo de los diplomáticos impuestos en las negociaciones con los persas.
Trump anunció el domingo que los negociadores estadounidenses retornarían a Islamabad, Pakistán, para una segunda ronda de conversaciones con Irán. “Ofrecemos un acuerdo muy justo y razonable”, afirmó, aunque añadió en tono amenazante que, de no ser aceptado, Estados Unidos podría atacar infraestructura clave iraní. Teherán dejó en evidencia la distancia entre ambas posiciones y el escaso efecto de las advertencias de Washington. Medios estatales —Teheran Times— informó que sus enviados no participarían en la nueva ronda, aludiendo a “exigencias excesivas”, expectativas poco realistas, cambios de postura y la persistencia del bloqueo naval, al que consideran una violación del alto el fuego. Probablemente la influencia de China y del propio Pakistán hagan rever la rígida postura de Teherán.
¿Irán o no irán?
La posibilidad de un segundo encuentro en Islamabad no está completamente descartada. Entre los confusos mensajes de Trump y de su optimismo respecto del avance de las conversaciones, su entusiasmo fue sistemáticamente matizado por Irán. El viernes, el mandatario sostuvo en su red Truth que el estrecho de Ormuz estaba “completamente abierto y listo para los negocios” y que Teherán se había comprometido a no cerrarlo nuevamente. También afirmó que Irán había accedido a renunciar a todo su uranio enriquecido.
Esas declaraciones fueron rápidamente desmentidas por el ministro de Asuntos Exteriores iraní, Abbas Araghchi, quien señaló que la vía marítima permanecería abierta únicamente en el marco del alto el fuego y bajo condiciones específicas, incluyendo rutas coordinadas bajo supervisión iraní, lo que deja entrever la posibilidad de imponer controles o costos al tránsito de petroleros.
En cualquier caso, el margen de maniobra del propio Araghchi es limitado. La Guardia Revolucionaria Islámica, sector de línea dura con fuerte peso en la estructura de poder iraní, criticó cualquier compromiso que no contemple el levantamiento del bloqueo estadounidense. En ese contexto, fuerzas iraníes dispararon contra petroleros que intentaban abandonar el Golfo Pérsico.
El estrecho —por donde habitualmente circulan unos 130 barcos diarios— permanece prácticamente cerrado, con excepciones limitadas. “Mientras continúe el bloqueo estadounidense, no permanecerá abierto”, advirtió el presidente del Parlamento, Mohammad Bagher Ghalibaf, quien encabezó la delegación iraní en la primera ronda de negociaciones. En paralelo, la Armada estadounidense interceptó y capturó un buque iraní que intentaba eludir las restricciones, tras abrir fuego. Irán prometió represalias.
Las tensiones en torno a Ormuz reflejan diferencias más profundas. No hay indicios de que Irán esté dispuesto a abandonar sus principales líneas rojas: su capacidad de enriquecimiento nuclear, su programa de misiles balísticos y su apoyo a grupos armados en la región. De hecho, la vinculación entre el alto el fuego con Estados Unidos y la situación en el Líbano subraya la importancia estratégica que Teherán asigna a actores como Hezbolá.
Superar el nivel de desconfianza acumulado no será sencillo. Estados Unidos señala el carácter clandestino del programa nuclear iraní y su historial de apoyo a organizaciones hostiles, mientras que Irán recuerda la retirada de Washington del acuerdo nuclear de 2018 y los ataques militares recientes llevados a cabo en pleno proceso negociador. Este trasfondo limita las posibilidades de alcanzar, en el corto plazo, un acuerdo integral.
Incluso si el equipo negociador estadounidense —integrado, entre otros, por el vicepresidente JD Vance y los enviados especiales Steve Witkoff y el yerno presidencial, Jared Kushner— lograra avanzar en el diálogo, las expectativas deberán ser moderadas. El antecedente del acuerdo nuclear de 2015, que requirió más de dieciocho meses de negociaciones, ilustra la complejidad del proceso.
Incentivos en ambos bandos
Irán necesita reconstruirse tras los daños causados por los ataques y reactivar sus exportaciones de energía, actualmente bloqueadas. Estados Unidos, por su parte, busca restablecer el flujo de hidrocarburos para evitar mayores efectos sobre los precios, la inflación y la economía global. En este contexto, un entendimiento limitado —centrado en la reapertura del estrecho mediante concesiones recíprocas— aparece como la opción más viable. La normalización del comercio energético permitiría ganar tiempo para encarar negociaciones más amplias y complejas, eventualmente orientadas a un nuevo acuerdo nuclear.
Aun así, ambas partes conservan herramientas de presión. Irán mantiene capacidad para volver a restringir el tránsito marítimo o afectar infraestructura energética en la región, mientras que Estados Unidos puede intensificar la presión militar o económica, al tiempo que ofrece incentivos como el levantamiento de sanciones.
Dado que el cierre del estrecho ha sido resultado de acciones convergentes, su reapertura difícilmente implique costos de prestigio si se produce de manera simultánea. Un levantamiento coordinado de los bloqueos podría constituir un primer paso hacia una distensión más amplia. En cambio, la persistencia de las restricciones haría difícil imaginar avances sostenidos y mantendría latente el riesgo de una nueva escalada.
En este marco, las decisiones de Donald Trump para cerrar el conflicto en términos favorables enfrentan límites claros. Ante el posible vencimiento del alto el fuego, una intensificación de la confrontación parece poco probable por dos razones: no garantizaría una victoria militar —dado que Irán conserva aún una posición relativamente sólida— y agravaría las restricciones sobre el flujo energético desde el Golfo Pérsico, con impacto directo en la economía mundial.
Pero Washington enfrenta un obstáculo central: la oposición de Israel, que impulsa la continuidad del conflicto con el objetivo de debilitar a Irán. A esto se suma la influencia del lobby israelí en la política estadounidense, que limita el margen de acción de la Casa Blanca. En consecuencia, incluso si se lograra algún entendimiento, es previsible la aparición de presiones orientadas a frustrarlo. En estas condiciones, la capacidad de maniobra de Trump aparece restringida, lo que ayuda a explicar la volatilidad de sus decisiones en las últimas semanas.
Vaca Muerta atraviesa un punto de madurez que obliga a revisar el modelo de desarrollo. La cuenca dejó de ser un proyecto emergente para convertirse en un sistema productivo de escala global, con riesgo geológico mínimo, estabilidad política transversal y un nivel de productividad que la ubica entre las formaciones no convencionales más competitivas del mundo.
En ese contexto, la provincia de Neuquén prepara la licitación de 15 áreas que no requieren exploración de frontera ni dependen de descubrimientos inciertos. Son bloques con información, vecinos productivos y capacidad de desarrollo acelerado.
El esquema actual se apoya en concesiones de 35 años, pilotos intensivos y transición a desarrollo masivo. El modelo funcionó para abrir la cuenca, pero hoy muestra límites: la infraestructura siempre llega después de la producción. Cada ampliación de oleoductos o terminales se ocupa en meses.
La duplicación de capacidad de transporte, la reactivación de conexiones internacionales y los nuevos proyectos de salida al mar confirman el patrón: el shale crece más rápido que los caños. La consecuencia es conocida: cuellos de botella, descuentos por congestión y un sistema que opera al borde de su capacidad.
La discusión que emerge es estructural. Si Vaca Muerta es un recurso de bajo riesgo, con reglas estables y con capacidad de generar retornos rápidos, la infraestructura que sostiene ese negocio no puede depender exclusivamente de ampliaciones graduales o decisiones reactivas.
La provincia necesita un modelo donde los operadores que ingresan a áreas maduras cofinancien la infraestructura que habilita su propio crecimiento. No se trata de trasladar costos, sino de alinear incentivos: quien se beneficia de la producción debe participar en la construcción de la capacidad que permite evacuarla.
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Este enfoque no es novedoso ni experimental. Es el estándar internacional en cuencas maduras y de alto potencial. En Brasil, los desarrollos del presal incorporan aportes obligatorios de las operadoras a fondos de infraestructura marítima. En Colombia, los bloques de los Llanos Orientales exigen cofinanciamiento de oleoductos y estaciones de bombeo.
En México, los contratos offshore incluyen obligaciones de inversión en midstream. En Estados Unidos, las cuencas shale como Permian o Bakken funcionan con esquemas donde los operadores financian o garantizan capacidad de transporte a través de acuerdos de largo plazo, fideicomisos o contratos take-or-pay. En todos los casos, la lógica es la misma: la infraestructura no la paga el Estado, la paga quien captura la renta del recurso.
El mecanismo es replicable en Argentina. Un fideicomiso de infraestructura asociado a la adjudicación de áreas permitiría financiar oleoductos, plantas, terminales y logística crítica con aportes previsibles y flujos asegurados.
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Para el operador, garantiza derecho de evacuación desde el inicio. Para la provincia, evita saturaciones y reduce la necesidad de obras urgentes. Para el sistema, crea previsibilidad y permite planificar obras más grandes sin depender de ciclos políticos o ventanas de precios.
La oportunidad es evidente. Con solo una fracción de la formación desarrollada, la cuenca va a requerir miles de kilómetros de caños, nuevas plantas, más almacenamiento, más bombeo y más infraestructura portuaria.
Sin un esquema de cofinanciamiento, cada ampliación seguirá llegando tarde. Con un fideicomiso asociado a la licitación, la infraestructura puede anticiparse al crecimiento y no correr detrás de él.
El desafío no es técnico. Es institucional. Neuquén tiene capacidad para exigir condiciones más robustas sin riesgo de licitaciones desiertas. La cuenca es competitiva, estable y atractiva para operadores globales.
La provincia no necesita seducir. Necesita ordenar. La infraestructura no puede seguir siendo el cuello que define el ritmo del desarrollo. Debe ser parte del diseño desde el inicio.
Vaca Muerta entra en una etapa donde la escala manda. La producción crece, los proyectos se multiplican y la ventana de exportación se consolida. El próximo salto no depende de la geología, sino de la capacidad de evacuar.
El modelo de desarrollo debe reflejar esa realidad. La infraestructura no es un complemento: es el corazón del negocio. Y quienes se benefician de ese negocio deben participar en financiarla.
La petrolera Capex avanzó en la compra del 15% que mantenía un organismo financiero internacional en las áreas Loma Negra y La Yesera, ubicadas en la Cuenca Neuquina dentro de la provincia de Río Negro. La operación, sujeta a aprobación provincial, eleva la participación de la compañía al 52,5% y consolida su control operativo sobre dos bloques convencionales con producción estable y horizonte extendido.
El acuerdo se inscribe en un proceso global de salida de activos fósiles maduros por parte de organismos multilaterales, que priorizan hoy financiamiento para transición energética e infraestructura.
En este contexto, la operación se apoya en la renegociación de concesiones realizada en 2021, cuando la provincia extendió los plazos a cambio de un plan de inversiones firme. Ese esquema incluyó perforación de nuevos pozos, compromisos de CAPEX incremental y aportes específicos para infraestructura provincial.
Además, fijó un régimen de regalías que puede alcanzar el 15% con un componente adicional sobre producción incremental. La combinación de incentivos permitió sostener actividad, reducir el declino natural y fortalecer la demanda de servicios locales.
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El movimiento tiene implicancias directas para la estructura productiva rionegrina. Capex gana capacidad para acelerar decisiones, optimizar recuperación secundaria y ordenar el flujo de inversiones en campos que requieren ingeniería constante.
Para los proveedores, la continuidad de un operador con presencia integrada en generación eléctrica y proyectos de transición ofrece previsibilidad en contratos, logística y mantenimiento. Para la provincia, la consolidación societaria reduce incertidumbre y facilita la planificación fiscal asociada a regalías y aportes.
Los escenarios hacia adelante muestran tres trayectorias posibles. En el escenario base, la provincia aprueba la cesión y Capex ejecuta el plan comprometido, manteniendo producción y empleo. En el escenario optimista, la empresa profundiza inversiones, incorpora tecnología de recuperación mejorada y articula mejor sus operaciones de gas con su portafolio eléctrico.
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En el escenario restrictivo, una demora regulatoria podría frenar la operación y postergar decisiones de inversión en áreas maduras, afectando actividad y proveedores.
Desde la lectura de Runrun, la operación confirma una tendencia estructural: los actores locales están tomando posiciones más fuertes en activos convencionales mientras los organismos multilaterales reorientan su cartera hacia la transición energética.
Para provincias como Río Negro, este tipo de movimientos puede convertirse en una oportunidad si se gestiona con visión productiva: más inversión, más infraestructura y más previsibilidad para la cadena de servicios. En un contexto donde el shale concentra la atención, sostener y modernizar el convencional sigue siendo clave para el equilibrio territorial y para la competitividad energética del país.
Mendoza cerró una nueva ronda de su esquema de licitación continua y recibió cinco ofertas para cuatro áreas hidrocarburíferas, un resultado que marca un cambio respecto a procesos anteriores y confirma que el capital privado volvió a mirar al convencional mendocino.
Las áreas adjudicables forman parte del Concurso Público Nacional e Internacional convocado por los decretos 1382/2025, 1908/2025 y 2241/2025, y combinan bloques de explotación y exploración en zonas con actividad histórica y potencial remanente.
La apertura de sobres permitió identificar un mapa de interés más diverso que en 2019. Las ofertas provinieron de cinco compañías: Hattrick Energy S.A.S., Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Petróleos Sudamericanos S.A., Venoil S.A. y Geopetrol Drilling S.A.
Las propuestas se distribuyeron sobre cuatro áreas: Atuel Exploración Sur, Río Atuel, Atamisqui y El Manzano, esta última con dos oferentes. La presencia de múltiples propuestas en un mismo bloque confirma que existe competencia real por activos convencionales con infraestructura cercana y geología conocida.
El modelo mendocino se apoya en tres pilares: licitación continua, evaluación técnica previa y transparencia en la publicación de datos. La provincia es la única jurisdicción que utiliza el estándar internacional OCDS para contrataciones públicas, lo que permite trazabilidad completa del proceso y reduce la discrecionalidad.
La estrategia busca evitar que las áreas revertidas queden años sin actividad, un problema recurrente en cuencas maduras. La continuidad operativa es clave para sostener producción, empleo y servicios en un contexto donde el convencional enfrenta declinación natural.
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El interés privado en áreas exploratorias y de explotación marginal muestra que el convencional mendocino aún tiene espacio para recuperación secundaria, terciaria y optimización de pozos maduros.
La provincia logró la menor tasa de declinación pospandemia gracias a un enfoque agresivo en workovers, EOR y gestión de activos. La nueva ronda confirma que existe capital dispuesto a asumir riesgo técnico si las reglas son claras y los procesos son previsibles.
Para la cadena de proveedores, la licitación abre oportunidades en servicios de campo, ingeniería, geofísica, transporte, metalmecánica y ambiente. Mendoza no compite con el shale neuquino en escala, pero sí ofrece continuidad, contratos estables y un ecosistema operativo que demanda servicios especializados.
La provincia consolida así un modelo propio: orden administrativo, competencia real y recuperación de áreas que, sin licitación continua, quedarían inactivas.
La ronda actual no solo reactiva bloques, sino que reafirma una política pública sostenida: mantener vivo el convencional mediante reglas claras, transparencia y competencia.
En un país donde la atención se concentra en Vaca Muerta, Mendoza demuestra que la gestión técnica y la institucionalidad también pueden atraer inversión y sostener producción en cuencas maduras.
Una delegación técnica y empresarial de origen chino visitó La Rioja para avanzar en estudios preliminares de inversión en minería y energía. Las reuniones incluyeron al gobierno provincial y equipos técnicos, con foco en identificar áreas con potencial de litio, cobre y tierras raras, además de sitios aptos para grandes parques solares.
No hubo anuncios de montos ni de proyectos concretos, pero sí una señal clara: la provincia entra en el radar de los capitales que buscan minerales críticos y generación renovable. En este contexto, la etapa actual es de relevamiento, modelización geológica y análisis de infraestructura disponible.
El interés chino se explica por una estrategia global de aseguramiento de insumos para la transición energética. La Rioja ofrece radiación solar competitiva, antecedentes geológicos en metales y una posición geográfica que facilita la conexión con corredores logísticos del NOA.
Sin embargo, la provincia no cuenta todavía con un ecosistema industrial comparable al de otras jurisdicciones mineras consolidadas. Hay capacidades en obras civiles, servicios generales, montaje eléctrico y pequeñas metalúrgicas, pero no existe masa crítica en perforación minera, plantas de proceso ni ingeniería EPC de gran escala. Esto condiciona la profundidad de la primera ola de inversiones y obliga a pensar el desarrollo con proveedores de alcance nacional.
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Las implicancias para la cadena de valor son directas. En un escenario de avance de proyectos, los primeros contratos relevantes se concentrarán en estudios de prefactibilidad, topografía, cateo, geofísica y servicios de campo. Luego, si los resultados son positivos, se abrirán frentes en perforación, construcción de campamentos, logística pesada y montaje de parques solares de gran escala.
Para La Rioja, el desafío es doble: retener la mayor porción posible de ese gasto en proveedores locales y, a la vez, articular con empresas de otras provincias que ya operan en minería y energía. Para el sistema energético y minero nacional, la entrada de un nuevo polo en el NOA diversifica la oferta de proyectos y amplía el mapa de oportunidades.
Los escenarios posibles muestran trayectorias muy distintas. En el escenario base, la delegación china completa los estudios, identifica proyectos viables y avanza en acuerdos de inversión condicionados a permisos y licencias.
En el escenario optimista, la provincia logra ordenar su marco regulatorio, mejora su infraestructura eléctrica y vial, y construye un esquema de contenido local que permita escalar proveedores riojanos junto a empresas de otras jurisdicciones.
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En el escenario restrictivo, la falta de reglas claras, los conflictos territoriales o la ausencia de infraestructura pueden congelar los proyectos en etapa exploratoria y desplazar el capital hacia otras provincias con mayor madurez institucional.
Desde la lectura de Runrun, la visita china a La Rioja no es todavía una inversión, pero sí una señal estratégica que merece ser leída en clave de desarrollo productivo. La provincia tiene la oportunidad de usar este interés como palanca para ordenar su política minera, fortalecer su base industrial y diseñar un esquema de participación para proveedores locales y nacionales.
Para las empresas argentinas de servicios, ingeniería y construcción, el mensaje es claro: el NOA se está reconfigurando como corredor de minerales críticos y energía renovable, y quien llegue temprano con capacidad técnica, financiamiento y alianzas inteligentes podrá capturar contratos en una plaza que todavía está en construcción.
Una transición bien diseñada puede convertir a La Rioja en un nuevo nodo de la cadena de valor, sumando empleo, infraestructura y diversificación productiva sin perder control territorial ni oportunidades para el empresariado local.
