El presidente Javier Milei facultó al Ministerio de Economía a aumentar o disminuir hasta en un 50% el recargo destinado al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales, mediante el Decreto 266/2026 publicado este lunes en el Boletín Oficial.
De esta manera, a partir de ahora, la cartera económica tendrá la potestad directa de modificar el nivel del recargo que pagan todos los usuarios de gas del país para financiar los subsidios residenciales.
La normativa afecta al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas (creado por la Ley 25.565), el cual se nutre actualmente de un recargo de hasta el 7,5% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Hasta la publicación de este decreto, la facultad de aumentar o disminuir este recargo en hasta un 50% residía formalmente en el Presidente de la Nación. Con el nuevo esquema, el Ministerio de Economía podrá decidir de forma autónoma si el recargo sube o baja, dependiendo de las necesidades de financiamiento del sistema y las metas fiscales.
El recargo se aplica a la totalidad de los metros cúbicos consumidos o comercializados por redes en todo el territorio nacional, sin importar el uso final. El mismo se calcula sobre cada metro cúbico de 9.300 kilocalorías. Si Economía decidiera aplicar el aumento máximo permitido del 50%, el recargo sobre el precio del gas en boca de pozo podría escalar del 7,5% al 11,25%.
El régimen de subsidios financiado por este fondo tiene vigencia garantizada por ley hasta el 31 de diciembre de 2031. Los fondos seguirán siendo declarados e ingresados a través de la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA).
El Fondo Fiduciario sostiene las tarifas diferenciales en diversas regiones del país. Su uso principal es financiar el régimen de Zona Fría, que establece descuentos en las facturas de gas para los usuarios residenciales de la Patagonia, Malargüe y las zonas incorporadas por la ampliación de la Ley 27.637.
Al argumentar la medida, el Ejecutivo sostuvo que la misma es necesaria “por razones operativas, y para una mejor administración que permita concretar las metas políticas diagramadas”, remarcando que “resulta impostergable para una mejor gestión de gobierno”.
El ministro de Relaciones Exteriores iraní, Seyed Abbas Araghchi, declaró este viernes que el Estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% de petróleo a nivel mundial, quedó completamente abierto durante 10 días, “en consonancia con el alto el fuego en el Líbano” e Israel.
“De acuerdo con el alto el fuego en Líbano, el paso para todos los buques comerciales a través del Estrecho de Ormuz se declara completamente abierto durante el resto del período de alto el fuego, en la ruta coordinada ya anunciada por la Organización de Puertos y Asuntos Marítimos de la República Islámica de Irán”, expresó Araghchi,. en una publicación en la red social X
Por su parte, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, saludó la apertura con un breve posteo en su red Truth Social: “Irán acaba de anunciar que el estrecho de Irán está completamente abierto y listo para el paso libre. ¡Gracias!“, indicó.
En una publicación posterior, Trump afirmó que el bloqueo naval estadounidense contra Irán se mantendrá vigente hasta que la negociación entre Washington y Teherán esté “completa al 100%”.
Informó además que Irán ha retirado o está retirando todas las minas marinas con la ayuda de Estados Unidos.“Este proceso debería ser muy rápido, ya que la mayoría de los puntos ya están negociados”, declaró Trump.
En su nueva tanda de mensajes a través de la red social, el mandatario norteamericano también afirmó que Estados Unidos prohíbe a Israel bombardear el Líbano.
Mientras tanto, medios internacionales interpretaban este viernes el agradecimiento de Trump como un gesto de distensión de parte del presidente de los Estados Unidos hacia Irán. Ambos países se proponen reanudar las negociaciones por la paz en Islamabad y Trump anunció reiteradamente que el fin de la guerra es una posibilidad próxima a cumplirse.
Asimismo, desde Irán reafirmaron que los buques militares tienen prohibido transitar por el estrecho de Ormuz, y solo los civiles pueden hacerlo a través de rutas designadas y con el permiso de la Armada del Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica.
La ministra de Energía de la provincia de Tierra del Fuego, Gabriela Castillo, valoró la presentación oficial de Terra Ignis Energía SA y el acuerdo con Velitec SA para la operación de pozos hidrocarburíferos en la provincia. “Esta actividad es estratégica para la zona norte”, destacó.
Asimismo aseguró que la reactivación de la actividad hidrocarburífera representa “una etapa muy importante y trascendente para la provincia de Tierra del Fuego”.
Destacando el trabajo realizado por distintas áreas del Gobierno fueguino, Castillo valoró “la convicción de que debíamos sacar adelante la explotación hidrocarburífera” ante la salida de YPF de Tierra del Fuego, entendiendo que “la Provincia necesita resurgir y crecer” en esta actividad.
“Esta explotación debe darse con responsabilidad”, sostuvo la funcionaria y admitió que “la etapa que tenemos por delante no será fácil, pero tampoco fue fácil cuando YPF nos dijo, hace un año y medio atrás, que se iban de Tierra del Fuego de la misma manera que se fueron de otras provincias patagónicas”.
Para Castillo, la empresa “Terra Ignis viene a ejercer soberanía sobre los recursos que siempre fueron de la Provincia, pero el rol del Estado era distinto”, recordando que “en otro tiempo la Provincia se ocupaba solamente de extender concesiones”.
“Hoy decimos: esta historia no puede ser así. No tengo que preguntarle a una empresa si me quiere vender sopa para producir gas envasado, cuando tenemos 6 mil familias en la Provincia que necesitan el gas envasado y lo tenemos que traer de Bahía Blanca porque la producción es insuficiente”, resaltó.
La ministra aseguró que “eso es lo que hoy estamos cambiando, y es una política integral que lidera el Gobernador”, anticipando que hay por delante “un trabajo conjunto en este nuevo horizonte de lo que pensamos para la explotación hidrocarburífera”.
“Celebramos este momento, y es clave este tiempo; es tiempo de colaboración y de trabajo conjunto. Lo más importante es lo que viene y los invito a caminar juntos porque claramente este es el eslabón productivo que va a crecer en la zona norte de la provincia, y ese eslabón se construye entre todos”, concluyó.
Nace “FES Government & Investment” una actividad que Future Energy Summit (FES) impulsa en colaboración con la Organización Latinoamericana y Caribeña de la Energía (OLACDE), en el marco de la “XI Semana de la Energía”, un evento de alto nivel reconocido como la instancia clave de diálogo político y estratégico en materia energética a nivel regional.
Este año la XI Semana de la Energía se llevará a cabo del 6 al 9 de octubre de 2026 en Santo Domingo, República Dominicana.
Este encuentro anual, que congrega a 27 países de América Latina y el Caribe, se ha consolidado como la plataforma definitiva para el intercambio de políticas públicas, reuniendo a ministros, CEOs y expertos globales en un contexto decisivo para la seguridad energética continental. Se destaca por su compromiso con la innovación, la equidad y la sostenibilidad en el sector energético.