Salta atraviesa un punto de inflexión en su desarrollo minero. La combinación de proyectos de litio en construcción, operaciones metalíferas consolidadas y nuevas etapas de ingeniería en cobre está generando un nivel de demanda que supera la capacidad instalada de la provincia.
La reactivación no se explica solo por el avance de los proyectos, sino por la necesidad de servicios, logística e infraestructura que acompaña cada fase del ciclo minero.
Los proyectos de litio aportan el mayor dinamismo. Las plantas en construcción y las operaciones que ingresan en etapa industrial requieren transporte, montaje, metalmecánica, perforación, servicios ambientales, campamentos y mantenimiento. A esto se suma la actividad metalífera, con operaciones en producción y proyectos de cobre que avanzan en ingeniería.
El resultado es un mercado que se expande más rápido que la oferta local y que obliga a integrar proveedores de otras provincias para sostener el ritmo.
La estructura industrial salteña muestra fortalezas y límites. La provincia cuenta con empresas de logística, obras civiles, servicios generales, metalúrgicas medianas, montaje eléctrico y firmas ambientales con experiencia en proyectos de altura.
Sin embargo, no tiene masa crítica en perforación diamantina, ingeniería EPC para plantas de proceso, metalurgia pesada, fabricación de equipos ni laboratorios de alta complejidad. La demanda que viene exige capacidades que hoy no están disponibles en el territorio.
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En este contexto, la oportunidad para proveedores nacionales es inmediata. La expansión minera de Salta requiere llegar temprano, certificar procesos, asociarse con pymes locales, ofrecer logística y servicios integrados y entender tanto la química del litio como las exigencias técnicas de los proyectos metalíferos.
La provincia va a necesitar todo: perforación, metalmecánica, ingeniería, servicios ambientales, transporte especializado, montaje industrial y soluciones de operación continua. La competencia será abierta y se definirá por capacidad técnica, cumplimiento y velocidad de respuesta.
El futuro cercano depende de cómo se ordene la articulación entre empresas, proveedores y Estado provincial. Si Salta logra consolidar un marco operativo claro, fortalecer su registro de proveedores y acompañar con infraestructura, puede convertirse en uno de los polos mineros más dinámicos del país.
Si no se avanza en certificaciones, logística y servicios especializados, la expansión quedará en manos de proveedores externos sin derrame local. La escala de los proyectos en marcha exige una estrategia productiva que combine capacidades provinciales con la experiencia de empresas del NOA, Cuyo y el centro del país.
La minería salteña está entrando en su ciclo de consolidación. La ventana para proveedores está abierta ahora, no dentro de cinco años. Quien llegue con técnica, certificación y alianzas inteligentes va a capturar contratos en una provincia que todavía está construyendo su ecosistema industrial y que necesita, de manera simultánea, volumen, calidad y velocidad.
Astra Exploration inició la Fase 3 de perforaciones en el proyecto de oro y plata La Manchuria, ubicado en el Macizo del Deseado, una de las zonas metalogénicas más prolíficas del país. La nueva etapa contempla un mínimo de 5.000 metros de perforación orientados a extender vetas, validar continuidad mineralizada y testear nuevos objetivos definidos por geofísica.
El proyecto avanza con supervisión técnica de la autoridad minera provincial y con un programa de trabajo que mantiene ritmo desde las campañas anteriores.
Los resultados previos explican la aceleración. La Fase 2 había confirmado leyes altas y continuidad estructural, con intersecciones que mostraron potencial económico y vetas abiertas en profundidad y lateralmente. La Fase 3 busca consolidar ese modelo geológico, ampliar el entendimiento del sistema epitermal y definir zonas de mayor concentración metálica.
El avance es relevante porque La Manchuria se encuentra en un distrito donde varios proyectos pasaron de exploración a producción en los últimos años, lo que eleva las expectativas sobre su evolución.
El movimiento también refleja la dinámica del Macizo del Deseado, que continúa sumando proyectos en distintas etapas de madurez. La presencia de la autoridad minera en el inicio de la campaña confirma que el proyecto opera dentro de los parámetros regulatorios y que la provincia mantiene seguimiento activo sobre los programas de exploración.
La continuidad de perforaciones indica que la empresa considera que el potencial del yacimiento justifica una campaña más profunda y con mayor densidad de información.
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Para Santa Cruz, La Manchuria refuerza el pipeline metalífero y sostiene la actividad en un sector que combina operaciones maduras con nuevos proyectos en expansión. La Fase 3 es el punto donde se empieza a definir si el yacimiento puede avanzar hacia estimaciones de recursos y estudios económicos preliminares.
Si los resultados acompañan, el proyecto podría escalar a una etapa de perforación avanzada con mayor demanda de servicios, logística y equipamiento.
La campaña abre oportunidades para proveedores de perforación diamantina, geofísica, geología, logística de altura, campamentos, servicios ambientales, metalmecánica liviana y transporte especializado. Santa Cruz tiene base operativa, pero no cubre toda la demanda, por lo que ingresan empresas de Chubut, Neuquén, Córdoba y Buenos Aires.
La ventana es ahora: los proyectos en exploración avanzada son los que más requieren servicios técnicos y donde se definen las relaciones de largo plazo con proveedores.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) sumó uno de sus hitos más relevantes con la descarga en Puerto Quequén de 12 anclas de gran porte y 12 cadenas de alta resistencia, equipamiento crítico para el sistema de amarre de la terminal marítima de Punta Colorada.
La operación, realizada con maniobras de carga de proyecto en el giro 10, confirma que el desarrollo ya no está en etapa preparatoria: ingresó en la fase de instalación offshore, la más técnica y exigente del cronograma. El material quedó almacenado en la plazoleta logística y será trasladado en dos viajes por un buque especializado en operaciones de fondeo.
Las dimensiones del equipamiento muestran la escala del proyecto. Cada ancla supera las 40 toneladas y alcanza cerca de ocho metros de largo. Las cadenas, de más de 70 toneladas y alrededor de 400 metros de extensión, forman parte del sistema de amarre que permitirá operar buques de gran porte en la terminal.
Este tipo de infraestructura es habitual en desarrollos offshore de alta complejidad y requiere ingeniería naval, certificación internacional y logística especializada. La descarga en Quequén demuestra que el país puede ejecutar maniobras de este nivel cuando hay planificación y coordinación entre puerto, operadores y organismos técnicos.
El avance tiene impacto directo en el cronograma general del VMOS. La instalación del sistema de amarre es uno de los componentes más costosos y determinantes del proyecto, porque habilita la operación de la terminal marítima y define la capacidad de exportación futura.
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La llegada del equipamiento y su traslado programado hacia Punta Colorada indican que el tramo offshore está en ejecución y que la obra mantiene ritmo en un punto donde la logística suele ser el principal cuello. Para la cadena de proveedores, esto abre oportunidades en izaje, transporte especial, certificación, metalmecánica pesada y servicios navales.
La operación también consolida a Quequén como nodo logístico multipropósito. El puerto, históricamente asociado al agro, suma ahora un rol estratégico en energía y cargas de proyecto. La capacidad de recibir buques especializados, manipular piezas de gran porte y coordinar operaciones complejas lo posiciona como infraestructura clave para desarrollos energéticos futuros.
La articulación con Punta Colorada y la logística terrestre asociada amplía el mapa de servicios y genera demanda para empresas locales y regionales.
VMOS entra así en su fase decisiva. La instalación del sistema de amarre marca el inicio del tramo donde convergen ingeniería, logística, obra civil y operación marítima. Si el ritmo se sostiene, la terminal offshore podrá avanzar hacia pruebas y puesta en marcha dentro de los plazos previstos.
Para la cadena energética, el movimiento confirma que el proyecto avanza con consistencia y que la infraestructura necesaria para evacuar crudo a gran escala está tomando forma. Para proveedores, es el momento de mayor demanda técnica y de mayor oportunidad para integrarse a un desarrollo que redefine la salida al mar del petróleo argentino.
Neuquén cerró marzo con el nivel de producción de gas más alto de su historia. El salto no es coyuntural: responde a más pozos shale en completación, mayor eficiencia por pad, mejor desempeño de plantas y una infraestructura que empieza a acompañar el ritmo del upstream.
La provincia ya explica más del 60% del gas nacional y consolida un liderazgo que se profundiza a medida que el shale desplaza al convencional como fuente dominante.
Los bloques que empujaron el récord son los de mayor productividad de la cuenca: desarrollos con pads densos, curvas de aprendizaje maduras y operadores que optimizaron tiempos de fractura, logística y performance de superficie.
La mejora en la disponibilidad del sistema de transporte, sumada a menos restricciones en plantas de tratamiento, permitió sostener inyecciones sin cuellos críticos. El clima acompañó y la demanda firme del inicio del otoño ayudó a mantener niveles altos de despacho.
El impacto para Neuquén es directo. Más producción implica más regalías, más actividad y más previsibilidad para un sector que ya opera con estabilidad alta.
La infraestructura reciente permitió absorber el crecimiento, pero el techo vuelve a depender de ampliaciones: compresión adicional, nuevas plantas y el avance del segundo tramo del gasoducto troncal. Sin esas obras, el sistema corre el riesgo de volver a saturarse en picos de producción.
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Para el país, el récord de marzo significa menos presión sobre importaciones, mayor certidumbre para la generación eléctrica y mejores condiciones para sostener exportaciones firmes a países vecinos. La disponibilidad de gas neuquino empieza a ordenar la planificación energética y reduce la volatilidad que caracterizó los últimos años.
El movimiento abre una ventana clara para proveedores. La expansión del shale gas requiere más completación, más servicios de midstream, más mantenimiento, más compresión, más ingeniería de plantas y más logística especializada. La demanda es sostenida y se profundiza a medida que los operadores aceleran desarrollos y optimizan curvas.
Neuquén está entrando en una fase donde la infraestructura define el límite y la productividad define la velocidad. El gas ya no es un complemento: es el eje del sistema energético argentino.
Chubut inició gestiones para obtener financiamiento externo que le permita cancelar de manera anticipada el BOCADE, el bono emitido en 2016 y garantizado con regalías petroleras. El objetivo central es liberar esos ingresos, que hoy se descuentan de forma automática y reducen la capacidad operativa de la provincia.
La carga financiera del bono, sumada a su estructura de amortización y a la tasa elevada, dejó a la administración provincial con un margen fiscal muy limitado para ejecutar políticas públicas y planificar inversiones.
La cancelación anticipada permitiría recomponer el flujo de regalías y mejorar el perfil crediticio de la provincia, que arrastra desde hace años un pasivo considerado de alto riesgo por los mercados. Con el BOCADE vigente, Chubut enfrenta restricciones para tomar nueva deuda destinada a infraestructura, ya que las regalías —su principal garantía— están comprometidas.
La operación que se negocia no es un préstamo comercial tradicional: se evalúan esquemas de refinanciación estructurada o créditos puente que reemplacen la garantía petrolera por mecanismos más flexibles.
La provincia busca reactivar obras viales, energéticas y de saneamiento que quedaron postergadas por la presión del servicio de deuda. La liberación de regalías permitiría avanzar en proyectos estratégicos para la zona sur y mejorar la infraestructura que sostiene la actividad productiva.
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También ordenaría la relación con las operadoras petroleras, que hoy conviven con un sistema de retenciones automáticas que genera tensiones y limita la capacidad de negociación del Estado provincial.
El resultado de la operación depende de factores políticos y financieros. Si Chubut logra cerrar un acuerdo con acreedores y acceder a financiamiento en condiciones razonables, podrá recomponer su autonomía fiscal y reactivar obra pública. Si la negociación se demora o fracasa, el BOCADE seguirá absorbiendo recursos clave y condicionando la gestión.
La provincia necesita resolver este pasivo para evitar un deterioro mayor de su perfil crediticio y para recuperar capacidad de inversión en un contexto donde la infraestructura es determinante para la competitividad regional.
La estrategia apunta a salir de una trampa financiera que limita el desarrollo provincial. Cancelar el BOCADE no solo aliviaría la caja, sino que permitiría planificar obras, mejorar servicios y fortalecer la relación con el sector energético. Para proveedores y contratistas, una resolución favorable abriría un ciclo de licitaciones y proyectos que hoy están frenados por la falta de recursos disponibles.
Chubut podría pasar de un escenario de administración defensiva a uno de inversión activa si logra cerrar la operación en los próximos meses.
Bolivia presentó un anteproyecto de ley que modifica de manera profunda el régimen fiscal del sector hidrocarburífero. La propuesta habilita esquemas de participación donde las empresas pueden retener hasta el 50% del valor de la producción en proyectos de alto riesgo exploratorio.
El objetivo es claro: recuperar inversión privada en un sistema que perdió competitividad y arrastra una década de caída productiva. El texto también redefine el rol de la empresa estatal y abre la puerta a contratos más flexibles, con modelos cercanos a la producción compartida.
El contexto explica la magnitud del cambio. La producción de gas se redujo de forma sostenida, las exportaciones se achicaron y las reservas probadas no alcanzan para sostener compromisos externos. Las rondas exploratorias recientes tuvieron baja participación y la infraestructura asociada muestra señales de desgaste.
La nueva ley busca revertir este cuadro mediante incentivos fiscales, reglas más predecibles y un marco jurídico que permita atraer capital en cuencas maduras.
El impacto potencial es amplio. Para las empresas, el nuevo esquema mejora la ecuación económica en proyectos de riesgo y permite evaluar inversiones que hoy no cierran con el régimen vigente. Para los proveedores, una eventual reactivación del upstream boliviano generaría demanda en perforación, geofísica, logística y servicios de campo, especialmente para firmas del NOA argentino con experiencia en operaciones de gas.
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Para los países vecinos, un repunte productivo podría modificar la planificación de gasoductos, contratos de abastecimiento y estrategias de integración energética.
Bolivia enfrenta tres caminos posibles según cómo se implemente la reforma. Si logra aprobar la ley y ordenar su marco regulatorio, puede estabilizar la producción y recuperar parte del atractivo perdido. Si combina incentivos fiscales con mejoras en infraestructura y gobernanza, podría impulsar una recuperación más profunda del sector.
Si la inestabilidad política o los cambios abruptos en las reglas persisten, el ingreso de capital seguirá limitado y el declino productivo continuará.
La propuesta boliviana deja una señal clara para la región: la competencia por inversión energética es dinámica y los países que ajustan sus marcos legales con visión productiva pueden reposicionarse incluso en cuencas maduras.
Para Argentina, el movimiento refuerza la necesidad de consolidar reglas estables, acelerar infraestructura y sostener un clima inversor que permita competir por CAPEX global. Para los proveedores nacionales, una eventual reactivación boliviana abre un mercado cercano, complementario y con demanda
El secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado (SIPGER), Rafael Güenchenen, emitió una dura advertencia ante el vencimiento de la conciliación obligatoria que se cumple el próximo 25 de abril. El dirigente señaló que, si no se atienden los reclamos pendientes ni se convoca a la apertura de paritarias, el gremio tomará medidas de fuerza definidas en asamblea.
A través de un mensaje publicado en redes sociales, Güenchenen rechazó las interpretaciones políticas y mediáticas que atribuyen a las acciones sindicales supuestas estrategias ocultas. “Hay algunos que suponen acuerdos o jugadas de ajedrez detrás de cada movimiento. Dejen de proyectar, operar y confundir”, enfatizó, y subrayó que el sindicato está dedicado exclusivamente a proteger los derechos de los trabajadores.
Respecto a la situación actual en los yacimientos, el líder sindical describió un panorama complicado, con equipos paralizados, falta de diagramas laborales para los trabajadores y promesas incumplidas por parte de las operadoras. “Si cumplieran con lo prometido, podríamos empezar a resolver muchos de los problemas que atravesamos”, afirmó tajante.
Además, Güenchenen criticó a quienes opinan desde fuera del sector petrolero, advirtiendo que esas posturas terminan perjudicando a los empleados. “Los que hablan desde lejos, en redes o desde despachos, terminan actuando en contra de los trabajadores”, señaló, e instó a involucrarse directamente en la realidad de los yacimientos.
El punto clave del conflicto es la solicitud de apertura de la negociación paritaria y la obtención de respuestas concretas a los reclamos del sector. El secretario general fue claro al afirmar: “Si el 25 de abril no hay soluciones ni convocatoria, vamos a avanzar con lo que se votó en la asamblea general”.
Esta advertencia se da en un contexto de creciente tensión en la actividad petrolera de Santa Cruz, donde la paralización de equipos y el incumplimiento de acuerdos afectan la producción y la estabilidad laboral. En los próximos días se definirá si el conflicto se profundiza con medidas gremiales o si se abre un espacio para el diálogo y la negociación.
El secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado (SIPGER), Rafael Güenchenen, emitió una dura advertencia ante el vencimiento de la conciliación obligatoria que se cumple el próximo 25 de abril. El dirigente señaló que, si no se atienden los reclamos pendientes ni se convoca a la apertura de paritarias, el gremio tomará medidas de fuerza definidas en asamblea.
A través de un mensaje publicado en redes sociales, Güenchenen rechazó las interpretaciones políticas y mediáticas que atribuyen a las acciones sindicales supuestas estrategias ocultas. “Hay algunos que suponen acuerdos o jugadas de ajedrez detrás de cada movimiento. Dejen de proyectar, operar y confundir”, enfatizó, y subrayó que el sindicato está dedicado exclusivamente a proteger los derechos de los trabajadores.
Respecto a la situación actual en los yacimientos, el líder sindical describió un panorama complicado, con equipos paralizados, falta de diagramas laborales para los trabajadores y promesas incumplidas por parte de las operadoras. “Si cumplieran con lo prometido, podríamos empezar a resolver muchos de los problemas que atravesamos”, afirmó tajante.
Además, Güenchenen criticó a quienes opinan desde fuera del sector petrolero, advirtiendo que esas posturas terminan perjudicando a los empleados. “Los que hablan desde lejos, en redes o desde despachos, terminan actuando en contra de los trabajadores”, señaló, e instó a involucrarse directamente en la realidad de los yacimientos.
El punto clave del conflicto es la solicitud de apertura de la negociación paritaria y la obtención de respuestas concretas a los reclamos del sector. El secretario general fue claro al afirmar: “Si el 25 de abril no hay soluciones ni convocatoria, vamos a avanzar con lo que se votó en la asamblea general”.
Esta advertencia se da en un contexto de creciente tensión en la actividad petrolera de Santa Cruz, donde la paralización de equipos y el incumplimiento de acuerdos afectan la producción y la estabilidad laboral. En los próximos días se definirá si el conflicto se profundiza con medidas gremiales o si se abre un espacio para el diálogo y la negociación.
En marzo de 2026, Neuquén alcanzó el mayor nivel histórico de producción de gas natural para ese mes, con un promedio de 100,03 millones de metros cúbicos diarios. Este hito, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta, representa la primera vez en más de un siglo que la provincia supera ese volumen durante un período de demanda estacional baja.
Normalmente, los picos de producción se observan en invierno debido al aumento del consumo residencial por frío, pero en esta ocasión el crecimiento se dio en un momento de menor demanda, evidenciando un cambio en la composición de la oferta dentro del sistema gasífero nacional.
Comparando con marzo de 2025, la producción neuquina creció un 12,78%, al pasar de 88,69 a 100,03 millones de metros cúbicos diarios. A nivel país, la demanda se mantuvo casi estable, lo que indica un desplazamiento en el origen del gas que abastece el mercado interno hacia Neuquén.
Este aumento se debe en parte al incremento del gas asociado, que es el producido junto con el petróleo en yacimientos no convencionales. La extracción de este tipo de gas se ha fortalecido para sostener la producción de crudo, especialmente en un contexto de precios internacionales elevados.
Parte de este gas se comercializa mediante contratos a corto plazo a precios inferiores a los del Plan Gas.Ar, que rondan los 3,50 dólares por millón de BTU. La mayor disponibilidad de gas a bajo costo permitió que Neuquén aumente su participación en el abastecimiento nacional, especialmente en los sectores industrial y eléctrico.
Además, la producción de petróleo en la provincia mostró un crecimiento significativo. En marzo, el promedio alcanzó 609.405 barriles diarios, con un incremento mensual cercano al 1% y un aumento interanual del 36,63%. Este nivel se acerca al récord histórico registrado en enero de este año.
A nivel nacional, la extracción de crudo fue de 867.249 barriles diarios, consolidando una tendencia de crecimiento sostenido en el sector. La dinámica conjunta de petróleo y gas refuerza la posición de Neuquén como el principal polo energético del país, aunque la capacidad de transporte y evacuación se vuelve un factor clave para mantener este ritmo de expansión.
Paralelamente, la industria energética en Neuquén sigue evolucionando con inversiones en procesamiento y transporte de gas, impulsadas por el auge del shale y las exportaciones de subproductos. Empresas del sector proyectan ampliar la capacidad y exportar líquidos asociados, apuntando a mercados regionales e internacionales.
En el ámbito provincial, Santa Cruz también apuesta a fortalecer su potencial energético con una misión en Canadá para posicionar el yacimiento Palermo Aike, buscando alianzas tecnológicas y capacitación para impulsar su desarrollo.
Las pruebas de envío de gas desde Vaca Muerta sientan las bases para futuros contratos que podrían escalar el volumen de exportación.
TotalEnergies y Ámbar Energía, del gigante grupo brasileño J&F, concretaron la primera exportación de testeo de gas natural de Vaca Muerta hacia la central termoeléctrica de Uruguaiana, a través del Gasoducto del Mercosur. La operación es la primera que se registra por ese ducto desde 2021 y permitió detectar las adecuaciones que requiere la infraestructura de transporte que se extiende desde la localidad Aldea Brasileña en Entre Ríos, hasta Uruguaiana en Río Grande do Sul.
Este envío inicial se encuadra en una fase de validación técnica indispensable para el sistema, según fuentes vinculadas a esta primera exportación temporal. Tras años de falta de operación, el primer envío de gas natural pemitió identificar los protocolos de puesta a punto requeridos para verificar la integridad de la tubería, válvulas y estaciones. La premisa es asegurar que las instalaciones en ambos lados de la frontera respondan a las exigencias de un contrato de exportación en firme.
Las tareas están a cargo de la empresa Petrobras y Ambar Energía, y los resultados de esta revisión técnica deberían determinar si el ducto entra finalmente en condiciones de operatividad plena y estable. La obra inaugurada en el 2000 es operada por la empresa Transportadora Gas del Mercosur, cuyos accionistas son Total Gas, Tecpetrol, Central Puerto y CGC, del lado argentino. La operadora en el vecino país se denomina Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB), con participación de Petrobras, Total Gas, Repsol e Ipiranga.
Estas primeras pruebas que lleva adelante Total desde la Argentina remiten a los testeos similares realizados hace justamente un año cuando la filial local de la empresa francesa concretó también la primera exportación hacia Brasil vía Bolivia. Por entonces la compañía trabajó con YPFB no sólo en los aspectos técnicos que permitió llevar el shale gas de Vaca Muerta a través del gasoducto GasBol, sino en también en los aspectos normativos.
Un test para la viabilidad de un ducto directo a Porto Alegre
Ahora, la importancia de comprobar la viabilidad del TGM para llegar directamente a Brasil sin pasar por un tercer país, va más allá de poder abastecer a la central termoeléctricas de Ámbar, sino que permitirá corroborar la viabilidad de llegar al cinturón industrial de Porto Alegro y al de San Pablo mediante una futura extensión de ese ducto. Se trata de una obra de algo mas de 550 kilómetros que se debería construir del lado brasileño, además de las adecuaciones de potencia de lado argentino.
Esta futura obra sería la continuidad del Gasoducto del Mercosur, ya existente desde fines de los 90, que transporta gas natural desde Aldea Brasilera (al sur de la ciudad de Paraná en la provincia de Entre Ríos) hasta Uruguaiana. Con una longitud de 421 kilómetros y una capacidad de transporte de 15 MMm3/d, la licencia de operación tiene vigencia hasta diciembre de 2027 y puede extenderse por un período adicional de 20 años, en los nuevos términos de la Ley de Bases.
Tras darse a conocer esta primera operación, Rodrigo Senne, Business Development de Ámbar Energía, expresó que la disponibilidad del recurso argentino es una ventaja competitiva para los activos de generación del grupo J&F. «Este contrato con Total representa una garantía de suministro para nuestra central termoeléctrica en Uruguaiana. Poder abastecer la planta con gas argentino, que es competitivo y está físicamente cerca, nos permite dar una respuesta rápida a las necesidades del sistema eléctrico brasileño, especialmente en momentos de baja hidraulicidad», afirmó.
La visión de J&F sobre el futuro de este vínculo es ambiciosa y apunta a una estabilidad de suministro. «Vemos esto como el inicio de una relación a largo plazo. La integración energética entre la Argentina y el Brasil ya no es un proyecto a futuro, está ocurriendo hoy. El gas de Vaca Muerta es la pieza que faltaba para darle estabilidad al polo industrial del sur de Brasil«, indicó el representante de Ámbar Energía.
Una termoeléctrica dependiente del gas argentino
La Central Térmica Uruguaiana (CTU) es un activo estratégico para la integración energética regional gracias a su proximidad a la frontera con una capacidad instalada de 640 MW. Esta planta de ciclo combinado, la más importante del sur de Brasil y la primera diseñada para funcionar con gas importado, requiere un suministro constante de hasta 2,8 millones de m³/día para operar a plena carga. Ante la discontinuidad del suministro argentino la planta estuvo inactiva con periodos de operación con GNL y con combustibles líquidos.
A fines de 2025, la Compañía de Investigación Energética (EPE) dio a conocer el primer Plan Nacional Integrado de Infraestructura de Gas Natural y Biometano (PNIIGB). Entre las 14 obras enumeradas que demandarían una inversión de US$7.500 millones se analiza la necesidad de priorizar la Conexión Argentina-Brasil para compensar la caída de las importaciones de gas boliviano y diversificar las fuentes de abastecimiento.
El proyecto Conexión Argentina-Brasilconsiste en un gasoducto de 24 pulgadas de diámetro, con una longitud de 593 kilómetros, y una capacidad de 15 millones de m³/día en todo su recorrido. El gasoducto comienza en el municipio de Uruguaiana y continúa hasta el municipio de Triunfo, ambos en el estado de Rio Grande do Sul, conectando dos tramos ya construidos
La semana pasada concluyó el informe técnico elaborado en el marco del Grupo de Trabajo Bilateral (GTB) Argentina-Brasil, creado para evaluar alternativas de infraestructura, interconexión y exportación de gas natural argentino hacia el mercado brasileño. Los equipos técnicos de ambos países analizaron distintas alternativas de interconexión para viabilizar exportaciones firmes de gas argentino hacia Brasil, incluyendo rutas a través de Bolivia, Paraguay, Uruguay y una conexión directa.
El secretario adjunto del sindicato petrolero, Carlos Gómez, confirmó una inversión de 110 millones de dólares por parte de Pecom para el área de Manantiales Behr. Este desembolso contempla la puesta en marcha de un equipo perforador, junto con unidades de workover, pulling y otros servicios operativos, lo que implicaría una reactivación significativa de la actividad petrolera en la zona.
Actualmente, la Provincia se encuentra evaluando la documentación técnica presentada por Pecom y YPF, paso indispensable para otorgar la aprobación definitiva al traspaso del yacimiento. Según informaron, el gobernador Ignacio Torres tiene previsto firmar el decreto que formalizará el cambio de operadora el 1 de mayo, Día del Trabajador, fecha simbólica que marcará el inicio de la nueva etapa.
Gómez destacó que la concesión del área cuenta con una prórroga vigente hasta el año 2047, lo que ofrece un horizonte a largo plazo para el desarrollo de inversiones y la continuidad de la explotación petrolera, asegurando previsibilidad para los próximos años.
Desde el gremio también se remarcó la importancia de mantener la disponibilidad de los equipos vinculados actualmente a YPF para preservar la capacidad operativa en la cuenca. El proceso de transición continúa en marcha con expectativas puestas en la concreción del traspaso y la efectiva implementación del plan de inversiones.
Por otra parte, está programada una nueva audiencia para el próximo viernes en la Secretaría de Trabajo, destinada a avanzar en retiros voluntarios de empleados de diversas empresas como Montajes Industriales, SEIP, EPSILON y TUTI. El secretario general del gremio, Jorge Avila, sostuvo que “habrá nuevos cambios, nuevos rumbos, pero sabiendo que la única identificación que tenemos son nuestros propios trabajadores. Veremos quiénes son los que van a pasar por un acuerdo y los que acuerden la salida sepan que será con el pago del 120% como corresponde y se van a ir por la puerta grande, con todos los años de servicio que completaron. Así que, más garantías para los que se van no podemos dar”.
En línea con el rumbo que Río Negro sostiene para consolidar una nueva etapa productiva, el próximo 22 de mayo se realizará la Audiencia Pública por el proyecto “Gasoducto Dedicado Tratayén – San Antonio Oeste”.
En este marco, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático realizó inspecciones técnicas en distintos puntos de la traza proyectada, con relevamientos en territorio que permiten analizar las condiciones ambientales y fortalecer el proceso de evaluación del proyecto.
La obra forma parte de un esquema más amplio que convierte a Río Negro en un punto clave para la energía del país: es el lugar donde el gas que se produce en Vaca Muerta llega, se procesa y se prepara para exportarse al mundo desde la costa atlántica.
En este contexto, el gasoducto permitirá garantizar el abastecimiento para estos proyectos, generando nuevas inversiones, más trabajo y crecimiento para las y los rionegrinos.
La audiencia se llevará a cabo el 22 de mayo a las 9 en el Gimnasio Municipal “Sebastiana Antenao” de San Antonio Oeste y constituye una instancia clave dentro del proceso de evaluación de impacto ambiental. A través de este mecanismo, la Provincia asegura que cada proyecto avance con control, planificación y participación ciudadana real.
Las personas interesadas en participar como oradores podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la audiencia. Además, el formulario de inscripción, el Estudio de Impacto Ambiental y el expediente completo se encuentran disponibles en la página web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, garantizando transparencia y acceso a la información pública: https://ambiente.rionegro.gov.ar/
Los últimos datos oficiales acerca de la composición del mercado laboral de Argentina confirman una reestructuración en la producción nacional. En enero, aumentó el trabajo registrado en los sectores mineros y petroleros con base en Río Negro, Neuquén y San Juan y se despidieron 39.808 trabajadores registrados en el rubro industrial en comparación con enero de 2025. Equivale a una caída del 3,4%.
En el sector industrial las más afectadas fueron las empresas textiles, con 13.000 despidos, y las compañías metalmecánicas, con 9.000 bajas. El principal empleador empleador formal, el comercio, terminó 13.143 contratos, lo que representa un desplome de 1%.
En la composición del empleo registrado privado, el sector minero y petrolero representan menos del 7% del trabajo formal. El comercio es el sector que más personal registrado tiene y representa cerca del 20% sobre el total, seguido por la industria, que tiene un peso de cerca del 19% en el universo de empleos “en blanco”. El sector agropecuario es el que menos peso tiene y representa apenas un 5,1% de los empleos registrados.
En enero de 2026, solo cuatro provincias incrementaron la cantidad de trabajo registrado en comparación con enero de 2025, pero la suba fue menor a 5.000 en cada caso.
Río Negro sumó 3.200 puestos.
Neuquén incrementó 3.000 puestos.
San Juan sumó 1.300 puestos.
Santiago del Estero incrementó 500 puestos.
Río Negro y Neuquén concentran la explotación de la cuenca petrolífera Vaca Muerta y San Juan sostiene proyectos mineros.
Mientras que las provincias más afectadas por la pérdida de empleo registrado entre enero de 2025 y enero de 2026 fueron aquellas relacionadas a industria, como Buenos Aires, y servicios, como la Ciudad de Buenos Aires, o al turismo.
Buenos Aires perdió 23.300 puestos.
Ciudad Autónoma de Buenos Aires restó 23.000 puestos.
Chubut perdió 6.400 puestos.
Mendoza restó 6.300 puestos.
Santa Cruz perdió 5.100 puestos.
Salta restó 5.000 puestos.
De acuerdo con un informe de CEPA, desde el inicio de la actual gestión solo cinco provincias lograron aumentar el nivel de empleo:
El nuevo esquema de subsidios para el gas licuado de petróleo (GLP) limita la asistencia a un cupo estacional de garrafas por hogar.
El Gobierno nacional, a través de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética, formalizó la reestructuración del esquema de subsidios para el consumo de gas licuado de petróleo (GLP). El cambio representa una mejora para aquellos beneficiarios del ex Programa Hogar, subsidio que se había ido licuando con este gobierno y cuyos pagos habían sido discontinuados desde el año pasado. Sin embargo el nuevo monto por garrafa de 10 kilos equivale a apenas un tercio de su precio de mercado.
La Disposición 1/2026 estableció el monto del subsidio en $9.593 por cada garrafa, valor que se actualizará de forma periódica según los costos de fraccionamiento. La novedad es que el cálculo toma como referencia el precio mayorista por kilogramo del butano -la materia prima principal de la garrafa- fluido cuyo valor publica mensualmente la Secretaría de Energía, al que se adicionan diversos costos operativos del sector.
Es decir, el monto fijado de subsidio no reconoce el valor de mercado. Ya en agosto de 2025 la Secretaria de Energía en su informe técnico presentado en la audiencia pública para al reformulación del esquema de subsidios, tomaba como referencia un precio promedio informado por distribuidores oficiales de YPF Gas de todas las regiones del país de $20.852, por cada garrafa de 10 kilos. Hoy, ese valor asciende a $30.000 en un distribuidor oficial del Gran Buenos Aires por equipo de acero y de $33.000 para el nuevo modelo de plástico que lanzó recientemente la compañía. En este caso, más allá de las diferencias que se dan en otras regiones del país con un mercado totalmente liberado, el subsidio alcanza a un 31,9% por garrafa.
La nueva norma establece un sistema de cupos mensuales que distingue la demanda estacional. De abril a septiembre, el esquema de subsidio contempla un bloque de consumo básico de hasta dos garrafas mensuales por hogar que contarán con un subsidio parcial, ya que el costo real es superior. Durante el periodo estival, que abarca de octubre a marzo, el cupo se reduce a una sola unidad, asumiendo una menor necesidad de climatización y cocción en los hogares.
Sin embargo, en los meses más fríos el requerimiento real es superior a las dos garrafas si un hogar depende de gas envasado para cocinar, calentar el agua para baño y calefaccionar el ambiente. Ese consumo puede escalar hasta cuatro o seis garrafas al mes durante el invierno en regiones más frías del sur del país. No hay hasta el momento una información por parte del Gobierno y de la Secretaría de Energía respecto a si habrá un esquema que reconozca las diferencias bioclimáticas por esa situación geográfica.
Garrafas frente a gas por redes
Si bien es largamente conocido que el precio del gas en garrafa es superior al que recibe un usuario de gas por redes, la brecha se amplía aún más cuando se analiza la evolución de los subsidios para los sectores sociales más desfavorecidos históricamente. Según el Gobierno a partir de datos del Indec, el 48,6% de la población usa gas de red, y un 43,9% de la población utiliza gas de garrafa.
En el caso del gas por redes, en abril se sancionaron nuevos cuadros tarifarios que indentifican dos segmentos de usuarios: uno sin subsidios que paga el costo pleno de abastecimiento del gas y otro con subsidios que recibe una bonificación del 50%, hasta un umbral de consumo por región, sobre el costo de abastecimiento del gas.
Siguiendo las estimaciones del Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP (UBA-CONICET), con los nuevos valores, la factura promedio país del mes de abril para un usuario sin subsidios es de $44.130 por mes ajustada por estacionalidad. En tanto, un usuario con subsidios, en promedio, afronta una factura de $33.226, lo que representa el 75,3% del total. Por lo tanto, se le subsidia el 24,7% restante.
Ahora, para el usuario de GLP si utiliza más de dos garrafas en invierno como en la práctica se registra en cualquier hogar que requiera gas para cocina, higiene y calefacción, el gasto se incrementa a $90.000 si usan tres garrafas o $120.000 para cuatro envases. En cualquiera de los casos el subsidio será el mismo, es decir de $19.186, cifra que apenas llega al 21,8% de $90.000. Es que de acuerdo a la normativa, este bloque de consumo básico deja todo excedente de compra sujeto al pago de la tarifa plena de mercado, sin los descuentos previstos por el Estado.
Un análisis de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, detalla la transición estructural desde el histórico Programa Hogar hacia el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados. El análisis señala que el sistema anterior, que alcanzó a 4,2 millones de beneficiarios, sufrió un proceso de degradación técnica debido al congelamiento del subsidio en $1.786 desde octubre de 2023, situación que se agravó con la eliminación de los precios de referencia y la discontinuación de los pagos.
En cuanto a la implementación, el informe destaca que la nueva política unifica el beneficio sin distinguir por cantidad de convivientes ni mantener el régimen diferenciado que históricamente favoreció a la Patagonia por sus bajas temperaturas. Respecto al impacto en las cuentas públicas, Economía y Energía estimó un costo fiscal de US$476 millones para 2026, tomando como referencia un precio para la garrafa de 10 kg de YPF que había cerrado en diciembre de 2025 en $20.852.