“FES Government & Investment”, el debut
En esta décima primera edición, la agenda de la XI Semana de la Energía integrará la propuesta “FES Government & Investment ”, una iniciativa conjunta entre la OLACDE y Future Energy Summit, la gira de conferencias y posicionamiento de marca líder en la región.
Un espacio único para conectar inversión, regulación y estrategia
El FES Government & Investment se desarrollará los días 7 y 8 de octubre, dentro de una agenda que contempla la participación de ministros de energía, organismos reguladores y representantes del sector eléctrico de los 27 países miembro de OLACDE, generando un entorno de diálogo directo con el sector privado.
Cabe destacar que OLACDE representa el mayor espacio de articulación energética institucional de América Latina y el Caribe, integrando a gobiernos cuyos sistemas energéticos alcanzan a más de 600 millones de personas.
AndrésRebolledo, Secretario Ejecutivo de OLACDE, expresó: “Valoramos enormemente crear este foro que permitirá el debate público-privado sobre el futuro energético de Latinoamérica y el Caribe junto a las principales compañías que operan en la región”.
La agenda del foro refleja el momento que atraviesa el sector energético en la región, combinando visión política, estrategia empresarial y análisis técnico.
A lo largo del encuentro se abordarán ejes clave como:
El mapa actual de inversión privada y licitaciones públicas en energías renovables en América Latina y el Caribe
La competitividad de la energía solar, eólica y almacenamiento, y su impacto en la innovación tecnológica
El desarrollo del almacenamiento energético (BESS) y su rol en los sistemas eléctricos
La transformación de las compañías energéticas hacia modelos sostenibles
La bancabilidad de proyectos y el rol del capital en la transición energética
También se prevé una instancia de diálogo entre ministros, reguladores y ejecutivos, orientada a discutir hojas de ruta para la transición energética regional, consolidando un espacio de conversación directa poco habitual en la industria.
El foro incluirá:
Paneles de alto nivel con líderes del sector público y privado
Mesas de diálogo entre CEOs y ministros
Encuentros estratégicos entre empresas, gobiernos y entidades financieras
Espacios de networking institucional y técnico
Sesiones especializadas en tecnología, mercados y financiamiento
Alcance regional y proyección internacional
El foro será de acceso público, con registro previo sujeto al aforo, y contará con una convocatoria estimada de más de 1.000 participantes presenciales, incluyendo delegaciones oficiales, ejecutivos del sector privado y representantes de organismos internacionales.
Se prevé además la participación de más de 100 CEOs, máximos ejecutivos y referentes de gobierno en mesas de debate, junto a la presencia de las principales instituciones energéticas de la región.
El evento será transmitido en vivo por YouTube para todo el mundo, ampliando su alcance global y posicionando los debates en la agenda internacional.
Como parte de la experiencia, se desarrollará también una red social exclusiva para el seguimiento del foro, invitando a los participantes y a la audiencia global a interactuar y continuar el diálogo más allá del evento.
FES Government & Investment, el documental
OLACDE y FES realizarán la producción de un documental audiovisual oficial que registrará los puntos clave de los debates durante la Semana de la Energía, incluyendo entrevistas a funcionarios de gobierno y a las principales compañías energéticas de la región.
Un entorno de diálogo estratégico para el sector
El foro permitirá fortalecer el vínculo entre el sector público y privado en un contexto donde la coordinación entre regulación, inversión y desarrollo tecnológico resulta clave para la transición energética.
En este marco, se generarán instancias de intercambio que facilitarán el entendimiento de prioridades regulatorias, desafíos de implementación y oportunidades de inversión en los distintos mercados de la región.
Parte de una gira regional
Este encuentro se enmarca dentro de la gira internacional de Future Energy Summit, que recorre los principales mercados energéticos de América Latina y Europa, consolidando espacios de diálogo entre el sector público y privado en cada país.
Con presencia en más de 10 mercados al año y una comunidad de más de 75.000 profesionales del sector energético, FES se ha consolidado como una de las principales plataformas de encuentro e intercambio para la industria a nivel regional.
Un foro que define el rumbo energético de la región
El Foro FES–OLACDE se posiciona como un espacio donde confluyen gobiernos, empresas e instituciones financieras para analizar tendencias, compartir experiencias y proyectar el futuro del sector energético en América Latina.
Un ámbito en el que se conectan las decisiones públicas con las dinámicas de inversión privada, en un momento clave para el desarrollo energético de la región.
Sobre OLACDE
La OLACDE es un organismo de cooperación, coordinación y asesoría técnica de carácter público intergubernamental, constituido el 2 de noviembre de 1973 mediante la suscripción del Convenio de Lima, ratificado por 27 países de América Latina y el Caribe.
Su objetivo fundamental es fomentar la integración, conservación, aprovechamiento racional, comercialización y defensa de los recursos energéticos de la región.
La importación de gas natural licuado (GNL) es desde hace casi dos décadas un terreno observado con recelo —o directamente con sospecha— por los distintos gobiernos que administraron la Argentina. Durante el segundo mandato de Cristina Fernández de Kirchner —que estaba al frente del Ejecutivo cuando el país comenzó a importar GNL en 2008— se modificó la metodología de contratación en 2012 para incorporar a YPF como actor central en la recepción de ofertas de GNL para mejorar la transparencia del proceso. Durante la gestión de Mauricio Macri se diseñó un esquema orientado a transferir gradualmente esa operatoria al sector privado, aunque nunca llegó a implementarse de manera efectiva. En tanto que el gobierno de Alberto Fernández —en línea con la parálisis que signó su mandato— estuvo atravesado por la falta de definiciones en torno al rol de Enarsa y mantuvo sin cambios sustanciales el esquema vigente.
La llegada de Javier Milei volvió a colocar el tema en agenda. Desde su asunción, el Ejecutivo planteó como objetivo desplazar a la empresa estatal de la importación de GNL y avanzar hacia un esquema en el que un actor privado asuma el riesgo de comprar el combustible en el mercado internacional y comercializarlo en el mercado local.
La terminal regasificadora de Enarsa recibirá los cargamentos de GNL que se importen en invierno.
GNL, una licitación estratégica
En esa clave, la Secretaría de Energía diseñó un pliego para contratar a un agregador comercial que se encargue tanto de la importación de GNL como de su posterior reventa a los distintos actores del sistema: distribuidoras, generadoras —a través de Cammesa— y grandes usuarios industriales.
El proceso sigue abierto y debería definirse en las próximas horas —a más tardar mañana (martes 21 de abril)—, pero a pocos días de la decisión no existen señales contundentes que permitan anticipar cuál será el camino elegido por el Gobierno.