Una base de datos fuera de control
La normativa establece una segmentación que vincula la percepción del beneficio con la validación de datos ante la AFIP y otros organismos de control. A partir de ahora, la asistencia queda reservada estrictamente a hogares sin conexión a la red de gas natural cuyos ingresos no superen los umbrales fijados por la autoridad de aplicación. La disposición busca eliminar las distorsiones del sistema previo, garantizando que el recurso fiscal llegue de manera directa al consumidor final sin intermediaciones.
Un cambio sustancial en la operatoria técnica es la obligatoriedad del uso de medios electrónicos de pago para validar el beneficio. La disposición instruye que el subsidio se efectivice preferentemente mediante reintegros en cuentas bancarias o billeteras virtuales interoperables. Según se explicó oportunamente, este requisito de bancarización apunta a reducir el flujo de efectivo en la cadena de distribución y asegurar que el descuento impacte de forma real en el bolsillo del usuario, evitando recargos indebidos en los puntos de venta minoristas.
A la vez, se planteó que los datos históricos del Programa Hogar evidenciaban un crecimiento estructural del número de beneficiarios, que pasó los 2,2 millones de hogares mensuales en 2019 a cifras superiores a los 4 millones a partir de 2023. Para la Secretaría, este incremento no se encuentra asociado a factores demográficos ni a variaciones significativas en la cantidad de hogares sin acceso a la red de gas natural, lo cual demuestra una pérdida de focalización progresiva del programa y la existencia de errores de inclusión.
Así, el proceso de reempadronamiento resulta crítico para la continuidad de la prestación, dado que la falta de actualización de datos en el RSEF derivará en la baja automática del padrón. El Gobierno otorgó un plazo de 60 días para que los actuales beneficiarios del antiguo Programa Hogar validen su situación socioeconómica bajo los nuevos parámetros. El cruce de información busca detectar inconsistencias patrimoniales, como la titularidad de vehículos de reciente fabricación o múltiples inmuebles.
Entre los fundamentos de la medida, se subraya la necesidad de consolidar una base de datos dinámica que permita identificar los patrones de consumo real en los hogares sin acceso a red. La norma señala que la recolección de esta información es un insumo estratégico para la planificación de futuras obras de infraestructura. De este modo, el registro no funciona únicamente como una herramienta de control fiscal, sino como un censo de vulnerabilidad energética que demanda a los beneficiarios reportar semestralmente las condiciones de sus instalaciones y el tipo de equipamiento utilizado para la cocción y calefacción.
El nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados, sancionado por Decreto 943 del 31 de diciembre último, marcó un cambio estructural al eliminar la segmentación anterior (N1, N2 y N3) y reducir la asistencia a solo dos categorías de hogares subsidiados y hogares con tarifa plena. Según los considerandos y lineamientos del esquema, el objetivo es mejorar la sostenibilidad fiscal y ambiental del sector, optimizando la focalización para proteger a los sectores más vulnerables.
República Dominicana avanzará con una nueva licitación para incorporar sistemas BESS en proyectos renovables existentes. Ricardo Guerrero, viceministro de Energía Eléctrica, lo notificó en exclusiva durante la apertura del Future Energy Summit (FES) Caribe, que reunió a más de 400 referentes del sector en el país.
“Seguiremos con licitaciones. Ya estamos hablando de una licitación para existentes que agreguen almacenamiento también”, confirmó el viceministro de Energía Eléctrica, Ricardo Guerrero.
El anuncio se realizó durante el primer panel del día uno del encuentro y marca la continuidad del esquema competitivo EDES-LP-NGR-01-2025, que combinó 600 MW de renovables con baterías y que concentró más de 1500 MWp y cerca de 1300 MWh en disputa.
Dicho proceso dejó señales claras al mercado: fuerte competencia, interés masivo de desarrolladores y condiciones económicas que validaron el modelo. Incluso se analiza una posible ampliación de la capacidad adjudicada a 605,1 MW para poder incluir a los 8 proyectos más prometedores, lo que refuerza la visión de largo plazo. Se espera el anuncio oficial de los proyectos concesionados en los próximos días.
Asimismo, Guerrero detalló durante su discurso de apertura del FES Caribe que la nueva convocatoria se alinea con la planificación energética del país, cuya actualización será publicada próximamente.
En ese contexto, el viceministro destacó que la capacidad instalada creció de cerca de 5 GW a más de 7,5 GW en los últimos años, lo que representa un incremento superior al 50%, mientras que en 2025 se incorporaron 1200 MW adicionales, de los cuales el 58% correspondió a energías renovables.
Además, remarcó que la participación de las energías renovables ya alcanza el 25% del abastecimiento eléctrico, consolidando el avance hacia una matriz más diversificada.
En ese escenario, el almacenamiento se posiciona como un elemento clave para la operación del sistema. “Para este 2026 proyectamos la incorporación de al menos 138 MW, junto con procesos en curso que añadirán no menos de 500 MW adicionales en el corto plazo”, había anticipado durante la apertura del evento.
En paralelo, el viceministro dimensionó el mercado en construcción. A los proyectos adjudicados se suman 600 MW que evalúa incorporar la empresa de transmisión (ETED), otros 200 MW en análisis y desarrollos privados en curso, configurando una expansión acelerada.
“No menos de 1200 MW antes de 2028”, afirmó Guerrero, estableciendo un piso claro para el crecimiento del BESS en el país.
Apetito inversor, tecnología y despliegue local
El avance del almacenamiento encuentra respaldo en un entorno regulatorio activo y en un fuerte interés del sector privado, que ya se posiciona para capturar oportunidades en distintos segmentos.
Durante el evento, también se destacó que la Superintendencia de Electricidad avanzó con múltiples ajustes regulatorios para habilitar dicho progreso, mientras que desarrolladores y financistas ya exploran oportunidades concretas en el país.
En paralelo, el crecimiento del sistema eléctrico se sostiene sobre una base de inversión creciente. Según detalló Guerrero en la apertura, la inversión extranjera directa en el sector eléctrico alcanzó aproximadamente 1200 millones de dólares el último año, consolidando la confianza en el mercado local.
A esto se suma el fortalecimiento de la infraestructura de transmisión y la incorporación de generación firme, elementos que permiten integrar mayor volumen de renovables junto con soluciones de almacenamiento, en línea con la transformación estructural del sistema.
“El gobierno está consciente de que necesitamos baterías ya… y lo vamos a hacer con transparencia y garantizando seguridad para todos”, concluyó el viceministro.
El evento continuará este martes con una segunda jornada de media sesión, donde se profundizarán los debates técnicos y regulatorios que marcarán el desarrollo del almacenamiento y las energías renovables en la región.
La Licitación Abierta 1-2025 en Guatemala dejó como resultado la adjudicación de 283,43 MW de potencia media, con una fuerte presencia de energías renovables dentro del total contratado, en un proceso que también registró 291,64 MW de potencia máxima y 140,23 MW mínima.
Dentro de este volumen, los proyectos renovables —principalmente solares e hidráulicos— sumaron 30 iniciativas adjudicadas,representando un 32% del total y consolidando su peso en el abastecimiento de corto plazo del sistema eléctrico.
En detalle, la energía solar participó con 22 proyectos, que en conjunto alcanzaron aproximadamente 83,50 MW de potencia máxima, 30,36 MW mínimos y 66,23 MW de potencia media adjudicada.
Por su parte, la generación hidráulica estuvo representada por 8 proyectos, que acumularon cerca de 35,35 MW de potencia máxima, 12,35 MW mínimos y 25,24 MW de potencia media.
De esta manera, ambas tecnologías renovables superaron los 118 MW de potencia máxima y los 91 MW de potencia media adjudicada, evidenciando su rol estructural dentro del proceso.
El proceso respondió a una necesidad técnica del sistema eléctrico. Fuentes cercanas al sector explicaron a Energía Estratégica que estas licitaciones permiten cubrir faltantes de energía que no son absorbidos por los contratos de largo plazo, lo que impulsó la implementación de esquemas de cuatro años.
En ese sentido, indicaron que estas subastas garantizan el suministro hasta la entrada en operación de nuevos proyectos estructurales hacia 2030, asegurando continuidad en el abastecimiento.
Asimismo, remarcaron que la exigencia de contar con plantas en operación comercial favoreció la participación de activos renovables ya instalados, especialmente en el segmento solar distribuido, como se observa en el detalle de adjudicación .
Este proceso se enmarca en una estrategia más amplia del sistema eléctrico guatemalteco, donde las distribuidoras vienen impulsando licitaciones de corto plazo para cubrir requerimientos adicionales de potencia, incrementando la competencia entre generadores.
En cuanto a la dinámica del proceso, la subasta por rondas sucesivas volvió a consolidarse como una herramienta clave para promover señales de precio eficientes en el sector eléctrico, aunque en esta ocasión presentó particularidades.
Fuentes cercanas al sector señalaron a Energía Estratégica que la participación de la Oferta Virtual desde etapas tempranas introdujo una presión adicional sobre los precios, alterando el comportamiento habitual de las rondas.
En esa línea, indicaron que esta intervención, si bien está permitida, tendió a distorsionar parcialmente la lógica de mercado, al empujar los valores a la baja de forma abrupta.
Además, advirtieron que la Oferta Virtual funcionó como un “techo implícito” en la subasta, condicionando las estrategias de los oferentes y provocando la salida de algunos participantes.
No obstante, destacaron que el desafío del mercado sigue siendo alcanzar un equilibrio entre precios competitivos para la demanda y condiciones sostenibles para la inversión, en un entorno cada vez más exigente.
Esta licitación y los anuncios recientes del sector serán eje de debate en el Future Energy Summit (FES) Guatemala el próximo 14 de mayo. La primera edición en el país se llevará a cabo en el hotel Real InterContinental Guatemala, en la Ciudad de Guatemala.
Participarán referentes del sector público y privado, quienes analizarán las perspectivas de inversión, el desarrollo de nuevos proyectos y la evolución del mercado energético en la región. Quienes deseen participar pueden solicitar información y entradas a través del correo info@energiaestrategica.com.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) finalmente publicó el Reglamento de Servicios Complementarios, una de las normas más esperadas por el sector eléctrico peruano. La medida llega tras más de un año de retraso y marca un punto de inflexión para la modernización del sistema y la incorporación de tecnologías como el almacenamiento.
El nuevo marco se desprende de la Ley N.º 32249 publicada en enero del 2025, orientada a garantizar un suministro seguro, confiable y eficiente, además de promover la diversificación de la matriz. En esa línea, el reglamento define a estos servicios como “aquellos necesarios para asegurar el transporte y suministro de electricidad desde la generación hasta la demanda” , estableciendo por primera vez reglas específicas para su implementación, operación y administración.
Desde el sector energético se venía señalando la necesidad de contar con un marco regulatorio claro para este tipo de servicios, dado que hasta ahora operaban sin definiciones específicas dentro del sistema eléctrico. Esta falta de normativa había generado incertidumbre en la toma de decisiones de inversión, particularmente en tecnologías vinculadas a la flexibilidad del sistema.
En concreto, el decreto aprueba un reglamento compuesto por siete títulos y 44 artículos que establece el marco normativo para la implementación, operación y administración de los servicios complementarios . La norma reconoce a estos servicios como parte integral del sistema eléctrico e incorpora a sus proveedores como participantes formales dentro de la operación, permitiendo su integración en la planificación y funcionamiento del sistema.
Asimismo, se introducen modificaciones relevantes al funcionamiento del mercado eléctrico, al establecer reglas para la inyección, retiro y liquidación de energía en el corto plazo, así como criterios para la asignación y remuneración de estos servicios. También se ajustan disposiciones vinculadas al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad y el Reglamento del COES, con el objetivo de integrar a estos nuevos agentes dentro del sistema .
Uno de los principales impactos del reglamento es que crea las condiciones regulatorias necesarias para el desarrollo de proyectos de almacenamiento, una tecnología clave para acompañar la penetración de energías renovables variables. La normativa incorpora definiciones sobre desempeño, disponibilidad, medición y esquemas de verificación, aspectos fundamentales para estructurar modelos de negocio viables desde el punto de vista financiero.
En paralelo, el reglamento amplía el universo de actores habilitados, ya que los servicios complementarios podrán ser prestados por generadores, transmisores, distribuidores, usuarios libres u otros agentes autorizados por el MINEM. Esta apertura permite la participación de nuevos perfiles dentro del sistema eléctrico y favorece la competencia en la provisión de estos servicios.
La normativa también introduce cambios estructurales en el Mercado Mayorista de Electricidad, habilitando la participación de los servicios complementarios en el mercado de corto plazo. En este marco, los proveedores podrán realizar operaciones de compra y venta de energía durante la prestación de los mismos.
Adicionalmente, se establecen incentivos económicos relevantes, ya que los retiros de energía destinados a la prestación de servicios complementarios estarán exentos del pago por el uso de los sistemas de transmisión, distribución y otros cargos asociados. Asimismo, dichos retiros no estarán sujetos al pago por capacidad, incluso si coinciden con la máxima demanda del sistema, lo que mejora las condiciones económicas para el desarrollo de estas tecnologías.
El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) asume un rol central en este nuevo esquema, al ser responsable de elaborar los estudios técnicos que determinarán los requerimientos de servicios complementarios del sistema eléctrico. Además, el reglamento introduce ajustes en su funcionamiento vinculados al registro de agentes, la transparencia de la información operativa y la estructura de ingresos .
El decreto también establece una hoja de ruta para su implementación. El MINEM dispone de un plazo de 120 días calendario para adecuar la normativa técnica relacionada con la operación en tiempo real de los sistemas interconectados. Por su parte, el COES tendrá hasta 180 días calendario para remitir al OSINERGMIN la propuesta de procedimientos técnicos necesarios para la prestación de estos servicios.
Cabe señalar que la entrada en vigencia del reglamento estará condicionada a la aprobación de estas adecuaciones técnicas, lo que implica que su implementación será progresiva y dependerá del desarrollo de normativa complementaria .
La publicación de este reglamento se produce en un contexto donde el sector energético peruano mantiene una alta expectativa, pero también cautela. Actualmente, se estima que existen más de USD 12.000 millones en proyectos de energías renovables en pausa, a la espera de definiciones regulatorias y señales claras que permitan avanzar en su desarrollo.
Esta situación se da en paralelo a un escenario de incertidumbre política y electoral, que ha impactado en la planificación de nuevas licitaciones de energías renovables, las cuales podrían reactivarse hacia 2026. En ese contexto, la publicación del Reglamento de Servicios Complementarios representa una señal relevante para el mercado, aunque su impacto dependerá de la velocidad de implementación y de la evolución del marco regulatorio en los próximos meses.
En definitiva, la norma establece las bases para la creación de un mercado de servicios complementarios en Perú, orientado a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico y facilitar la integración de mayor capacidad renovable. Su desarrollo efectivo estará condicionado por la coordinación institucional, el cumplimiento de los plazos regulatorios y la respuesta del sector ante este nuevo entorno normativo.
LONGi exhibió sus últimas innovaciones de sistemas fotovoltaicos, tanto para generación distribuida como para utility scale, con el foco puesto en resolver uno de los mayores desafíos de la industria: sostener la eficiencia en escenarios complejos. Desde condiciones de granizo hasta ambientes áridos o climas tropicales como los de Panamá, Centroamérica y el Caribe, el módulo HI-Mo X10 emerge como una solución diseñada para adaptarse a múltiples exigencias operativas sin comprometer el rendimiento.
En diálogo con este medio, Carlo Francisco Melillo, Sales Manager para Panamá, Centroamérica y el Caribe de LONGi, detalló cómo esta tecnología no solo optimiza el rendimiento, sino que incluso permitió recuperar proyectos que estaban a punto de cancelarse.
Para empezar, ¿qué están presentando y cuál es el foco de la tecnología?
La tecnología X10 incorpora un sistema antisombra basado en HPBC 2.0 que permite gestionar puntos de sombra sin generar puntos calientes. A diferencia de soluciones convencionales, donde una sombra impacta sobre una cadena completa de celdas, en este caso solo se ven afectadas las celdas bloqueadas, evitando que el rendimiento de todo el módulo se vea comprometido, como ocurría anteriormente cuando una sombra podía afectar hasta un tercio del panel.
En concreto, ¿qué cambia con esta tecnología antisombra y cómo se traduce eso en un caso real?
Este diferencial ya se refleja en casos concretos. En Ciudad de Panamá, un proyecto había sido diseñado con otro tipo de módulo sin contemplar el impacto de las sombras y, al momento de su ejecución, las pérdidas detectadas llevaron a su cancelación.
Sin embargo, al incorporar el Hi-MO X10, se redefinió la solución técnica y el proyecto logró concretarse. Las pérdidas esperadas eran del 20%, pero en la práctica se redujeron a un rango de entre el 8% y el 12%, superando las previsiones iniciales y validando el desempeño de la tecnología en condiciones reales.
A partir de ese caso, ¿dónde está la diferencia técnica que permite revertir un escenario así?
La tecnología X10 incorpora un sistema antisombra con HPBC 2.0 que permite gestionar puntos de sombra sin generar puntos calientes.
A diferencia de soluciones convencionales, donde una sombra impacta sobre una cadena completa de celdas, en este caso solo se ven afectadas las celdas bloqueadas. Esto evita que una sombra reduzca el rendimiento de todo el módulo, como ocurría en tecnologías anteriores donde podía afectar hasta un tercio del mismo.
¿Y qué impacto tiene esto en la generación del proyecto?
Frente a un módulo TopCon convencional, la generación energética es aproximadamente un 8% superior.
En condiciones de sombra, el rendimiento mejora entre un 20% y un 40%, lo que representa una diferencia significativa en escenarios reales donde este tipo de variables suelen definir la viabilidad del proyecto.
Con esa mejora, ¿cómo se termina traduciendo en la rentabilidad?
El costo es entre un 3% y un 5% más alto, pero el incremento en generación, que puede ubicarse entre el 8% y el 12%, permite recuperar rápidamente la inversión adicional.
Esto impacta directamente en la rentabilidad, especialmente en proyectos donde las sombras representan un factor crítico.
¿En qué tipo de proyectos empieza a ser más decisiva esta solución?
Es un producto que inicialmente se pensó para el mercado comercial e industrial, pero tuvo una rápida adopción en el segmento residencial.
La demanda de módulos de mayor potencia, en el rango de 600 a 650 W, impulsó su posicionamiento como una solución transversal dentro de la generación distribuida.
Más allá de las sombras, ¿cómo responde el módulo en condiciones exigentes de operación?
El módulo puede configurarse según el entorno.
En zonas con granizo, se ajusta el tipo de vidrio para soportar impactos. En ambientes áridos, se incorpora tecnología antipolvo para evitar acumulaciones. En plantas sobre suelo, puede utilizarse en configuración bifacial.
Esto permite su implementación en condiciones tropicales, áridas o frías sin limitaciones relevantes, algo clave para mercados como Panamá, Centroamérica y el Caribe.
Dentro de la estrategia y el portafolio de Longi, ¿Cómo se posiciona este producto?
El Hi-MO X10 está diseñado específicamente para el mercado de generación distribuida, priorizando la maniobrabilidad, la logística y la facilidad de instalación.
Para proyectos utility-scale, la compañía cuenta con el Hi-MO 9, orientado a plantas de gran escala.
Mirando hacia adelante, ¿qué evolución se espera en esta tecnología?
El desarrollo continúa enfocado en seguir evolucionando la tecnología HPBC 2.0, con el objetivo de incrementar la potencia del módulo sin modificar su formato.
Actualmente, los módulos ya alcanzan entre 655 y 660 W, y se proyecta que hacia fin de año puedan escalar hasta 670 W manteniendo las mismas dimensiones.
Además, se posicionan entre 20 y 25 watts por encima de las soluciones estándar del mercado, lo que permite mejorar la generación sin afectar la instalación ni la logística.
Y a nivel regional, ¿qué señales está dando el mercado?
El crecimiento en Panamá y la región se ubicó entre el 20% y el 30% en los últimos años, impulsado por la expansión de la generación distribuida.
El principal desafío está en los procesos regulatorios, ya que los tiempos de instalación pueden extenderse hasta nueve meses, cuando anteriormente se resolvían en dos o tres. En este contexto, la logística, la disponibilidad de producto y la apertura de nuevos distribuidores serán claves para sostener el crecimiento del mercado.
En este contexto, el mercado de energías renovables y almacenamiento en América Latina continúa consolidando su crecimiento, impulsado por nuevas convocatorias, marcos regulatorios en evolución y una mayor demanda por soluciones más eficientes, donde tecnologías como el Hi-MO X10 de LONGi comienzan a ganar protagonismo al resolver limitaciones concretas en campo.
A la par, iniciativas como la gira de encuentros Future Energy Summit (FES)refuerzan su posicionamiento en la región, promoviendo el vínculo entre actores del sector público y privado. Con próximas paradas el 20 y 21 de abril en República Dominicana, el 14 de mayo en Guatemala y el 19 de mayo en México, estos encuentros acompañan el dinamismo del sector y generan espacios clave para el desarrollo de nuevos proyectos.
La industria eólica mundial instaló un récord de 165 gigavatios (GW) de nueva capacidad en 2025, lo que representa un crecimiento del 40% respecto al año anterior, según datos del último informe del Global Wind Energy Council (GWEC).
El Reporte Global de Energía Eólica 2026 muestra que, en un contexto de shocks de suministro y fuerte suba en los precios internacionales del petróleo y el gas, el sector eólico continúa expandiéndose de forma sostenida como un pilar clave de la transición energética.
La capacidad eólica global alcanzó los 1.299 GW a fines de 2025, con 138 países utilizando esta fuente para abastecer sus economías. Asia lideró ampliamente el crecimiento —con China e India a la cabeza— al instalar 131 GW, equivalentes al 80% del total global. En paralelo, Europa, América del Norte, África y Medio Oriente también sumaron volúmenes relevantes de nuevos proyectos.
“El fuerte aumento en las instalaciones eólicas globales marca un nuevo estándar para una industria que está acelerando rápidamente para responder a la creciente demanda de energías renovables locales, asequibles y resilientes”, afirmó Ben Backwell, CEO de GWEC.
El informe destaca que China e India incorporaron en conjunto más de 126 GW en 2025. Solo China sumó más de 120 GW, mientras que India casi duplicó sus instalaciones anuales, alcanzando un récord de 6,3 GW.
En Europa, la capacidad instalada superó los 300 GW, con 19,1 GW añadidos en el año (un aumento del 16%). Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por Alemania y Turquía. Sin embargo, el ritmo aún es insuficiente para cumplir con los objetivos climáticos y energéticos de la Unión Europea hacia 2030.
En Estados Unidos, las instalaciones de energía eólica terrestre crecieron cerca de 7 GW, reflejando la solidez estructural del mercado.
Datos clave del informe 2026
Capacidad global instalada: 1.299 GW
Nueva capacidad en 2025: 165 GW (+40%)
Aerogeneradores instalados: 28.395 en 57 países
Países con energía eólica: 138
A pesar del crecimiento, Backwell advirtió que la expansión sigue siendo desigual y que el mundo aún no está en camino de triplicar la capacidad renovable para 2030. Factores como la burocracia y la lenta expansión de redes eléctricas están frenando nuevos desarrollos.
El informe también subraya que los cinco principales mercados —China, Estados Unidos, India, Alemania y Brasil— concentraron el 86% de las nuevas instalaciones en 2025, y representan cerca del 75% de la capacidad total global.
Liderazgo global en energía eólica
País
Instalaciones 2025 (GW)
Capacidad total (GW)
China
120.5
640.5
EE.UU.
6.9
161.2
India
6.3
54.5
Alemania
5.7
77.7
Brasil
2.3
36.0
Asia-Pacífico consolidó su liderazgo con el 80% del mercado global. China, en particular, continúa mostrando un crecimiento exponencial alineado con sus metas de pico de emisiones para 2030 y neutralidad de carbono para 2060.
India, por su parte, elevó su capacidad anual en un 86%, en línea con su objetivo de alcanzar 500 GW de capacidad no fósil para 2030.
En África y Medio Oriente también se registró un año récord, impulsado por Sudáfrica y Arabia Saudita, donde se destacó el parque eólico Dawadmi por su bajo costo récord.
En contraste, América Latina y el Caribe fue la única región con caída en nuevas instalaciones, afectada en parte por menor demanda eléctrica y mayores restricciones operativas, especialmente en Brasil.
Expansión del mercado onshore y offshore
El crecimiento estuvo liderado por la energía eólica terrestre (onshore), con 155,3 GW instalados (+42%), mientras que la eólica marina (offshore) sumó 9,3 GW (+16%), acercándose al hito de 100 GW globales.
China dominó ambos segmentos, mientras que Europa y Reino Unido también mantuvieron actividad relevante en offshore.
Perspectivas hacia 2030
GWEC proyecta que entre 2026 y 2030 se instalarán 969 GW adicionales, con un promedio anual de 194 GW. Esto implicaría una tasa de crecimiento anual compuesta del 5,2%.
Se espera que China siga liderando en el corto plazo, pero con una mayor diversificación geográfica hacia finales de la década, impulsada por mercados emergentes en Asia, África y Medio Oriente.
De mantenerse esta tendencia, la capacidad eólica global podría superar los 2 teravatios (TW) antes de 2030, consolidando su rol central en la transición energética global.
El consejo de administración de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil abrió la Consulta Pública N° 007/2026 por la cual propone un mecanismo regulatorio excepcional para los Contratos de Uso del Sistema de Transmisión (CUST) suscritos por las centrales generadoras.
La adhesión será voluntaria y tendrá como objetivo revocar las concesiones de generación y rescindir amistosamente los CUST, con una menor carga regulatoria para liberar el acceso al sistema de transmisión ocupado por proyectos sin viabilidad de implementación concreta.
La normativa prevé la revocación de las concesiones de generación con la devolución de las fianzas de cumplimiento correspondientes, cuando proceda; la exención de cualquier multa derivada de los procesos de inspección en curso; y la autorización para que el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) rescinda los acuerdos CUST suscritos con las centrales generadoras, sin aplicar cargos por rescisión.
El área técnica de ANEEL ha detectado un importante exceso de oferta de proyectos de generación con licencia, lo que está generando repercusiones relevantes para terceros, especialmente en lo que respecta al acceso al sistema de transmisión.
Las sugerencias pueden enviarse a ANEEL por correo electrónico a la dirección cp007_2026@aneel.gov.br desde el 16 hasta el 30 de abril. Además, se podrá encontrar más información en la página de Consultas Públicas del sitio web de ANEEL.
Nueva edición del Plan de Licencias de Transmisión de Electricidad 2025
A su vez que está en marcha la consulta pública, el Ministerio de Minas y Energía (MME) publicó la cuarta edición del Plan de Subvenciones para la Transmisión de Electricidad (POTEE), que sirve de guía principal para la expansión del Sistema Nacional Interconectado (SIN), consolidando tanto las obras que se licitarán como las que se autorizarán.
El estado de Goiás es uno de los protagonistas de esta edición, con iniciativas centradas especialmente en la región Noreste y en el aumento de la capacidad de transformación. Entre los proyectos destacados se encuentra la nueva subestación Iaciara 2 (230/138 kV), que operará en conjunto con la nueva línea de transmisión Rio das Éguas – Iaciara 2 (230 kV).
Además de las nuevas instalaciones, el plan incluye un cronograma para el reemplazo de transformadores en las subestaciones de Itapaci (230/69 kV), Águas Lindas (230/69 kV), Xavantes (230/138 kV) y Goiânia Leste (230/13,8 kV). El fortalecimiento de la infraestructura del estado se completa con nuevas mejoras en la subestación Serra da Mesa (230/138 kV).
En la región sur, destacan los estados de Rio Grande do Sul y Paraná, que están obteniendo nuevas líneas de transmisión y subestaciones para satisfacer la creciente demanda de los distribuidores locales.
Para el estado de Rio Grande do Sul, el plan incluye obras estratégicas para las regiones de Panambi y Cruz Alta, basadas en estudios de la Compañía de Investigación Energética (EPE).
Para mitigar las sobrecargas y garantizar la seguridad eléctrica a mediano y largo plazo, se implementarán la subestación Passo Real de 230/138 kV y la línea de transmisión Cruz Alta 1 – Panambi C1 de 69 kV. El plan también incluye refuerzos a otras instalaciones de transmisión (DIT) en las subestaciones Panambi 1 y Cruz Alta 1.
En el estado de Paraná, el enfoque está en la ampliación de la subestación de Iguaçu (230/138 kV). Este proyecto es una derivación del Estudio de Confiabilidad para la Región de Foz do Iguaçu y tiene como objetivo adaptar la capacidad de transformación a la carga proyectada para los próximos años.
Los acuerdos de licencia en la región Sudeste permitirán la conexión de los centros de datos al Sistema Nacional Interconectado (SIN). Esta medida busca garantizar la infraestructura energética necesaria para respaldar el crecimiento del sector de procesamiento de datos en la región.
La balanza comercial energética del país arrojó en el mes de marzo un resultado superavitario de 1.090 millones de dólares.
Ello, como resultado de exportaciones de petróleo, gas y derivados por U$S 1.235 millones e importaciones por U$S 145 millones, según datos del INDEC.
Las exportaciones del sector en marzo registraron una suba interanual de 23,2 %, en tanto que las importaciones anotaron una baja de 38,5 i.a.
Así, en el primer trimestre de 2026 la balanza comercial energética registra un superávit de U$S 2.405 millones, producto de exportaciones que totalizaron U$S 2.837 millones ( + 1,9 % i.a.) importaciones por U$S 432 millones, con una baja de 35,7 % i.a., se detalló.
El gobierno del Neuquén licitará en agosto 15 nuevas áreas hidrocarburíferas, una iniciativa impulsada a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial que cumple un rol central en la expansión de Vaca Muerta y en la articulación con nuevos inversores, se informó.
El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, detalló que estas áreas forman parte de un conjunto de áreas reservadas que GyP tiene bajo su órbita y que, en esta primera etapa, pondrá a disposición del mercado estas 15 con el objetivo de acelerar su desarrollo.
Las 15 áreas seleccionadas están ubicadas en la ventana de líquidos, en zonas estratégicas (Añelo, Rincón de los Sauces, Cutral Co y Plaza Huincul), rodeadas de desarrollos ya activos, con información geológica consolidada y cercanía a infraestructura existente. Esa combinación permite reducir incertidumbre, optimizar costos operativos y generar condiciones atractivas para nuevas inversiones, se describió.
El proceso prevé la publicación de los pliegos en mayo, un plazo aproximado de 90 días para la presentación de ofertas y la adjudicación de bloques antes de fin de año.
“GyP permite abrir oportunidades para nuevas empresas y acompañarlas con la fortaleza de una compañía provincial que está alineada con los objetivos estratégicos de Neuquén”, destacó Medele, al explicar que uno de los principales atributos de este esquema es la estabilidad que ofrece la participación de la empresa pública neuquina como socio local de largo plazo.
Medele remarcó además que existe un creciente interés internacional por Neuquén, particularmente de empresas independientes de Estados Unidos que ven en Vaca Muerta una oportunidad de expansión frente al agotamiento progresivo de nuevas áreas en otras cuencas.
El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza realizó la apertura de los sobres B correspondientes a la licitación nacional e internacional de áreas hidrocarburíferas, para consolidar inversiones, reactivar áreas y fortalecer la actividad energética en la provincia.
El proceso licitatorio avanzó luego de la apertura de los Sobres A realizada en febrero, instancia en la que se evaluaron los antecedentes técnicos, legales y económicos de los oferentes. Cinco de las seis empresas participantes quedaron habilitadas para continuar en el proceso, cumpliendo con los requisitos establecidos en el pliego. Ahora, las propuestas económicas de las empresas participantes fueron:
Venoil SA, con una oferta por el área de explotación “El Manzano”.
Geopetrol Drilling SA, también con una oferta por el área de explotación “El Manzano”.
Hattrick Energy SAS, con una oferta por el área de exploración “Atuel Exploración Sur”.
Petroquímica Comodoro Rivadavia SA, con una oferta por el área de exploración “Río Atuel”.
Petróleos Sudamericanos SA, con una oferta por el área de explotación “Atamisqui”. En total, se registraron cinco ofertas correspondientes a cuatro áreas, incluyendo dos áreas exploratorias que actualmente no registran actividad.
Este dato, destacó el Ministerio a cargo de Jimena Latorre, resulta relevante ya que evidencia un interés concreto del sector privado por invertir en zonas con potencial geológico aún no desarrollado, impulsando nuevas etapas de exploración y generando movimiento en toda la cadena de valor: servicios, pymes, logística y empleo.
La Provincia procura avanzar en una estrategia integral que combina la reactivación de áreas convencionales con el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta Mendoza, consolidando proyectos piloto y ampliando el conocimiento del recurso.
Este enfoque se articula sobre tres ejes: mayor exploración para certificar reservas y reducir incertidumbre, incremento de la eficiencia en campos maduros mediante técnicas como EOR (recuperación mejorada de petróleo) y el desarrollo de infraestructura que permita escalar la producción.
Mediante el Decreto 266/2026 (Milei-Mahiques) el ministerio de Economía quedó facultado para “aumentar o disminuir” en hasta un 50 por ciento el nivel del recargo -actualmente de hasta el 7,5 % sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Trransporte- , destinado a subsidiar parcialmente el consumo de gas a usuarios residenciales que habitan en zonas frías del país.
Se trata del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas (Artículo 75 Ley 25.565) que financia compensaciones tarifarias en zonas frías (Patagonia, Malargüe, Puna, y luego otras en regiones de Buenos Aires y Córdoba).
El esquema subsidia en niveles del 30 al 50 % los consumos facturados. Fue prorrogado por 10 años, hasta el 31 de diciembre de 2031, mediante la Ley 27.637. El gobierno procuró su eliminación cuando remitió el proyecto de Presupuesto nacional 2026, pero no tuvo el respaldo respaldo legislativo necesario.
El financiamiento de tales usuarios, entonces, es a través del cargo tarifario aplicado a todos sobre el precio del gas natural en el PIST, por cada metro cúbico. Dicho cargo aparece reflejado en las facturas de gas bajo la descripción “Fondo Fiduciario Subsidio Consumos Residencial), y se aplica a la totalidad de los metros cúbicos de gas que se consuman y/o comercialicen por redes o ductos cualquiera fuera el uso o utilización final de este insumo.
“Por razones operativas, y para una mejor administración que permita concretar las metas políticas diagramadas, resulta oportuno facultar al Ministerio de Economía (autoridad de aplicación del Fondo Fiduciario) a aumentar o disminuir el nivel del recargo establecido, con las modalidades que considere pertinentes”, señala el Decreto, remarcando que ello “resulta impostergable para una mejor gestión de gobierno”.
EKU busca abrirse paso en la Argentina con una propuesta enfocada en cómo gasificar, automatizar y digitalizar operaciones de alto consumo energético sin resignar confiabilidad ni retorno económico
En un momento en que Vaca Muerta empieza a exigir una nueva escala operativa, con mayor presión sobre costos, eficiencia y disponibilidad de equipos, la tecnológica EKU busca abrirse paso en la Argentina con una propuesta enfocada en uno de los grandes debates del sector: cómo gasificar, automatizar y digitalizar operaciones de alto consumo energético sin resignar confiabilidad ni retorno económico.
La compañía, de origen alemán y con base en Estados Unidos, viene desarrollando durante la última década soluciones vinculadas a la electrificación de equipos de bombeo y al uso de gas natural en reemplazo del diésel, con foco en operaciones no convencionales. La tesis de EKU parte de una premisa concreta: el desafío ya no pasa solo por producir más, sino por hacerlo con menor costo operativo, menos emisiones y una lógica tecnológica que permita escalar sin depender exclusivamente de mano de obra altamente especializada.
La compañía viene desarrollando durante la última década soluciones vinculadas a la electrificación de equipos de bombeo y al uso de gas natural en reemplazo del diésel, con foco en operaciones no convencionales
Digitalización de las operaciones
En Oil & Gas, la empresa trabaja sobre tres frentes principales: el diseño de plataformas de bombeo eléctrico para despliegues a escala de flota; la integración de controles y automatización para bombas de fractura 100% a gas natural; y la eliminación de ralentí (cuando el equipo está encendido pero sin hacer trabajo útil) mediante sistemas de arranque y parada automáticos ya implementados en más de 500 unidades. A corto plazo, la firma identifica oportunidades concretas en la estandarización de arquitecturas eléctricas, la automatización operacional y la integración rápida de telemetría y control. A mediano plazo, apuesta a una transición más amplia hacia bombeo a gas natural y operaciones intensivas en energía cada vez más electrificadas.
Uno de los ejes centrales de su propuesta es la digitalización. En esa línea, EKU desarrolló Maximus, una plataforma que permite integrar activos, monitorear variables operativas, unificar alarmas, registros históricos y lógica de control, desde una sola unidad hasta flotas completas. La empresa sostiene que, en un contexto de operaciones cada vez más complejas, la automatización dejó de ser una mejora incremental para convertirse en una condición necesaria para sostener crecimiento, repetibilidad y capacidad de operación remota.