Lo que sí está claro es que el tema se definirá en la primera línea del Ministerio de Economía, encabezado por Luis Caputo, con participación de funcionarios de otras áreas del Gobierno.
Por qué la decisión se maneja con sigilo
El hermetismo no es casual. Si bien en términos conceptuales la idea de que el sector privado asuma la importación de GNL puede parecer un paso lógico —e incluso sencillo de verbalizar en términos discursivos—, su implementación práctica es considerablemente más compleja.
La licitación involucra múltiples derivadas: desde su impacto en las tarifas de invierno hasta la conveniencia económica para el Estado y el sistema, pasando por los riesgos regulatorios, contractuales y de ejecución que enfrentan los funcionarios que deben convalidar el proceso.
Desde su origen, la licitación representó una apuesta de riesgo. Implica intentar construir una alternativa al esquema vigente —basado en la intervención directa del Estado— en un mercado de alta volatilidad y con una economía local todavía frágil (elevado riesgo país, incertidumbre cambiaria, inflación persistente y riesgos de cobrabilidad).
A ese escenario se sumó un factor exógeno que terminó de complejizar el proceso: la escalada del conflicto en Medio Oriente, que incrementó la incertidumbre en el mercado energético global y disparó los precios del petróleo y sus derivados.
Una cuestión de números
En caso de que el Gobierno decida avanzar con la adjudicación a un agregador comercial, la licitación está virtualmente definida en favor de Naturgy, que ofertó una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. En el desempate superó a Trafigura, que había presentado una oferta de 4,57 dólares.
El precio del GNL retrocedió este lunes hasta los US$ 12 por millón de BTU.
Esa prima incluye costos de regasificación, logísticos, componentes impositivos y, fundamentalmente, la valorización del riesgo que asume el agregador en un mercado volátil y con incertidumbre en la cobrabilidad. Por eso, no resulta comparable con las primas históricas de los tenders de Enarsa, donde los proveedores no asumían esos costos ni riesgos.
Un factor que complejizó la ecuación
En paralelo a la licitación del agregador, Enarsa licitó la semana pasada la compra dos cargamentos de GNL para mayo bajo el esquema anterior: las primas que obtuvo fueron muy competitivas: se ubicaron, en algunos casos, por debajo de los 0,50 dólares por millón de BTU.
Una lectura lineal podría sugerir que, si al costo total de regasificación, logístico e impositivo, que oscila entre 2,50 y 3 dólares por millón de BTU, se le suma las primas que obtuvo la semana pasada Enarsa de 0,50 dólares, el costo total del servicio debería ubicarse en torno a los 3,50 dólares, es decir, cerca de un dólar por debajo de la mejor oferta recibida para el agregador. «Cada cargamento trae 2,1 Tera BTU de GNL. Si se calcula el impacto por cada 1 US$/Mmbtu adicional arroja alrededor de US$ 2 millones adicionales de costo total», cuantificó a EconoJournal un trader de combustibles.
Sin embargo, esa interpretación es considerada reduccionista dentro del sector. Porque la prima obtenida para uno o dos cargamentos puntuales en mayo no necesariamente es extrapolable al resto del invierno. De hecho, los cargamentos correspondientes a los meses más críticos —junio, julio y agosto— podrían registrar precios más altos.
El desafío para el Gobierno es que debe tomar una decisión ahora, sin contar con información completa sobre la evolución futura de esos precios. A ese cuadro se le suma que en los últimos días de la semana pasada, tras señales de distensión en el conflicto en Medio Oriente, los precios del GNL registraron una caída cercana al 30 por ciento. Este lunes, el TTF —la referencia del GNL en Europa— volvió a cotizar a US$ 12 por millón de BTU, casi al mismo valor que antes del conflicto bélico.
«Estamos trazando los números finos para entender cuál es la decisión que más le conviene al país en este momento», se limitó a responder una fuente oficial ante la consulta de este medio.
La consistencia macroeconómica
Otro factor que incide en la decisión que evalúa el Gobierno es cómo integrar la operatoria de un agregador comercial con la gestión de las tarifas de gas y electricidad durante el invierno. El punto es sensible porque radica en la necesidad de evitar que el costo de los servicios públicos recaliente la inflación, en un contexto en el que el índice de precios al consumidor (IPC) mostró en marzo una suba de 3,4% y puso en tensión la estrategia antiinflacionaria oficial.
La contratación de un agregador comercial implicaría, en los hechos, trasladar el costo real del GNL a las tarifas de gas y también de electricidad, dado que el combustible se utiliza para generación en los momentos de mayor consumo residencial. Si el Gobierno no está dispuesto a convalidar ese pass through, una alternativa pragmática sería mantener la importación de GNL bajo la órbita de Enarsa al menos por un año más.
Cómo impactará el nuevo esquema de subsidios en los hogares.
Ese enfoque se apoya en otro dato estructural: a partir de 2025, con la ampliación del sistema de transporte que está ejecutando TGS —a través de obras de repotenciación del gasoducto Perito Moreno—, la necesidad de importar GNL para el invierno se reducirá de manera significativa, posiblemente a menos de la mitad del volumen requerido este año.
Eso facilitaría, en una segunda etapa, la implementación de un esquema privado en un contexto menos exigente en términos de abastecimiento. Desde esa óptica, algunas fuentes del área energética consideran que lo menos riesgoso sería mantener la operatoria en cabeza de Enarsa durante esta transición.
El costo de sostener el esquema actual
Sin embargo, quienes promueven avanzar con la adjudicación a un privado advierten que sostener el esquema actual también tiene costos.
En particular, señalan que la cobrabilidad del GNL importado por Enarsa tiende a deteriorarse. En los últimos 15 años, la empresa estatal operó de facto como un canal de subsidio indirecto al consumo de gas, tanto para distribuidoras como para industrias y otros actores del mercado.
En ese contexto, las distribuidoras suelen compensar deudas con la estatal, en parte debido a los desfasajes generados por el régimen de subsidios a Zonas Frías, un régimen que fue ampliado en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández, cuyo financiamiento presenta déficits estructurales.
El resultado de sostener la opacidad del rol de Enarsa como proveedor de última instancia de gas sería seguir reproduciendo un circuito financiero frágil, donde el Estado termina absorbiendo costos fiscales y financieros crecientes.
Desde esa perspectiva, algunos funcionarios sostienen que avanzar con un agregador privado permitiría mejorar la disciplina de pagos y reducir el impacto fiscal del esquema.
Una decisión abierta
En consecuencia, la definición no es lineal. La licitación del agregador comercial de GNL condensa variables técnicas, económicas, regulatorias y macroeconómicas y afecta intereses creados de actores locales e internacionales que se resisten a un cambio del statu quo. A pocas horas del cierre de la licitación, el partido sigue abierto. Y la cantidad de variables en juego pone a prueba, como pocas veces, el alcance real del avance reformista del Gobierno sobre el sector energético.