La firma identifica oportunidades concretas en la estandarización de arquitecturas eléctricas, la automatización operacional y la integración rápida de telemetría y control
Operaciones de alta demanda energética
La firma también busca diferenciarse con innovaciones de aplicación concreta. Entre ellas aparece el ESC (Engine Standby Controller), un sistema diseñado para eliminar horas improductivas de motor y reducir consumo de combustible, lubricantes y emisiones; y HELIOS, una solución híbrida que integra solar, baterías y generación térmica bajo una lógica de control inteligente. Aunque este último desarrollo trasciende el universo específico del upstream, muestra hacia dónde se mueve la compañía: sistemas más flexibles, más eficientes y con menor huella de carbono, sin perder robustez operativa.
En paralelo, EKU remarca que Argentina ocupa un lugar relevante en su estrategia global. La empresa define al país como un hub de talento y plantea que su presencia local no responde solo a una oportunidad coyuntural, sino a una visión de largo plazo. En ese marco, la compañía asegura que busca consolidarse en mercados donde la convergencia entre automatización industrial, analítica de datos, inteligencia artificial y nuevas arquitecturas energéticas pueda traducirse en mejoras tangibles de operación, seguridad y eficiencia.
La empresa define al país como un hub de talento y plantea que su presencia local no responde solo a una oportunidad coyuntural, sino a una visión de largo plazo
Próximo evento
Como parte de ese avance, EKU llevará adelante un evento de desembarco en Buenos Aires el próximo miércoles 22 de abril por la mañana, en el que presentará su visión sobre las nuevas tecnologías aplicadas al negocio de bombas de fractura a gas y su potencial de implementación en Vaca Muerta. La actividad funcionará como carta de presentación formal de la empresa ante referentes del ecosistema energético local y buscará abrir una conversación sobre eficiencia, menor consumo, reducción de emisiones, automatización y uso inteligente de datos en tiempo real en Vaca Muerta específicamente.
La semana arrancó con los precios del crudo disparándose, y el motivo es el de siempre en estos días: nadie sabe bien qué va a pasar en el Golfo. El alto el fuego entre Washington y Teherán sigue en pie sobre el papel, pero en la práctica las tensiones no ceden. Esta madrugada trascendió que Estados Unidos incautó un buque iraní en la zona, y el tránsito por el Estrecho de Ormuz continúa prácticamente paralizado.
El Brent saltó casi 5,6 puntos porcentuales y tocó los US$ 95,46. El WTI, por su parte, trepó algo más: 6% hasta los US$88,89. No es un número menor si se tiene en cuenta que el viernes ambos marcadores habían perdido alrededor de un 9%, cuando Irán había dejado entrever cierta apertura del paso marítimo.
Las partes dicen cosas distintas, y el mercado lo nota
Trump salió a decir que Irán prometió no volver a cerrar el estrecho. Horas después, funcionarios en Washington confirmaban que el bloqueo sigue en pie y que habían capturado un buque iraní que intentó cruzar. No es fácil saber qué creerle a quién, y esa ambigüedad es exactamente lo que mantiene nerviosos a los operadores.
Por Ormuz casi no pasa nada
En las últimas 12 horas cruzaron apenas tres embarcaciones. El contraste con el sábado es llamativo: ese día pasaron más de 20 buques cargados con petróleo, GLP, metales y fertilizantes, el mayor movimiento desde el 1 de marzo según Kpler. Que eso haya durado menos de 48 horas dice bastante sobre la inestabilidad del corredor.
Quienes siguen el mercado de cerca señalan que, mientras persista esta doble presión —controles de EE.UU. más la incertidumbre operativa en la zona—, los precios difícilmente van a aflojar de forma sostenida. Aunque se llegara a un acuerdo, la oferta no se normaliza de un día para el otro.
Negociaciones en el aire, tregua en duda
Desde Irán llegó una señal tímida: una fuente oficial dijo que el país no descarta sumarse a conversaciones de paz, aunque sin comprometerse a nada concreto. Trump, por su parte, no descartó dejar vencer la tregua sin renovarla.
Por ahora, el mercado parece estar digiriendo parte del golpe. El WTI todavía está por debajo de los US$100, y en algunos mercados los precios en surtidor incluso bajaron en los últimos días.
China, al margen pero presente
Fuera del Golfo, China sigue limitando sus exportaciones de combustibles refinados, aunque sin cerrar la llave del todo. Los datos de comercio muestran que Malasia y Australia siguieron recibiendo cargamentos durante abril, pese a que las restricciones se extendieron ese mes.
El costo de los servicios públicos en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) volvió a mostrar tensiones en abril, con una dinámica marcada por aumentos tarifarios en gas, cambios en los subsidios y una leve baja en el gasto total explicada por factores estacionales. Según el último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET), un hogar promedio sin subsidios destinó $212.694 mensuales a cubrir servicios públicos, con fuerte incidencia de la energía y el transporte.
En el frente energético, la evolución fue dispar. La factura de gas registró un incremento significativo del 16% mensual, impulsado por la suba del cargo fijo y el mayor consumo propio de la transición hacia meses más fríos. En contraste, el gasto en electricidad cayó 22,5% respecto de marzo, debido a una menor demanda estacional que compensó los ajustes tarifarios aplicados sobre los cargos fijo y variable.
A pesar de estas diferencias coyunturales, en términos interanuales tanto el gas como la electricidad continúan por encima de la inflación. Las facturas aumentaron 36% y 34% respectivamente frente a abril de 2025, consolidando una tendencia de recomposición tarifaria vinculada al rediseño del esquema de subsidios.
El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), vigente desde este año, introdujo un cambio central: la reaparición de subsidios al gas desde abril y hasta septiembre. Esto impactó directamente en la cobertura de costos, reduciendo la proporción pagada por los usuarios. Actualmente, los hogares del AMBA cubren en promedio el 61% del costo de los servicios, mientras que el Estado absorbe el 39% restante.
En el caso específico de la energía, la participación estatal sigue siendo relevante. En electricidad, los usuarios cubren aproximadamente el 72% del costo, mientras que en gas el nivel ronda el 71%, reflejando un esquema mixto donde el Estado continúa sosteniendo una porción significativa del sistema.
Un punto clave del informe es la composición de las facturas. En electricidad, casi la mitad del monto final corresponde al Valor Agregado de Distribución (VAD), mientras que la energía en sí representa menos de un tercio. En gas, en cambio, el precio del insumo tiene mayor peso relativo. Esto implica que los aumentos tarifarios no responden únicamente al costo de generación o producción, sino también a la estructura regulatoria y a los costos de distribución e impuestos.
El peso de los subsidios en las cuentas públicas también muestra una recomposición. En lo que va de 2026, las transferencias a energía y transporte crecieron 70% en términos nominales y 29% en términos reales. Dentro de ese total, los subsidios energéticos explican el 78% y registran un incremento real superior al 100%, impulsados principalmente por mayores transferencias a CAMMESA y ENARSA.
Este aumento contrasta con la reducción de subsidios al transporte, lo que evidencia un cambio en la asignación de recursos fiscales hacia el sector energético en un contexto de recomposición tarifaria y tensiones en los costos de abastecimiento.
A nivel de los hogares, el impacto es claro: la energía sigue ganando peso relativo en el ingreso. Las facturas de luz y gas representan entre el 3,6% y el 5% del salario promedio, dependiendo del nivel de subsidios, en un contexto donde la segmentación convive con fuertes heterogeneidades entre usuarios. Además, la canasta total de servicios públicos ya equivale al 12,2% del salario promedio, reflejando una presión creciente sobre el poder adquisitivo.
En síntesis, abril dejó un escenario de transición. Mientras las tarifas energéticas continúan ajustándose para acercarse a los costos reales, los subsidios vuelven a jugar un rol clave —especialmente en gas— para amortiguar el impacto en los hogares. El equilibrio entre sostenibilidad fiscal y accesibilidad tarifaria sigue siendo el eje central de la política energética.
Un elemento adicional a monitorear hacia los próximos meses será la estacionalidad: el ingreso al invierno anticipa mayores niveles de consumo de gas, lo que podría amplificar tanto el impacto tarifario como la necesidad de subsidios. En ese marco, la evolución del esquema SEF y su capacidad de focalización efectiva será determinante para evitar un salto significativo en el gasto de los hogares y en las cuentas fiscales.
Rincón de los Sauces atraviesa una transformación que redefine su rol dentro del mapa energético nacional. La combinación de producción creciente, infraestructura en expansión y presión demográfica acelerada la posiciona como el nodo operativo más relevante del shale oil argentino, con impacto directo en la continuidad del desarrollo de Vaca Muerta y en la capacidad del país para sostener un superávit energético estructural.
La Secretaría de Energía confirma que más del 40% del petróleo neuquino se produce en Rincón, dentro de una provincia que aporta el 63% del crudo nacional. Esa densidad productiva convierte al municipio en un punto crítico para la planificación de inversiones y para la estabilidad del sistema energético.
Las principales operadoras —YPF, Vista, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol, Shell y Chevron— sostienen allí un nivel de actividad superior al promedio de la cuenca, con alta rotación de equipos, pozos de elevada productividad y un ritmo de completación que exige infraestructura equivalente a la de los polos más desarrollados del shale.
El crecimiento territorial acompaña esa dinámica. Informes del COPADE muestran que Rincón es uno de los municipios con mayor tasa de expansión demográfica de Neuquén, impulsada por la radicación de trabajadores, proveedores y servicios industriales. La presión sobre vivienda, rutas, servicios públicos y equipamiento urbano obliga a una planificación acelerada que articule al Estado provincial, al municipio y a las empresas.
La demanda de suelo industrial y logístico crece a un ritmo que supera la capacidad instalada, anticipando la necesidad de nuevas áreas de expansión y de infraestructura urbana de mayor escala.
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La infraestructura energética es el otro vector que explica el rol estratégico de Rincón. La ampliación del Oleoducto Vaca Muerta Norte, las obras de Oldelval, la expansión de plantas de tratamiento y los proyectos eléctricos asociados consolidan al municipio como un nodo crítico de evacuación para el crudo neuquino. En paralelo, los escenarios oficiales de la Secretaría de Energía muestran que el desarrollo de Vaca Muerta requiere entre USD 12.000 y 15.000 millones anuales, y la concentración productiva de Rincón lo convierte en el punto de equilibrio entre producción, infraestructura y logística.
Esa centralidad lo posiciona como el núcleo operativo de un ecosistema que moviliza entre USD 5.000 y 7.000 millones por año en perforación, completación, plantas de tratamiento, ampliaciones de midstream, servicios industriales y logística asociada.
El desafío es evitar la saturación. El tránsito pesado, la presión sobre servicios públicos, el déficit habitacional y la necesidad de infraestructura vial y energética adicional son factores que requieren coordinación interinstitucional. La experiencia de Añelo funciona como referencia: la expansión sin planificación puede generar cuellos de botella que afecten la operación y la calidad de vida.
Rincón enfrenta hoy la oportunidad de anticipar esos escenarios y construir un modelo urbano-industrial más equilibrado, con capacidad para absorber el crecimiento sin comprometer la operación.
Rincón de los Sauces dejó de ser un municipio petrolero para convertirse en un eje estructural del desarrollo energético argentino. Su evolución marcará el ritmo de Vaca Muerta y, en buena medida, el perfil económico del país en los próximos años.
Las proyecciones oficiales de la Secretaría de Energía confirman que Vaca Muerta transita una etapa de consolidación en la que la inversión anual necesaria para sostener el crecimiento del shale se ubica en el rango de los USD 12.000 a 15.000 millones por año, dependiendo del escenario de precios y productividad.
Estos niveles de inversión permiten sostener la expansión del upstream, completar obras de infraestructura crítica y avanzar en proyectos de exportación que reconfiguran el perfil energético del país.
Los escenarios energéticos publicados en el portal Datos Energía muestran que, con un flujo de inversión estable y la ampliación de la capacidad de transporte, Argentina puede alcanzar un superávit energético estructural, impulsado por mayores exportaciones de petróleo, gas por gasoducto y, en una segunda etapa, gas natural licuado.
En los modelos conservadores, el superávit supera los USD 25.000 millones, mientras que en escenarios de mayor inversión y expansión de infraestructura el resultado se incrementa de manera significativa.
El sendero de inversión previsto se apoya en tres factores: la madurez operativa alcanzada por el shale neuquino, la mejora en la productividad de los pozos y la disponibilidad de infraestructura que permite evacuar mayores volúmenes.
La Resolución 2057, que reúne las declaraciones de inversión de las operadoras, muestra un crecimiento sostenido en la Cuenca Neuquina y un aumento en los compromisos de inversión para los próximos años, en línea con los niveles necesarios para sostener el desarrollo del shale.
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La consolidación del superávit energético depende de la ejecución de proyectos de infraestructura que ya están en marcha o en evaluación. La ampliación de oleoductos y gasoductos, la integración con mercados regionales y el avance de iniciativas de GNL son elementos centrales para transformar el incremento de la producción en mayores exportaciones.
Los escenarios oficiales destacan que la capacidad de exportación será el principal determinante del resultado externo del sector en la próxima década.
El comportamiento del sector energético contrasta con la dinámica de otras ramas productivas. Mientras la industria manufacturera enfrenta un ciclo recesivo, la energía se consolida como uno de los motores de actividad y de generación de divisas.
La estabilidad de las inversiones en Vaca Muerta y la perspectiva de un superávit energético sostenido refuerzan el rol estratégico del sector en la macroeconomía y en la agenda de desarrollo del país.
La proyección de inversiones anuales en torno a los USD 15.000 millones y la posibilidad de alcanzar un superávit energético récord configuran un escenario donde la energía se posiciona como un vector central para la estabilidad externa y el crecimiento.
La continuidad de este sendero dependerá de la capacidad de sostener la inversión, completar la infraestructura pendiente y consolidar un marco regulatorio que permita estructurar contratos de largo plazo en un sector intensivo en capital y con horizontes de maduración extendidos.
El Gobierno de Santa Cruz avanzó en una misión técnica a Canadá para evaluar los equipos de perforación utilizados en Prairie, una de las regiones de shale más desarrolladas del mundo.
El objetivo es identificar tecnología capaz de operar en formaciones profundas y de alta presión como las de Palermo Aike, donde los costos por pozo superan los USD 80 millones y limitan la velocidad de perforación. La provincia busca acelerar la validación técnica del play y reducir la brecha operativa respecto de Vaca Muerta.
La delegación provincial presentó en Canadá el potencial de Palermo Aike, un recurso estimado en más de 10.000 millones de barriles equivalentes y 130 TCF de gas. Aunque la geología es promisoria, las reservas aún no están probadas y requieren perforaciones adicionales para medir productividad, presión y continuidad del reservorio.
La falta de infraestructura, la ausencia de equipos de alta potencia y la escasa base de servicios explican por qué los costos son entre cuatro y seis veces más caros, según pozos y condiciones, mayores que en Neuquén.
El movimiento provincial coincide con la decisión de YPF de retomar la perforación en la segunda mitad de 2026. La compañía prepara un nuevo pozo exploratorio que permitirá obtener datos clave para reducir la incertidumbre técnica.
CGC, operador principal de la Cuenca Austral, también sostiene que el play necesita más pozos piloto para definir su curva de aprendizaje. Ambos actores siguen de cerca la estrategia provincial, aunque no formaron parte de la misión a Canadá.
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La llegada de tecnología tipo Prairie puede modificar la ecuación económica del play. Los rigs utilizados en Canadá operan con mayor torque, automatización y velocidad, reducen tiempos muertos y permiten perforar en condiciones geológicas similares a las de la Cuenca Austral.
Para Santa Cruz, incorporar esa tecnología es un paso necesario para bajar costos, atraer inversión y construir una base de servicios que hoy no existe en la región.
El desarrollo de Palermo Aike tendría impacto directo en proveedores locales. La demanda inmediata incluye perforación de alta potencia, fractura, metalmecánica, transporte especializado, plantas modulares y servicios ambientales.
La provincia busca que la cadena de valor se instale de manera progresiva, con infraestructura modular que permita escalar operaciones sin replicar los costos iniciales en cada pozo.
Si la validación técnica avanza, Palermo Aike puede convertirse en un segundo polo no convencional para el país. La Cuenca Austral ofrece acceso al Atlántico y al Pacífico, una ventaja logística que permitiría planificar exportaciones hacia Chile y, a futuro, proyectos de LNG.
En un escenario favorable, la combinación de tecnología adecuada, regalías reducidas y un programa sostenido de perforación puede transformar un recurso geológico en un proyecto comercial.
El desafío es reducir costos y generar escala. Santa Cruz apunta a incorporar equipos de alta potencia, desarrollar infraestructura modular y coordinar con los operadores un esquema de perforación continua que permita validar reservas.
Con tecnología adecuada y reglas estables, Palermo Aike puede abrir un nuevo ciclo de inversión en la Cuenca Austral y ampliar la frontera energética argentina.
Catamarca se consolidó en los últimos años como una de las jurisdicciones mineras más estables y previsibles del país, con un modelo que combina captación de inversiones de largo plazo, desarrollo territorial y fortalecimiento de proveedores locales.
La provincia sostiene una política de Estado que articula al sector público, las empresas y las comunidades, con un esquema de gobernanza ambiental y control técnico que se actualiza de manera permanente. Un buen ejemplo el de Catamarca, que logró integrar institucionalidad, inversión y desarrollo local en un mismo marco operativo.
El Ministerio de Minería provincial estructura su estrategia sobre tres pilares definidos: atraer inversiones de escala en litio y cobre, consolidar un ecosistema de proveedores locales capaces de integrarse a cadenas globales y garantizar estándares ambientales verificables mediante auditorías periódicas, monitoreo hídrico y participación ciudadana.
Este enfoque permitió que la provincia avance con proyectos en distintas etapas —desde exploración hasta construcción— y que mantenga un flujo sostenido de capitales en un contexto internacional de alta demanda por minerales críticos.
En litio, Catamarca cuenta con operaciones en expansión y proyectos en construcción que la posicionan como uno de los polos más dinámicos del país. La ampliación de Fénix, el avance de Sal de Vida, la construcción de Tres Quebradas y el desarrollo de Kachi conforman un núcleo productivo que combina inversión extranjera directa, transferencia tecnológica y empleo local.
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En cobre, la provincia sostiene una cartera estratégica que incluye Agua Rica–MARA, Río Grande y Cerro Atajo, con potencial para convertirse en uno de los principales aportantes de divisas de la próxima década.
El desarrollo territorial es un componente central del modelo. La provincia implementa programas de certificación y fortalecimiento de proveedores, mesas de articulación con municipios y capacitaciones técnicas orientadas a pymes locales. Más de 600 empresas forman parte del registro provincial, con participación creciente en obras, servicios y suministros vinculados a la actividad minera.
Este esquema busca evitar la concentración de la cadena de valor y promover una distribución más equilibrada de los beneficios económicos.
En materia ambiental, Catamarca sostiene un sistema de control basado en auditorías técnicas, informes públicos, monitoreo permanente y participación ciudadana en audiencias. La Dirección Provincial de Gestión Ambiental Minera publica información sobre evaluaciones, monitoreos y cumplimiento de compromisos ambientales, lo que contribuye a fortalecer la legitimidad social de los proyectos y a mejorar la trazabilidad de los procesos.
La estabilidad normativa es otro de los factores que explican el posicionamiento provincial. Catamarca mantiene un marco regulatorio consistente desde hace más de dos décadas, con continuidad institucional entre gestiones y una planificación minera que integra ordenamiento territorial, infraestructura y desarrollo productivo.
Esta previsibilidad es valorada por las empresas que evalúan inversiones de largo plazo y por los proveedores que buscan integrarse a cadenas de valor más complejas.
En un escenario global donde la demanda de litio y cobre crece y la competencia entre jurisdicciones se intensifica, Catamarca se presenta como una provincia con capacidad para atraer inversiones, sostener estándares ambientales y generar desarrollo local.
Su modelo combina institucionalidad, planificación y articulación territorial, y se consolida como una referencia para otras jurisdicciones que buscan avanzar hacia una minería moderna y con mayor legitimidad social.
Mendoza profundiza su estrategia para construir una minería moderna, con mayor capacidad técnica estatal y un ecosistema de proveedores alineado a estándares internacionales.
En ese marco, la provincia inició una agenda de trabajo con empresas tecnológicas globales especializadas en eficiencia energética, optimización de procesos, monitoreo ambiental y soluciones de economía circular, con el objetivo de fortalecer la competitividad y la trazabilidad de futuros proyectos metalíferos.
La agenda es impulsada por el Ministerio de Producción y la Dirección de Minería, que buscan incorporar tecnologías capaces de mejorar el control de variables críticas —calidad de agua, estabilidad de depósitos, emisiones, consumos energéticos— y de dotar al Estado de herramientas equivalentes a las que utilizan las operadoras internacionales.
La provincia considera que la modernización tecnológica es un requisito indispensable para garantizar estándares ambientales verificables y para sostener procesos de auditoría más robustos en proyectos de alta complejidad.
En los encuentros recientes participaron compañías líderes en procesamiento de minerales, automatización industrial, sensorización remota y gestión de relaves. Las soluciones presentadas incluyen sistemas de monitoreo en tiempo real, plataformas de modelización geológica, tecnologías de reducción de emisiones y procesos de reciclaje industrial que permiten disminuir la huella de carbono.
Estas herramientas se integran a una estrategia provincial que apunta a elevar la calidad técnica de la fiscalización y a mejorar la eficiencia operativa de la cadena minera.
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La iniciativa se articula con la política minera que Mendoza viene desarrollando desde 2025, orientada a consolidar un marco de gobernanza moderno y a ampliar la base de proveedores locales capaces de integrarse a cadenas de valor que exigen certificaciones y capacidades tecnológicas avanzadas.
La provincia trabaja en la actualización de protocolos ambientales, en la estandarización de procesos de evaluación y en la cooperación técnica con jurisdicciones mineras consolidadas como Chile y Canadá.
El fortalecimiento de vínculos con proveedores tecnológicos globales también tiene un componente económico. La incorporación de nuevas herramientas abre oportunidades para empresas mendocinas de ingeniería, software, servicios ambientales y mantenimiento industrial, que pueden integrarse a proyectos de mayor escala mediante procesos de transferencia tecnológica y capacitación especializada.
El objetivo es evitar que la modernización derive en dependencia externa y, en cambio, promover un ecosistema local competitivo y alineado con estándares internacionales.
En un contexto de creciente demanda global de minerales críticos y de competencia entre jurisdicciones por atraer inversiones, Mendoza busca diferenciarse mediante la adopción de tecnologías avanzadas, la mejora de la capacidad de auditoría estatal y la construcción de un entorno regulatorio previsible.
La provincia apuesta a que la modernización tecnológica sea un factor determinante para consolidar una minería sostenible, con mayor legitimidad social y con capacidad de integrarse a cadenas globales de valor.
La actividad petroquímica volvió a ubicarse entre los pocos segmentos industriales con variación positiva en un contexto de caída generalizada de la producción manufacturera. Según el Índice de Producción Industrial Manufacturero (IPI manufacturero) del INDEC correspondiente a febrero de 2026, la industria en su conjunto retrocedió 8,7% interanual, con 14 de las 16 divisiones en terreno negativo.
En contraste, la refinación del petróleo y la producción de insumos derivados —dos ramas directamente vinculadas al desarrollo del shale en la cuenca Neuquina— registraron incrementos significativos que amortiguaron la contracción del índice general.
La división “Refinación del petróleo, coque y combustible nuclear” mostró un crecimiento interanual del 19,7% y acumuló un alza del 9,9% en el primer bimestre del año. Dentro de ese agregado, el gasoil aumentó 23,8% interanual, las naftas 10,8% y otros productos de la refinación —como propano, butano y lubricantes— 27,3%, de acuerdo con los cuadros técnicos del organismo estadístico.
La expansión se explica por una mayor disponibilidad de crudo no convencional y por la mayor utilización de capacidad instalada en plantas que procesan petróleo de Vaca Muerta.
El desempeño de la petroquímica acompaña esta dinámica. La producción de insumos básicos —etileno, propileno, aromáticos y derivados— se vio favorecida por la mayor oferta de gas y líquidos asociados provenientes del shale, que permiten operar con costos más competitivos y sostener niveles de actividad incluso en un contexto de demanda interna debilitada.
La Secretaría de Energía reportó que la producción de petróleo en la cuenca Neuquina creció más de 30% interanual, mientras que el gas no convencional mantiene una participación superior al 60% del total nacional. Ese flujo de materia prima es hoy el principal determinante del comportamiento del complejo petroquímico.
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El contraste con el resto de la industria es marcado. Sectores como metalmecánica, textiles, calzado, muebles y automotriz registraron caídas de dos dígitos, afectadas por la contracción del consumo, la baja en la inversión y la desaceleración de la obra pública. En ese escenario, la petroquímica y la refinación se consolidan como núcleos de actividad asociados a la expansión energética, más que al ciclo industrial tradicional.
La dinámica regional también muestra diferencias. Mientras los polos industriales del centro del país operan con niveles reducidos de actividad, la Patagonia —particularmente Neuquén y Río Negro— exhibe indicadores positivos vinculados a la cadena de valor del shale. El crecimiento de la producción de crudo y gas, la mayor demanda de servicios industriales asociados y la expansión de la capacidad de transporte generan un entorno donde la petroquímica encuentra condiciones para sostener su operación.
El comportamiento del sector abre un debate sobre la estructura productiva y la dependencia creciente de la economía respecto de la energía como motor de actividad. La petroquímica se beneficia de un insumo competitivo y de un mercado externo que demanda productos intermedios, pero enfrenta desafíos vinculados a la volatilidad de precios internacionales, la necesidad de inversiones en ampliación de capacidad y la coordinación con la infraestructura energética en desarrollo.
En un año donde la industria manufacturera opera en recesión, la petroquímica emerge como uno de los pocos segmentos con crecimiento sostenido, impulsado por la expansión del shale y por la mayor disponibilidad de insumos básicos. Su desempeño confirma que la energía continúa siendo el principal vector de actividad en un contexto económico adverso y que la articulación entre producción de hidrocarburos y manufactura de derivados será determinante para el perfil industrial de los próximos años.
Las principales productoras de petróleo y gas presentaron al Gobierno un conjunto de propuestas para ampliar el alcance del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y adecuarlo a las necesidades de proyectos de largo plazo vinculados al desarrollo de hidrocarburos de Vaca Muerta, la infraestructura de transporte y la futura capacidad de exportación de GNL.
El planteo se apoya en un diagnóstico compartido por el sector: sin un marco fiscal y regulatorio estable por más de una década, la Argentina no podrá capturar el volumen de inversiones que requiere la expansión del shale.
El punto de partida es el estado actual del RIGI. Según cifras oficiales expuestas por el ministro de Economía, Luis Caputo, en una presentación pública, el Gobierno ya aprobó 13 proyectos bajo el régimen por alrededor de 28.000 millones de dólares y mantiene en evaluación otros 22 por unos 80.000 millones.
La ventana de ingreso al régimen fue prorrogada hasta 2027 mediante el Decreto 105/2026, y la Secretaría de Energía incorporó proyectos de petróleo y gas con un piso de inversión de 600 millones de dólares.
Sobre esa base, las empresas del sector hidrocarburífero plantearon la necesidad de extender el horizonte temporal del régimen y ajustar su diseño para proyectos integrados que combinan exploración, producción, transporte y exportación.
La propuesta incluye tres ejes: ampliar el plazo de estabilidad fiscal, revisar la carga tributaria aplicable a las exportaciones de hidrocarburos y asegurar un esquema regulatorio previsible para inversiones que superan los diez años de maduración.
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El documento técnico que circula entre funcionarios y equipos económicos proyecta dos escenarios de inversión hasta 2035. En el escenario “expansivo”, la inversión acumulada alcanzaría unos 151.000 millones de dólares. En el escenario “acelerado”, la cifra trepa a casi 197.600 millones.
Ambos requieren un entorno competitivo a escala internacional, con reglas estables y un esquema tributario que no penalice la exportación de crudo, gas o GNL. La industria sostiene que la carga fiscal actual —incluidas las retenciones— reduce la competitividad frente a otros polos de producción no convencional.
El potencial exportador es uno de los argumentos centrales. Con el desarrollo pleno del shale y la infraestructura asociada —gasoductos, oleoductos, ampliaciones portuarias y plantas de licuefacción—, la balanza comercial energética podría pasar de un nivel cercano a los 27.000 millones de dólares a más de 50.000 millones hacia 2035, según estimaciones oficiales de la Secretaría de Energía.
Solo en capacidad de licuefacción, los proyectos en carpeta podrían sumar cerca de 24 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, lo que posicionaría a la Argentina como un exportador relevante en el Atlántico Sur.
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La discusión no se limita al plano fiscal. Las empresas también plantean la necesidad de un marco regulatorio que permita estructurar contratos de largo plazo, asegurar acceso a divisas para repago de inversiones y garantizar estabilidad en los criterios de transporte y despacho. La experiencia reciente —con cambios en la asignación de capacidad de transporte y variaciones en los precios estacionales del gas— es señalada como un factor que incrementa la incertidumbre para proyectos de gran escala.
Del lado del Gobierno, la evaluación combina objetivos de competitividad con restricciones fiscales. La eliminación o reducción de retenciones implica resignar ingresos en un contexto de consolidación fiscal, mientras que la ampliación del RIGI para un sector con alto potencial exportador requiere un equilibrio entre incentivos y recaudación. Las provincias productoras también siguen de cerca la discusión, dado que cualquier modificación en la estructura tributaria impacta en regalías e ingresos locales.
La agenda planteada por la industria se inscribe en un momento en que el Gobierno busca consolidar un marco de inversión de largo plazo y acelerar la llegada de capitales a sectores estratégicos. La definición sobre el alcance final del RIGI para petróleo y gas será determinante para ordenar expectativas y establecer un sendero de desarrollo que combine inversión, exportaciones y estabilidad macroeconómica.
YPF avanzó en el proceso para desprenderse de su participación del 70% en Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país, en una operación que reconfigurará el mapa energético y financiero del sector.
Tres grupos empresarios compiten por el control de la compañía, pero el avance de la transacción depende de un punto que aún no está resuelto: la formalización por parte del Gobierno de la extensión de la licencia de la distribuidora hasta 2047. El trámite avanzó en el plano técnico, pero todavía no existe resolución política ni publicación oficial en el Boletín Oficial.
La concesión actual vence en diciembre de 2027 y su prórroga requiere dictamen de la Procuración del Tesoro y resolución del ENARGAS. El organismo regulador ya realizó la audiencia pública correspondiente y elevó el expediente, pero la decisión final sigue pendiente.
Sin esa formalización, el valor de Metrogas se reduce de manera significativa: consultoras que siguen la operación estiman que la falta de extensión podría recortar entre 40% y 50% el precio que YPF aspira a obtener. Citi, que lidera la operación, ya distribuyó información financiera a los interesados, pero el proceso no puede cerrarse sin la definición del Gobierno.
Metrogas es un activo estratégico por su escala y por la estabilidad que recuperó tras la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) 2025–2030, que ordenó ingresos y mejoró la ecuación económica del sector. La empresa atiende a más de 2,4 millones de usuarios en el AMBA, concentra cerca del 28% del mercado nacional y opera en la zona de mayor densidad y estabilidad de demanda del país.
Sus ventas anuales superan los 800 millones de dólares y su EBITDA ronda los 150 millones, según información distribuida a los potenciales compradores.
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Tres grupos avanzan en la puja. El primero está integrado por el Grupo Neuss, Mubadala Capital y SIA Capital, una alianza que combina capital local con fondos internacionales de gran escala. El segundo es Central Puerto, que busca integrar distribución a su portafolio de generación y midstream.
El tercero corresponde a un grupo que no fue identificado públicamente, pero que según fuentes del mercado incluye actores con presencia en distribución eléctrica y fondos internacionales que ya firmaron acuerdos de confidencialidad. Cualquiera de los interesados deberá lanzar una oferta pública de adquisición (OPA) por el resto de las acciones, dado que YPF controla el 70% pero el capital restante está en manos de ANSES, Integra Gas Distribution y el mercado.
La venta se produce en un contexto donde YPF busca concentrar recursos en su negocio principal —la producción de petróleo y gas— y reducir exposición en actividades reguladas con retornos más bajos. La compañía estatal necesita liquidez para financiar su plan de inversiones en Vaca Muerta y en proyectos de infraestructura asociados al crecimiento del shale.
Metrogas, con su ecuación económica estabilizada y su escala consolidada, se convirtió en un activo vendible en un momento donde el Gobierno impulsa una mayor participación privada en sectores regulados.
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El proceso, sin embargo, no está exento de riesgos. La reasignación de capacidad de transporte realizada por la Secretaría de Energía —la primera en 20 años— modificó la estructura de costos de las distribuidoras. Metrogas debió contratar capacidad en dólares en el Gasoducto Perito Moreno y ceder capacidad previamente contratada en pesos a Ecogas, lo que alteró su ecuación operativa.
Además, el mercado mayorista enfrenta tensiones por la definición del precio del gas para el invierno, lo que agrega incertidumbre al negocio regulado.
Para los interesados, la clave es la previsibilidad. La extensión de la licencia, la estabilidad del marco tarifario y la continuidad de la RQT son condiciones necesarias para cerrar la operación. Para el Gobierno, la venta representa una señal de normalización del sector y de reducción de la participación estatal en actividades reguladas. Para YPF, es una oportunidad de fortalecer su balance y concentrarse en su core upstream.
La definición podría llegar en las próximas semanas. La operación no solo reconfigurará el mapa de la distribución de gas, sino que también marcará el tono de la relación entre el Estado, los reguladores y los inversores en un año donde cada decisión energética tiene impacto macroeconómico.
Las distribuidoras de gas natural entraron en la fase más delicada del año: deben cerrar antes del 30 de abril los contratos de abastecimiento para cubrir el pico de demanda residencial del invierno, pero lo hacen sin la certeza de que el Gobierno autorizará trasladar a tarifas los precios que surjan de la negociación con las productoras. La indefinición coloca al mercado en un equilibrio inestable, donde cada decisión tiene impacto financiero, regulatorio y político.
Los contratos de muy corta duración —45, 60 o 90 días—, que se utilizan para cubrir los días de mayor consumo, ya se negocian por encima de los 10 dólares por millón de BTU, según admiten en privado las productoras. Ese valor contrasta con los 3,80 dólares reconocidos hoy en los cuadros tarifarios vigentes desde abril, publicados por el ENARGAS.
La brecha es tan grande que las distribuidoras se resisten a convalidar precios que podrían no ser reconocidos en las facturas, especialmente en un contexto donde el Ministerio de Economía busca consolidar la desaceleración inflacionaria.
La Secretaría de Energía, bajo la órbita de Economía, monitorea la negociación entre privados, pero aún no definió el precio estacional del gas para el invierno. La decisión se enmarca en la emergencia energética prorrogada por los DNU 55/2023, 1023/24, 370/25 y 49/26, que habilita revisiones extraordinarias y ajustes mensuales.
Sin embargo, el Gobierno enfrenta un dilema: autorizar un traslado pleno del costo del gas podría presionar la inflación, pero impedirlo obligaría a las distribuidoras a asumir un riesgo financiero que no están dispuestas a tomar.
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A la tensión por el precio se suma el reordenamiento del sistema de transporte, que modificó por primera vez en dos décadas la asignación de capacidad entre cuencas. La Secretaría de Energía reconfiguró el esquema para reflejar la centralidad de Vaca Muerta, lo que obligó a Naturgy y Metrogas —las principales distribuidoras del AMBA— a contratar capacidad en dólares en el Gasoducto Perito Moreno, operado por TGS, y a ceder capacidad previamente contratada en pesos a Ecogas.
La transferencia incluyó negocios asociados a la comercialización de gas en períodos de baja demanda, lo que generó fricciones adicionales en un mercado que todavía asimila el cambio.
El abastecimiento de GNL es otro punto crítico. La Secretaría avanzó con la licitación para contratar un agregador comercial que importe y revenda cargamentos de GNL, y Naturgy presentó la oferta más competitiva, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. Pero aún no está claro si el Gobierno convalidará ese esquema o si mantendrá el modelo vigente desde 2008, con Enarsa a cargo de las importaciones.
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La estatal ya adjudicó dos cargamentos para la segunda quincena de mayo, con primas inferiores a 0,50 dólares, uno de ellos a la propia Naturgy. La coexistencia de ambos modelos —agregador privado y Enarsa— abre un interrogante sobre la señal de precios que finalmente se trasladará al mercado.
En este contexto, Economía evalúa alternativas intermedias. Una opción es autorizar un precio de gas para tarifas entre 5 y 6 dólares por millón de BTU —por encima del valor actual, pero por debajo de los contratos invernales— y diferir la diferencia mediante instrumentos regulatorios como las diferencias diarias acumuladas (DDA’s).