Hoy comienza una nueva edición de uno de los encuentros más relevantes para la industria energética de la región. El Future Energy Summit Caribe – Renewables & Storage abre sus puertas este 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana, congregando a los principales actores del sector en un momento decisivo para el desarrollo de las energías renovables y el almacenamiento.
El evento contará con la participación de cientos de representantes de empresas líderes y funcionarios de primer nivel, en un espacio donde se debatirán tendencias clave del mercado y se generarán oportunidades concretas de negocio.
Además, quienes no puedan asistir de manera presencial podrán seguir la transmisión en vivo a través del canal oficial de Future Energy Summit, ampliando el alcance de las discusiones estratégicas que allí se desarrollen. La agenda completa del encuentro y los detalles de acceso están disponibles para los interesados en participar o seguir las sesiones en tiempo real.
Durante FES Caribe se espera la presencia de la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, y Charly de la Rosa desde la misma entidad, entre otros referentes que siguen de cerca la evolución regulatoria y técnica del mercado dominicano.
Uno de los ejes que atraviesa este contexto es la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que superó ampliamente las previsiones iniciales al recibir propuestas por más de 1500 MWp en generación y cerca de 1300 MWh en almacenamiento, triplicando los 600 MW originalmente contemplados. Este nivel de participación refleja no solo el atractivo del mercado, sino también la madurez de una cartera privada dispuesta a competir en un sistema que requiere nueva capacidad y mayores herramientas para gestionar su estabilidad operativa.
Con la adjudicación prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, y la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo, el calendario ubica a FES Caribe en una ventana especialmente oportuna para interpretar el estado del mercado.
A su vez, la ETED avanzó en la apertura a la inversión privada mediante una manifestación de interés por 1200 MWh en sistemas de baterías, consolidando el posicionamiento del almacenamiento como tecnología clave en el país.
A lo largo de las jornadas, el evento abordará paneles estratégicos como las claves para desarrollar inversiones en energías renovables y almacenamiento en República Dominicana, contratos, innovación constructiva, el regreso de la eólica al Caribe, bancabilidad y la red que exige la transición, entre otros espacios diseñados para analizar los desafíos y oportunidades del sector.
El encuentro cuenta con el respaldo de un amplio ecosistema de empresas líderes como Sungrow, Huawei, JA Solar, CATL, EGE Haina, SL Rack, AXIAL, Schletter, GOtion, FMO, Solar Steel, Enovar, SolaX Power, Milwaukee Tool, CFS, Pylontech, Alurack, AES RD, TCL, Marsh McLennan, Jimenez Peña Advisors, FlexGen, CIFI, Antai, Agrekko, Servinca, BLC Power Generation, TLS, Banco Popular Dominicano, Asturmadi Reneergy, ACCIONA Energía y Elecnor, que acompañan el desarrollo de esta edición.
Como en cada edición, el Future Energy Summit Caribe se distinguirá por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas se congregan para avanzar en acuerdos y contratos que impulsan la transición energética en la región, en un entorno que combina visión estratégica, intercambio técnico y oportunidades concretas de inversión.
La licitación AlmaSADI genera expectativas de participación sin precedentes en Argentina, con proyecciones de ofertas que podrían multiplicar varias veces el volumen a adjudicar. Por lo que tanto desde el ámbito público como privado coinciden en que el proceso superaría ampliamente el nivel observado en AlmaGBA.
“Mi expectativa es que haya, al menos, cuatro veces la cantidad de ofertas del objetivo a adjudicar (700 MW) en la licitación de baterías AlmaSADI”. señaló Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER).
“Eso seguramente empuje el precio para abajo respecto a lo que fue la licitación AlmaGBA, aunque al mismo tiempo tenemos subiendo el precio en origen del CAPEX”, agregó durante un encuentro organizado por la propia CADER en el estudio Lisicki Litvin & Asociados.
Desde el Gobierno también destacaron el fuerte interés inicial del mercado, con consultas crecientes y un nivel de participación que superaría el proceso anterior que adjudicó 713 MW de proyectos BESS a instalarse en el Área Metropolitana de Buenos Aires.
“La licitación AlmaSADI está trayendo muchas consultas, hay mucho interés. Es una licitación que será más importante que AlmaGBA”, complementó MaximilianoBruno, director nacional de Generación Eléctrica, durante el encuentro al que asistió Energía Estratégica.
Y cabe recordar que la licitación AlmaSADI busca adjudicar 700 MW de almacenamiento (BESS), con posibilidad de ampliarse hasta 770 MW. Además, recientemente se extendió sus plazos a pedido de los oferentes para mejorar la calidad y competitividad de las propuestas.
Cömo consecuencia, la presentación de ofertas y apertura de sobres A (propuestas administrativas y técnicas) se realizará el 27 de mayo (en lugar del 8/5 inicialmente previsto) y la apertura y evaluación de ofertas económicas (Sobres B) pasó al 24 de junio. Mientras que la adjudicación se trasladó al 8 de julio.
Y si bien ya se amplió el plazo original por dos semanas, desde CAMMESA y el gobierno prevén que no extienda más el cronograma vigente, es decir que no habría otras nuevas postergaciones, salvo que existe algún acontecimiento extraordinario que lo amerite.
Asimismo, momentáneamente se mantiene la fecha objetivo de entrada en operación comercial (enero 2027), a pesar que empresas del sector privado plantearon la necesidad de extender el plazo dado que, desde la adjudicación, habría pocos meses para la puesta en marcha de los proyectos.
Detalles técnicos de la licitación
La estructura técnica de la licitación establece parámetros que buscan equilibrar la integración de las centrales BESS con la operación del sistema eléctrico, de modo que el diseño técnico fija proyectos entre 10 y 150 MW y exige cuatro horas de descarga,
¿A qué se debe el tamaño de los proyectos a presentarse? “No es un objetivo técnico, sino más operativo y administrativo. Todos quieren proyectos más pequeños porque se adaptan mejor a las redes de 33 o 13 kV, pero cuanto más proyectos de esa índole tengamos, más complicado para despachar y administrar, entonces lo ideal es un mix de algunos proyectos grandes con algunos proyectos chicos”; explicó Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA.
En paralelo, la revisión de nodos (a través de las circulares N°1 y 2 de la convocatoria) y la incorporación de puntos en el Noreste Argentino (NEA) o zonas con límites de 120 MW o 150 MW en Buenos Aires, entre otros ejemplos, busca potenciar la competencia y permitir una mayor diversidad de proyectos.
“Se amplió casi un 50% la capacidad total de ubicaciones regionales donde presentar proyectos, lo que aumenta la competencia interregional”, subrayó Luchilo.
Con este conjunto de variables —alta participación esperada, mayor apertura técnica y presión sobre los precios— AlmaSADI se perfila como un punto de inflexión para el desarrollo del almacenamiento en Argentina. La clave estará en cómo se equilibren los costos crecientes con la agresividad competitiva del mercado.
La Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025 en República Dominicana destinada a 600 MW dejó señales claras sobre la madurez del mercado, con una participación que superó ampliamente el volumen licitado, donde compitieron más de 1500 MWp y cerca de 1300 MWh. Este nivel de competencia confirma el interés inversor y consolida al país como un destino atractivo dentro del sector.
En este escenario, el proceso no solo permitió incorporar nueva capacidad, sino también avanzar en la integración de storage como herramienta para gestionar la variabilidad renovable. “Se están dando los pasos para tratar de integrar ER gestionable, y eso es un cambio importante en el modelo”, afirmó el consultor senior Rafael Velazco en conversación con Energía Estratégica. Para el ejecutivo, este punto es clave porque empieza a corregir una de las principales debilidades del sistema: la falta de gestionabilidad en la expansión renovable.
Los resultados preliminares contemplan la adjudicación de 8 proyectos que suman 605,1 MW, con un claro predominio de tecnología solar y una única iniciativa eólica. En este contexto, el proceso dejó señales claras sobre la madurez del mercado y su capacidad de respuesta ante mecanismos competitivos.
A nivel estructural, el proceso también reflejó un cambio en la forma de concebir el desarrollo del sector. La incorporación de soluciones gestionables marca un punto de inflexión respecto al esquema previo basado únicamente en generación intermitente. Este avance se alinea con prácticas adoptadas en mercados más desarrollados y con mayor penetración renovable.
En términos económicos, los precios en torno a USD 0,108/kWh consolidaron un escenario competitivo, aunque exigente para los desarrolladores. Se trata de valores que responden a estructuras financieras ajustadas y a una fuerte presión del mercado, lo que reduce márgenes de maniobra en la ejecución de los proyectos.
En esa línea, Velazco advierte que la sostenibilidad de estos precios no es homogénea. Los proyectos mejor estructurados podrán sostenerlos, pero el margen de error es mínimo, lo que eleva el riesgo en la ejecución. Esto refuerza una idea central: la licitación no la ganan los precios más bajos, sino los proyectos más sólidos.
En ese sentido, la competitividad no estuvo definida únicamente por el valor ofertado. Factores como la calidad del recurso, la ubicación de los proyectos y la facilidad de interconexión resultaron determinantes, así como el diseño de los sistemas BESS y la madurez de las iniciativas presentadas.
El alto nivel de sobreoferta evidenció tanto el dinamismo del mercado como las limitaciones estructurales del sistema eléctrico, especialmente en materia de transmisión. Si bien el volumen inicial de 600 MW resultó adecuado como primera convocatoria para validar el esquema licitatorio, el interés demostrado expone la necesidad de ampliar la capacidad de la red.
“Se debe invertir en la red de transmisión para permitir la integración de más ER. Sin transmisión no hay transición energética””, advirtió Velazco, quien remarcó que este es el principal cuello de botella para el crecimiento del sector.
Este condicionante también explica por qué una convocatoria de mayor escala podría haber generado tensiones operativas. La capacidad actual del sistema no permitiría absorber un volumen significativamente superior sin comprometer su estabilidad, lo que obliga a pensar el desarrollo en etapas progresivas.
En paralelo, la ejecución de los proyectos también aparece como un factor crítico. Los plazos estimados de 24 meses desde PPA hasta operación comercial son viables en teoría, pero dependen de variables que hoy no están completamente bajo control, como el cierre financiero, los permisos y la capacidad de interconexión.
A esto se suma la complejidad técnica de los sistemas BESS, que introducen nuevos desafíos en diseño, integración y suministro. En un contexto global de alta demanda por estas tecnologías, no se descartan tensiones en la cadena de valor que puedan impactar los cronogramas.
¿Cómo sigue? Entre el 27 de abril y el 5 de mayo se prevé la concesión definitiva, mientras que la firma de contratos se concretaría el 22 de ese mismo mes.
La licitación deja una conclusión clara: el mercado está listo, pero el sistema no acompaña al mismo ritmo. República Dominicana logró posicionarse como un destino atractivo y competitivo, pero el próximo paso no pasa por nuevas convocatorias, sino por resolver los cuellos de botella estructurales que hoy condicionan la transición.
FES vuelve a República Dominicana
Durante los días de hoy y mañana, Future Energy Summit (FES) Caribe 2026 se consolidará nuevamente como uno de los principales espacios de discusión energética en América Latina, en un momento donde República Dominicana atraviesa definiciones estructurales que impactarán directamente en su sistema eléctrico.
La quinta edición del evento, a realizarse el 20 y 21 de abril en Santo Domingo, reunirá a desarrolladores, utilities, financiadores, proveedores tecnológicos y autoridades en un contexto de alta actividad.
El peso de FES Caribe se refleja en la calidad de los perfiles confirmados, con una fuerte presencia del sector público dominicano, entre los que se incluye la participación de la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, junto al Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, además de diversos speakers del sector privado y cientos de asistentes esperados.
Argentina se consolida como un eje estratégico dentro de la operación regional de Vestas, respaldado por una base instalada cercana a los 3000 MW en funcionamiento y un pipeline de aproximadamente 350 MW en fase de construcción que entrará en operación durante 2026. E
“Argentina es uno de los core markets de Vestas. Al principio de los años 2000 fue una apuesta y ahora es un mercado extremadamente consolidado, donde la empresa enfoca su esfuerzo en el desarrollo de soluciones específicas”, afirmó Alessio Pedicone, director de Ventas para el Cono Sur de Vestas, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
La calidad del recurso eólico permite niveles de eficiencia superiores a otros mercados, lo que convierte al territorio en un espacio clave para la validación tecnológica.
“Comparado con Europa, donde se necesitan dos turbinas, en Argentina alcanza con una sola”, explicó Pedicone, subrayando el alto rendimiento que se obtiene en distintos puntos del país.
Este contexto impulsa el desarrollo de soluciones adaptadas a las condiciones locales, tanto desde el punto de vista tecnológico como operativo. Las turbinas actualmente instaladas cuentan con rotores de 162 metros y potencias de entre 6 MW y 6,5 MW, lo que permite maximizar la captura de viento y optimizar la producción eléctrica.
La estrategia de la compañía también se apoya en contratos de operación y mantenimiento de largo plazo, que garantizan estabilidad y previsibilidad en el negocio, incluso con contratos de hasta 30 años de vida útil del proyecto.
“La apuesta que está haciendo Vestas es tener una capacidad local en Argentina. Tenemos centro de almacenamiento, centro de reparaciones, centro de entrenamiento de técnicos en el país, que sirve en Argentina, pero que también exportan conocimiento y herramientas fuera”, indicó el director de Ventas para el Cono Sur.