Ese mecanismo permitiría que las distribuidoras recuperen más adelante la brecha entre el precio reconocido en tarifas y el efectivamente pagado a los productores. Sin embargo, las empresas advierten que el sistema no funcionó de manera consistente en los últimos 20 años y que asumir ese costo financiero sin garantías es riesgoso.
Las productoras, en cambio, sostienen que la situación financiera de las distribuidoras es hoy más sólida tras la revisión quinquenal tarifaria cerrada el año pasado, que ordenó ingresos y mejoró la ecuación económica del sector. Consideran que existe margen para acordar precios sin comprometer la estabilidad del sistema.
Quedan por contractualizar unos 10 millones de metros cúbicos diarios, cerca del 10% del pico de demanda residencial, que en los días más fríos puede superar los 90 MMm³/día. Pero el sistema completo —incluida generación eléctrica e industria— requiere más de 140 MMm³/día en invierno. La definición del precio estacional será determinante para evitar tensiones de abastecimiento, compras spot más caras o un mayor uso de combustibles líquidos.
El mercado necesita una señal en las próximas dos semanas. La decisión final dependerá del equilibrio que Economía logre entre precios, inflación y seguridad energética. En un invierno donde cada dólar del sistema gasífero tiene impacto fiscal, político y social, el margen de error es mínimo.
La Expo San Juan Minera sumará este año un espacio específico para visibilizar el trabajo de las mujeres en la industria y generar oportunidades concretas de empleo y formación.
La iniciativa, impulsada por el Ministerio de Minería de San Juan y organizaciones como WIM Argentina, busca conectar a trabajadoras, estudiantes y profesionales con empresas proveedoras y operadoras que hoy enfrentan una demanda creciente de talento técnico. El objetivo es productivo: ampliar la base laboral del sector y fortalecer la competitividad de la cadena minera provincial.
La participación femenina en la minería argentina alcanza el 14,4% del empleo total, según datos oficiales de la Secretaría de Minería de la Nación. En San Juan, la cifra crece de la mano de programas de capacitación, cupos internos y acuerdos con instituciones educativas.
La Expo funcionará como un punto de encuentro entre empresas que necesitan incorporar personal y mujeres que buscan insertarse en áreas como operación de equipos, geología, mantenimiento, seguridad, laboratorios y logística. La presencia de WIM Argentina suma un componente clave: mentorías, formación técnica y acompañamiento para el ingreso laboral.
El espacio de género dentro de la Expo no se plantea como un panel simbólico, sino como una herramienta para acelerar la profesionalización. Las empresas proveedoras podrán identificar perfiles, presentar programas de formación y mostrar casos de incorporación exitosa.
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Para las operadoras, la inclusión femenina es un criterio cada vez más relevante en estándares ESG y en procesos de financiamiento internacional. Organismos como el ICMM y el BID sostienen que la diversidad mejora productividad, seguridad y desempeño operativo, un argumento que ya forma parte de las estrategias de las compañías que operan en la provincia.
La minería sanjuanina atraviesa una etapa de expansión que demanda más personal calificado. La incorporación de mujeres permite ampliar la base de talento y reducir brechas en áreas críticas.
La Expo ofrecerá charlas técnicas, espacios de networking y actividades orientadas a mostrar trayectorias reales dentro de la industria. El Ministerio de Minería busca que la iniciativa se traduzca en empleo efectivo, con articulación entre empresas, instituciones educativas y organizaciones especializadas.
San Juan consolida así una agenda de inclusión productiva alineada con las exigencias actuales del sector. La provincia entiende que la competitividad minera no depende solo de inversión y geología, sino también de la capacidad de sumar talento diverso y calificado. Con un mercado laboral que se profesionaliza y una cadena de valor que crece, la Expo se convierte en una plataforma para acelerar oportunidades y fortalecer el desarrollo minero provincial.
Alianza estratégica: Dörthe Arend (Euler Hermes), Juan Khouri (Gerente de Dosbio), el Embajador Dieter Lamlé y el Intendente Marcelo Cerutti durante la presentación de las cartas de intención en Crespo.
La empresa argentina Dosbio presentó en la ciudad entrerriana de Crespo los avances del proyecto ‘Ñande Zukufunt’, una iniciativa de bioenergía que contempla la instalación de dos plantas de biogás en la provincia con una inversión estimada de US$200 millones. Este desarrollo busca generar un nuevo modelo de generación de energía al transformar residuos avícolas y porcinos en recursos de alto valor agregado.
El proyecto cuenta con el respaldo del gobierno de Alemania a través de la agencia Euler Hermes. El embajador alemán en la Argentina, Dieter Lamlé, subrayó el interés de su país en este sector: “Alemania está muy interesado en energía renovable, y este es un proyecto muy importante con el que queremos avanzar”. Asimismo, el diplomático vinculó el clima de negocios con la próxima entrada en vigor del acuerdo Unión Europea-Mercosur, señalando que “va a ser una plataforma para inversiones y va a dar un marco legal apropiado”.
En términos de financiamiento, Dörthe Arend, representante de Euler Hermes, precisó que el mecanismo consiste en un esquema de aseguración y financiación para la importación de bienes de capital. “Todo lo que Alemania está exportando lo podemos apoyar con financiación, desde maquinaria y servicios hasta software; hacemos una evaluación financiera que nos permite avalar estas inversiones en el sector de energía verde, que es una prioridad para nosotros”, explicó la directiva.
Juan Khouri, gerente de Dosbio, detalló la hoja de ruta técnica y comercial de la firma. Tras una etapa piloto en el biodigestor municipal, la empresa apunta ahora a la escala industrial. “Logramos obtener el primer paso para el financiamiento de 190 millones de euros desde el gobierno federal de Alemania; lo que nos queda es trabajar de aquí a julio para ingresar al RIGI”, adelantó el directivo. El objetivo es finalizar los estudios técnicos de la etapa de preinversión hacia finales de este año.
Los biodigestores permiten procesar grandes volúmenes de biomasa mediante fermentación anaeróbica. Las plantas se construirán en Crespo y Villaguay.
Junto a Verónica Tito, socia de Dosbio y Directora de Asuntos Legales y Corporativos, Khouri explicó que «el BioGNL se utiliza para reemplazar diésel en transporte pesado y hoy muchas industrias dependen de combustibles caros que impactan directo en el costo final de sus productos”. En ese sentido, destacó que el modelo de Dosbio no solo apunta a la generación, sino a crear un circuito de abastecimiento eficiente y este mercado ya cuenta con el interés de firmas como Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y Gasener, que firmaron cartas de intención para la compra del producto.
Primero acuerdos con proveedores locales
Uno de los pilares del modelo es la asociación con productores locales como Fadel y Las Camelias, quienes proveerán la materia prima. Khouri especificó que para Dosbio «el guano y los desechos no son residuos, sino la materia prima para generar energía”. Bajo este esquema, los productores “van a ser socios y van a participar en la rentabilidad de los negocios que se van a generar, que fundamentalmente es la comercialización de BioGNL”.
Desde el punto de vista técnico, Khouri diferenció este desarrollo de otros proyectos de biogás existentes en el país, que usualmente se limitan a la generación eléctrica para contratos con Cammesa. “Proyectos de BioGNL a partir de guano en Alemania hay varios, pero de BioGNL hay un solo proyecto en Sudamérica, en Chile”, puntualizó, marcando el carácter innovador de la propuesta para la región.
Tito detalló que «el proyecto técnico prevé alcanzar una escala de 300.000 m³ diarios de biometano en un plazo de ocho años» y destacó que el potencial de generación de bioenergia en Entre Ríos es tan significativo que iguala en términos de volumen de gas a yacimientos convencionales de la talla de Manantiales Behr, en la provincia de Chubut.
El rol del municipio fue actuar como nexo entre el sector privado y la cooperación internacional. El intendentende Crespo, Marcelo Cerutti, definió su labor como la de “gestor de una oportunidad para darle la posibilidad a los productores y que en la provincia haya trabajo genuino”. El intendente remarcó que la planta no solo solucionará un problema de impacto ambiental en los frigoríficos, sino que consolidará a Crespo como un referente de innovación productiva.
Puesta en marcha de una planta piloto
La infraestructura proyectada para las plantas de Crespo y Villaguay espera alcanzar su plena operatividad hacia el año 2030. Mientras tanto, la puesta en marcha de la planta piloto municipal está prevista para finales de mayo, funcionando como una referencia tecnológica. “Firmamos para hacerlo a costo nuestro, para mostrar a escala piloto lo que estamos queriendo realizar en escala industrial”, concluyó Khouri sobre la estrategia de validación de Dosbio.
Con la integración de tecnología alemana, el aprovechamiento de la biomasa regional y el compromiso de comercializadoras de hidrocarburos, el proyecto se perfila como un eje clave en la transición energética de la Argentina. La iniciativa no solo contempla descarbonizar la matriz industrial entrerriana, sino también optimizar los costos logísticos y operativos de la cadena agroindustrial, transformando un pasivo ambiental en un activo estratégico para el mercado energético.
Dosbio también avanza en la construcción de una planta piloto en Alemania a través de su filial Dosbio GmbH, una iniciativa estratégica que busca operar directamente en el mercado europeo de las energías renovables. Desde su base en Hamburgo, la firma argentina gestiona la comercialización de sus desarrollos tecnológicos, y capitaliza una patente internacional para su sistema de biofertilizantes. Este desarrollo técnico permite la solidificación de efluentes líquidos para transformarlos en nutrientes de alta demanda, lo que otorga una mayor solidez financiera a los proyectos al diversificar los ingresos.
El Ministerio de Energía y Ambiente realizó el acto público de apertura de los sobres B correspondientes a la licitación nacional e internacional de áreas hidrocarburíferas, en una instancia clave para consolidar inversiones, reactivar áreas y fortalecer la actividad energética en la provincia.
Como estaba estipulado, el acto se realizó el viernes 17 de abril en la sede del Ministerio y fue encabezado por la Comisión de Adjudicación, integrada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Regalías, Jorge Domínguez; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y el director de Gestión y Fiscalización Ambiental, Leonardo Fernández.
El proceso licitatorio avanzó luego de la apertura de los Sobres A realizada en febrero, instancia en la que se evaluaron los antecedentes técnicos, legales y económicos de los oferentes. Tras ese análisis exhaustivo, cinco de las seis empresas participantes quedaron habilitadas para continuar en el proceso, cumpliendo con los requisitos establecidos en el pliego.
En este marco, durante el acto se procedió a la apertura de los Sobres B, que contienen las propuestas económicas. Las empresas participantes y sus respectivas ofertas fueron:
• Venoil SA, con una oferta por el área de explotación “El Manzano”. • Geopetrol Drilling SA, también con una oferta por el área de explotación “El Manzano”. • Hattrick Energy SAS, con una oferta por el área de exploración “Atuel Exploración Sur”. • Petroquímica Comodoro Rivadavia SA, con una oferta por el área de exploración “Río Atuel”. • Petróleos Sudamericanos SA, con una oferta por el área de explotación “Atamisqui”.
En total, se registraron cinco ofertas correspondientes a cuatro áreas, incluyendo dos áreas exploratorias que actualmente no registran actividad.
Este dato resulta especialmente relevante, ya que evidencia un interés concreto del sector privado por invertir en zonas con potencial geológico aún no desarrollado, impulsando nuevas etapas de exploración y generando movimiento en toda la cadena de valor: servicios, pymes, logística y empleo.
“Que hoy tengamos ofertas económicas concretas, incluso en áreas exploratorias sin actividad, es una señal muy positiva: confirma el potencial de nuestros recursos y la confianza en un marco de reglas claras y previsibilidad para invertir”, expresó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, señaló: “Este tipo de procesos, con licitación continua y procedimientos ágiles, permite generar oportunidades reales para poner equipos en el campo, reactivar áreas y sostener actividad económica en Mendoza”.
“Este avance no es casual, sino resultado de una política pública sostenida orientada a ordenar el sector, generar previsibilidad, fortalecer la seguridad jurídica y facilitar procesos más ágiles. En este sentido, la Provincia viene consolidando un cambio de enfoque: de una lógica pasiva hacia una estrategia proactiva, basada en licitación continua, apertura a nuevos operadores y herramientas complementarias para dinamizar la actividad”, agregó la ministra Latorre.
“Los campos convencionales no se gestionan solos: requieren incentivos, tecnología, operadores enfocados y control estatal con estándares y seguimiento. Mendoza esto lo entendió y lo está ejecutando”. Y agregó: “Esto nos ha permitido ser la provincia con la menor tasa de declinación del país en campos convencionales en el período pospandemia, con períodos de crecimiento de nuestra producción en algunos momentos”, cerró Latorre.
Avances en Vaca Muerta
En paralelo, la Provincia continúa avanzando en una estrategia integral que combina la reactivación de áreas convencionales con el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta Mendoza, consolidando proyectos piloto y ampliando el conocimiento del recurso.
Este enfoque se articula sobre tres ejes centrales: mayor exploración para certificar reservas y reducir incertidumbre, incremento de la eficiencia en campos maduros mediante técnicas como EOR (enhanced oil recovery, recuperación mejorada de petróleo) y workovers, y el desarrollo de infraestructura que permita escalar la producción, tanto en hidrocarburos como en minería y energías renovables.
De este modo, Mendoza consolida un modelo basado en la calidad institucional, la agilidad en la gestión y la generación de condiciones competitivas para la inversión, con el objetivo de transformar su potencial geológico en producción, empleo y desarrollo económico sostenible.
La provincia del Neuquén licitará en agosto 15 nuevas áreas hidrocarburíferas, una iniciativa impulsada a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial que cumple un rol central en la expansión de Vaca Muerta y en la articulación con nuevos inversores.
Así lo confirmó el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, al detallar que estas áreas forman parte de un conjunto de áreas reservadas que GyP tiene bajo su órbita y que, en esta primera etapa, pondrá a disposición del mercado estas 15 con el objetivo de acelerar su desarrollo.
“GyP permite abrir oportunidades para nuevas empresas y acompañarlas con la fortaleza de una compañía provincial que está alineada con los objetivos estratégicos de Neuquén”, destacó Medele, al explicar que uno de los principales atributos de este esquema es la estabilidad que ofrece la participación de la empresa pública neuquina como socio local de largo plazo.
Las 15 áreas seleccionadas están ubicadas en la ventana de líquidos, en zonas estratégicas (Añelo, Rincón de los Sauces, Cutral Co y Plaza Huincul), rodeadas de desarrollos ya activos, con información geológica consolidada y cercanía a infraestructura existente. Esa combinación permite reducir incertidumbre, optimizar costos operativos y generar condiciones atractivas para nuevas inversiones.
El proceso prevé la publicación de los pliegos en mayo, un plazo aproximado de 90 días para la presentación de ofertas y la adjudicación de bloques antes de fin de año.
Medele remarcó además que existe un creciente interés internacional por Neuquén, particularmente de empresas independientes de Estados Unidos que ven en Vaca Muerta una oportunidad de expansión frente al agotamiento progresivo de nuevas áreas en otras cuencas. En ese escenario, GyP aparece como una herramienta clave para canalizar esas inversiones hacia proyectos concretos, aportando conocimiento territorial, continuidad institucional y una visión estratégica asociada al desarrollo provincial.
Con GyP como actor central, la provincia reafirma una política energética basada en previsibilidad, articulación público-privada y desarrollo sustentable, generando condiciones para atraer inversiones, fortalecer la seguridad jurídica y seguir posicionando a Neuquén como protagonista de la proyección internacional de la energía argentina.
Los usuarios de garrafas de gas licuado de petróleo (GLP) de diez kilos que se inscriban en el nuevo registro oficial recibirán una asistencia económica de $ 9.593 pesos por unidad, según estableció el Gobierno nacional en el nuevo marco de subsidios focalizados.
El beneficio se aplicará mediante un sistema de devolución de dinero en cuentas bancarias o billeteras virtuales interoperables. Además, durante el periodo comprendido entre el 1° de abril y el 30 de septiembre de cada año, el subsidio cubrirá el consumo de dos garrafas mensuales. Para el resto de los meses, la asistencia económica alcanzará a una sola unidad.
La medida fue comunicada a través de la Disposición 1/2026 de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética del Ministerio de Economía, publicada este lunes en el Boletín Oficial.
Esta norma reglamenta el funcionamiento del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplaza al anterior Programa Hogar.
Para acceder al beneficio, los interesados deben completar sus datos en el sitio web oficial del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).
Según el texto oficial, la inscripción “habilitará al usuario registrado para generar una transacción de compra de la garrafa de GLP de DIEZ (10) kilos con una asistencia económica que se instrumentará en forma de reintegro en la cuenta del beneficiario”.
El Banco de la Nación Argentina es la entidad encargada de poner a disposición las herramientas digitales para el pago. La normativa establece que el monto del subsidio podrá ser actualizado por la Subsecretaría en función del precio del butano y de los costos asociados.
La Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) aportará la información de ingresos de los hogares para evaluar cada solicitud.
La disposición indica que la ANSES enviará los datos “a los fines de su análisis para la evaluación de la incorporación al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.
Un hogar promedio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios gastó $212.694 en abril para cubrir sus necesidades de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte público, lo que representa un alza de 49%.
No obstante, el valor representa una reducción del 0,4% respecto al mes anterior. La leve baja mensual se explica por una reducción del 22,5% en el gasto de energía eléctrica, debido a que abril presenta el menor consumo del año por factores estacionales.
Esta disminución compensó las subas en otros rubros, como el gas natural, que aumentó un 16% por el mayor consumo estacional y el incremento del cargo fijo, y el transporte, que subió un 6,1%.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la información proviene del reporte número 37 del Observatorio de tarifas y subsidios IIEP (UBA-CONICET) correspondiente a abril de 2026.
El informe destaca que “la menor cantidad consumida de energía eléctrica compensa el incremento tarifario en todos los servicios”.
Actualmente, los hogares del AMBA pagan tarifas que cubren, en promedio, el 61% de los costos de los servicios, mientras que el Estado nacional se hace cargo del 39% restante.
En cuanto al impacto en los ingresos, la canasta de servicios públicos representó en abril el 12,2% del salario promedio registrado. El rubro de mayor peso es el transporte, que explica el 50% del total de la canasta. Según el documento, “el peso del gasto en transporte explica el 50% de la canasta y se presenta como el gasto de mayor consideración sobre los ingresos del hogar”.
Por último, el costo técnico del boleto de colectivo se situó en $1.927, frente a un boleto mínimo de $715 en la Ciudad de Buenos Aires. En el sector de los hidrocarburos, el precio promedio de la nafta súper se estimó en $2.041 por litro a principios de mes.