“Ese es nuestro plan a corto, medio y largo plazo. Seguir con las turbinas ya instaladas y operando, y seguir acompañando el mercado en su crecimiento”, agregó durante la entrevista destacada de FES Argentina.
El crecimiento también se refleja en proyectos concretos en ejecución, como el Parque Eólico Olavarría, que aportará 186 MW de capacidad instalada mediante 29 aerogeneradores EnVentus V162 de 6,4 MW. Este desarrollo, impulsado junto a PCR y ArcelorMittal Acindar, es el primero aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.
A su vez, la ampliación del parque Mataco sumará 31 MW adicionales, alcanzando un total de 270,4 MW, con tecnología de última generación que refuerza la eficiencia operativa del complejo.
Estabilidad regulatoria: clave tras la evolución de la Ley N° 27191
El contexto normativo aparece como un factor determinante para sostener el crecimiento del sector, especialmente en un escenario marcado por transformaciones recientes en el mercado eléctrico. La implementación de nuevos marcos regulatorios redefine las condiciones de inversión y operación.
Tras el vencimiento de la Ley N° 27191 – régimen de fomento a las renovables que movilizó más de USD 8.000 millones en inversiones en la última década—, el sector impulsa una nueva etapa de definiciones legislativas para extender el marco de estabilidad fiscal.
De modo que hay un proyecto de ley en el Congreso que se buscará tratarlo en las sesiones ordinarias, a fin de lograr un esquema de estabilidad y certidumbre para poder seguir inyectando proyectos.
“Vestas y todo el mercado renovable precisa estabilidad fiscal que justamente hemos tenido los últimos años a través de la Ley N° 27191, queremos que eso siga para seguir apostando por el país”, subrayó Pedicone.
“Sabemos que el mercado es diferente comparado a dos o tres años atrás, pero estamos aquí para acompañar con soluciones en precio, confiabilidad y plazos de entrega”, sostuvo en referencia a los cambios introducidos en el sector.
En un contexto donde México reafirma su compromiso con la transición energética —apuntando a que el 38% de su generación eléctrica provenga de fuentes renovables para 2030 y fomentando una mayor apertura en la infraestructura energética—, Growatt ha demostrado ser un pilar fundamental para alcanzar estas metas. La participación de la compañía en RE+ México 2026 representó un paso relevante en la consolidación de su presencia en el mercado nacional, exhibiendo un portafolio completo de soluciones orientadas a los segmentos residencial, comercial e industrial (C&I).
Este liderazgo fue avalado internacionalmente durante el evento, donde Growatt recibió el prestigioso galardón Top Brand PV 2026 de EUPD Research para el mercado de México. Este reconocimiento no solo premia la excelencia tecnológica de la marca, sino también la alta satisfacción y confianza que los instaladores y clientes mexicanos depositan en sus soluciones año tras año.
En el ámbito residencial, la compañía presentó los inversores MIN 2.5-6KTL-X2, los microinversores NEO 2500M-X2 y los inversores trifásicos MID 15-25KTL3-XL2, destacando por su enfoque en eficiencia y adaptabilidad. Para aplicaciones comerciales e industriales (C&I), Growatt mostró los modelos MAX 50-75KTL3-XL2 y MAX 124-150KTL3-X MV, además del lanzamiento del MAX 320-350K-X, diseñado para proyectos de gran escala con altos requerimientos operativos.
El portafolio incluyó también soluciones fuera de la red como los sistemas SPF DMV G2, SPF LVM ES y SPE 6000–12000US, orientados a escenarios con acceso limitado o nulo a la red eléctrica. En paralelo, la compañía reforzó su propuesta en sistemas híbridos con los inversores SPH 10000HU-US y WIT 10–15K HU, así como la solución WIT 28-55K-HU-US L2 en combinación con la batería comercial AXE.
En almacenamiento, Growatt presentó las baterías HOPE 5.0 B1, HOPE 16M y ALP LV US, configurando una oferta capaz de cubrir desde aplicaciones residenciales hasta proyectos comerciales de alta demanda.
«Nuestra presencia en RE+ México no se limita a mostrar hardware; se trata de reafirmar nuestro compromiso a largo plazo con el desarrollo energético del país,» afirmó Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt. «El reconocimiento de EUPD Research como Top Brand PV refleja nuestra capacidad para escuchar y responder a las necesidades específicas de los instaladores mexicanos. Con el respaldo de nuestro equipo local de expertos y un portafolio cada vez más inteligente, estamos listos para liderar la próxima fase de crecimiento sustentable en México».
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó su informe Abril 2026 referido a la Potencialidad del sector hidrocarburífero argentino en base a la actual situación del sector, y las perspectivas considerando tres escenario posibles: Moderado, Expansivo, y Acelerado.
El informe comprende la posible evolución de la producción de petróleo y de gas natural por cuenca, la participación del shale en dicha producción, y la evolución de la balanza comercial energética hasta el 2035, en un determinado contexto del mercado internacional de estos insumos energéticos.
La Cámara empresaria puntualizó que:
Nuestro país dispone de recursos hidrocarburíferos para abastecer la demanda local de petróleo por más de un siglo y, en el caso del gas natural, por dos siglos. Por primera vez en nuestra historia disponemos de recursos para abastecer la demanda local y, a la vez, conformar una plataforma de exportación a gran escala destinada a abastecer la demanda mundial.
De todas formas, para alcanzar el pleno desarrollo de los recursos hidrocarburíferos se requiere de un sensible incremento en los niveles de inversión a lo largo para los próximos años. Para ello, el sostenimiento de precios locales alineados con los valores vigentes en los mercados internacionales, así como la consolidación de un régimen regulatorio que potencie los niveles de inversión, son elementos centrales para alcanzar el pleno aprovechamiento de los recursos que posee el sector.
A su vez, la madurez de las cuencas convencionales determina la necesidad de conformar un marco regulatorio específico a fin de disminuir las tasas de declinación y, con ello, potenciar el pleno aprovechamiento de los recursos convencionales existentes en nuestro país. Cabe señalar, que el sostenimiento de los niveles de actividad en dichas cuencas productivas es central a fin de garantizar el mantenimiento de los niveles de empleo y, con ello, de la actividad económica en las provincias productoras. A la vez, que dicha producción es esencial para garantizar el suministro de crudo pesado requerido por parte del parque refinador local.
Un sector energético en expansión permitirá reducir aún más el déficit fiscal, disminuir el costo de suministro y conformar una balanza comercial y cambiaria crecientemente superavitaria, brindando las condiciones para alcanzar un sendero de crecimiento sustentable en el largo plazo.
Se debe destacar que el proceso de transición energética (mundial), más allá de su temporalidad, ofrece una ventana de oportunidad acotada en el tiempo a fin de alcanzar el pleno aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos que dispone nuestro país. La potenciación de los niveles de inversión en el sector en el corto y mediano plazo es crucial para no desaprovechar la oportunidad histórica que brinda la dotación de recursos y la coyuntura energética prevaleciente en el mercado mundial. Potencialidad del sector hidrocarburífero
En el trabajo se proyectan tres escenarios de evolución de la producción hidrocarburífera a lo largo de la próxima década, en donde la probabilidad de ocurrencia de cada uno se ellos se encuentra asociada a la evolución que presenten los precios internacionales y las condiciones que imperarán en la economía Argentina.
En este sentido, 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. 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.
A la vez, que se requiere de una mejora continua en los niveles de competitividad de la producción hidrocarburífera de nuestro país a fin de poder acceder a un mercado internacional cada vez más desafiante. Se requiere de la articulación de las empresas del sector privado con el sector público -en sus tres niveles- y los sindicatos, a fin de conformar las condiciones que posibiliten un crecimiento significativo de la producción hidrocarburífera destinada al abastecimiento del mercado mundial.
La CEPH sostiene que la elevada competitividad requerida para acceder a los mercados internacionales, seguramente exigirá la instrumentación de nuevas medidas, como la extensión de los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) a la producción hidrocarburífera, la eliminación de las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos, la disminución de la carga fiscal en las cuencas productoras, entre otras.
El inicio de los primeros proyectos de licuefacción en nuestro 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.
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, se remarcó. la Cámara empresaria describió los posibles logros para el caso de un Escenario Moderado:
Se trata de un escenario con un crecimiento moderado de la producción de crudo (la cantidad de pozos enganchados de shale oil crece al 5 % anual acumulativo). Por su parte, la producción de gas natural se expande por el crecimiento de las exportaciones.
Transporte de crudo: i) OTASA exporta en promedio 90 kbbl/d de crudo; ii) se amplía la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina por el ingreso de Vaca Muerta Oil Sur en diciembre de 2026 con una capacidad de 550 kbbl/d adicionales.
Transporte de gas natural: i) ampliación de TGS de la capacidad de transporte desde cuenca neuquina (+14 MMm3/día en julio de 2027); ii) ampliación Tratayén – La Carlota en enero de 2030 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina); iii) gasoducto dedicado al abastecimiento de las terminales licuefactoras en el Golfo San Matías en julio de 2028 (27 MMm3/día).
Exportaciones de gas natural: i) a los mercados regionales expandiéndose hasta 10 MMm3/d adicionales de exportación desde 2030; ii) 2,45 MTPA de exportación de GNL a partir de Septiembre 2027; iii) 5,95 MTPA de exportación total de GNL a partir de Septiembre 2028.
En dicho Escenario Moderado se proyectan para el 2035 alcanzar una producción país de 1.204.000 barriles de crudo día, una producción de gas natural de 218 millones de metros cúbicos día, con una participación de 84 % de shale oil y de 78 % de shale gas. El saldo positivo de la balanza comercial energética para 2035 se proyecta en 18.535 millones de dólares.
Por moderado que se lo considere, concretar este escenario requiere avanzar inmediatamente con las inversiones y los trabajos previstos para realizarlos en tiempo y forma, aún en el actual contexto político complicado.
Una de las plantas compresoras del Gasoducto Norte.
La adecuación de las plantas compresoras del Gasoducto Norte continúa virtualmente paralizada por un conflicto con la contratista Esuco. Por ahora, la demora no tiene consecuencias concretas porque no hay suficiente capacidad de transporte para incrementar los envíos de gas desde Vaca Muerta al norte del país, pero cuando TGS termine la ampliación del Gasoducto Perito Moreno quedará expuesto el cuello de botella que supone esta falta de avances.
El gobierno inauguró en noviembre de 2024 la reversión del Gasoducto Norte, la obra consistió en la construcción de un gasoducto de 122,8 km que interconectó los Gasoductos Centro-Oeste y Norte desde La Carlota hasta Tío Pujio. Además, se avanzó con la instalación de 62 km de loop al norte de la Planta Compresora Tío Pujio.
A partir de ese momento se pudo comenzar a transportar hasta 15 millones de metros cúbicos de gas por día de Vaca Muerta al norte del país. No obstante, para completar la obra hace falta concretar la adecuación de las plantas compresoras de Lavalle, Lumbreras, Deán Funes y Ferreyra, lo que permitirá elevar la capacidad a 19 millones de metros cúbicos diarios.
Plantas compresoras pendientes
El contrato para avanzar con la adecuación de las cuatro plantas comprensoras pendientes se firmó el 11 de abril de 2024. Las obras tenían que estar listas entre marzo y junio de 2025. Sin embargo, en el segundo semestre del año pasado Esuco paralizó la actividad por falta de pago.
La contratista que comanda Carlos Wagner reclamaba a fines de octubre una deuda de 42.000 millones de pesos, no solo por el contrato para adecuar esas cuatro plantas compresoras sino también por la Planta Compresora Mercedes y la Planta Compresora Salliqueló, dos obras ya concluidas en 2024.
“Los pagos debidos a esta contratista en relación a los trabajos de obra efectivamente realizados y certificados, resultan ser la principal y natural fuente de financiación de las obras, de modo que los incumplimientos del comitente sobre el particular han obligado a la empresa a financiar la continuidad a tasas de mercado que superan ampliamente las previstas en la estructura de costos original. Esta situación ha generado un desequilibrio estructural que no puede ser absorbido indefinidamente por la contratista sin comprometer la calidad y oportunidad de las prestaciones”, denunció Esuco en octubre.
El reclamo de Esuco es contra Enarsa, que llevó adelante la licitación y tiene la responsabilidad principal de la obra. La compañía estatal es conducida por Tristán Socas, un directivo que llegó al cargo a fines de 2024 por su cercanía con el asesor presidencial Santiago Caputo.
Tristán Socas, presidente de Enarsa.
Enarsa comenzó a liberar algunos pagos a comienzos de año para tratar de avanzar la adecuación de las plantas compresoras pendientes, pero giró los fondos directamente a subcontratistas de Esuco.
Fuentes oficiales señalaron a EconoJournal que, si se giraban los fondos a Esuco, los acreedores bancarios de la firma podrían trabar esos pagos, comprometiendo la continuidad de la obra, por lo que se optó por cancelar directamente trabajos y provisiones de subcontratistas. La intención de Enarsa es ir más allá y desplazar a Esuco, pero no está definido aún si se avanzará en esa dirección.
Deudas y parálisis
Esuco le envió al gobierno a fines de octubre una intimación donde detalla las deudas acumuladas por Enarsa y como esos incumplimientos impactaron en el avance de las obras. La compañía detalla allí que tiene tres contratos con Enarsa:
LPN GPNK 07/22: Planta compresora Mercedes
LPN GPNK 12/22: Planta compresora Salliqueló bajo la figura de Esuco-Contreras con el 50% de participación
LPN GPNK 02/2024: Reversión Gasoducto Norte. Obras para lograr la operación bidireccional de las plantas compresoras de Ferreira, Deán Funes, Lavalle y Lumbreras.
El nivel de deuda acumulada en esos tres contratos llegaba en ese momento a los 42.857.690.230 pesos, siendo lo correspondiente a Esuco 30.859.94.731 pesos.
1) LPN GPNK 07/22: Planta compresora Mercedes
La planta compresora Mercedes ya está en funcionamiento. Según informó oficialmente Enarsa, su puesta en marcha fue en diciembre de 2024 y permitió agregar 6 millones de metros cúbicos por día al sistema Mercedes-Cardales, elevando la capacidad total de ese gasoducto a 15 millones de metros cúbicos diarios.
Pese a ello, Esuco le reclama a Enarsa una deuda de 11.419 millones de pesos por certificados de obra y de otros 2815 millones por trabajos complementarios. Todo eso sin tener en cuenta los intereses por mora.
2) LPN GPNK 12/22: Planta compresora Salliqueló
La planta de Salliqueló también fue terminada y Enarsa la inauguró en octubre de 2024. Sin embargo, Enarsa mantiene una deuda con la UTE que integran Esuco y Contreras de 5224 millones de pesos por facturas vencidas y de otros 18.771 millones por adecuaciones provisorias de precios según el decreto 490/23.
3) LPN GPNK 02/2024: Reversión Gasoducto Norte
La Reversión del Gasoducto Norte es la obra más complicada porque está lejos de ser concluida y las deudas llevaron a su virtual paralización. Según informó Esuco, en septiembre del año pasado el grado de avance de las cuatro plantas compresoras era el siguiente:
Planta Compresora Lavalle: 75,1% (tenía que estar lista el 15/03/2025)
Planta Compresora Lumbreras: 63,59% (tenía que estar el 15/03/2025)
Planta Compresora Deán Funes: 27,53% (tenía que estar el 15/06/2025)
Planta Compresora Ferreyra: 51,15% (tenía que estar el 15/06/2025)
En este caso la deuda por certificados de obra es de 6267 millones de pesos, aunque Esuco aclaró que ese monto no incluye intereses por mora ni otros trabajos realizados a solicitud del comitente y de TGS, “todos ellos, registrados, documentados y presentados en sucesivas notas contractuales a la espera de pronta respuesta”.
La Expo EFI se realizará el 28 y 29 de abril en el CEC y contará con la presencia del presidente de la Nación, Javier Milei.
La 13º edición de Expo EFI, Convención de Economía, Finanzas e Inversiones, se realizará el 28 y 29 de abril en el CEC y contará con la presencia del presidente de la Nación, Javier Milei; ministros, gobernadores y destacados referentes del sector.
“La edición 2026 se destaca por reunir a los máximos responsables de la política económica y a líderes del sector privado en un momento clave para el país. El evento será el epicentro del debate sobre los principales desafíos y oportunidades de la economía argentina, el contexto internacional y temas clave vinculados a las finanzas, las inversiones y el desarrollo productivo”, destacaron desde la organización del evento.
Nueva edición de Expo EFI
Organizado por Invecq Consultora Económica y Messe Frankfurt Argentina, Expo EFI abarcará una propuesta que incluye el consolidado Congreso Económico Argentino(CEA) –el único auditorio con acceso arancelado–, en donde se analizará la actualidad y perspectivas económicas, las finanzas y los mercados, las estrategias de inversión, el programa económico, el contexto internacional, entre otros ejes destacados.
“El Congreso Económico Argentino 2026 será un espacio de suma relevancia para analizar esta transición, destacar los logros y avances del proceso de estabilización, debatir los riesgos y desafíos aún pendientes, y proyectar el modelo de crecimiento que el país necesita para dejar quince años de estancamiento estructural», expresó Esteban Domecq, presidente de Invecq.
Oradores de la conferencia económica
Entre los oradores principales del CEA se encuentran el presidente de la Nación, Javier Milei; el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo; el presidente del BCRA, Santiago Bausilli; los ministros Federico Sturzenegger yPablo Quirno. Además, darán el presente Nicolás Aguzin (Bolsa de Hong Kong); Alfonso Prat-Gay; Marina Dal Poggetto, Claudio Zuchovicki; Emanuel Álvarez Agis; Andrés Malamud; Eduardo Costantini (Consultatio); Horacio Marín (YPF); e Ignacio Costa (Rio Tinto), junto a gobernadores de provincias como Mendoza, San Juan, Catamarca y Chubut.
Agenda completa
La propuesta de Expo EFI incluye, además, más de 30 Workshops, un espacio literario para presentaciones de libros del sector, un aula académica, stands comerciales, un recinto bursátil y 13 seminarios con presencia de destacados referentes de la minería, energía, agroindustria, fintech, inversiones, pymes y emprendedores, financiamiento, franquicias, consumo masivo, real estate y tecnología.
YPF obtuvo el certificado de Marca País Argentina en un acto que contó con la presencia de Karina Milei y Manuel Adorni.
YPF, la petrolera bajo control estatal, recibió el certificado de Marca País Argentina en un acto que contó con la presencia de Karina Milei, secretaria General de la Presidencia; y Manuel Adorni, jefe de Gabinete. La distinción reconoce a la compañía como un actor clave en la proyección internacional de la identidad productiva del país.
La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa una mejor percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, favorece la atracción de inversiones y turismo, y promueve el talento argentino en los mercados globales, según destacaron. Además, durante la jornada, recorrieron un equipo de perforación y un pad de pozos en producción en Loma Campana y pudieron ver cómo la actividad de campo se optimiza desde los RTIC de Buenos Aires y Neuquén.
Certificado de Marca País
Estuvieron acompañados por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; y Diego Sucalesca, titular de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional quienes destacaron el rol de la compañía en el desarrollo energético del país.
“Este reconocimiento refuerza el compromiso de YPF con el desarrollo de la energía argentina y su proyección al mundo. Somos protagonistas de una industria estratégica que posiciona al país como un actor relevante en el escenario global. Es también un reconocimiento a esa argentinidad nos empuja a trabajar todos los días para que la Argentina salga adelante”, afirmó Marín.
Sucalesca señaló: “Es un reconocimiento de algo que es constitutivo de cada uno de los argentinos. Simplemente lo que hicimos hoy fue saldar una deuda de mucho tiempo. Es la distinción más importante de la Marca País a la empresa más importante de la Argentina. Estamos muy felices”.
La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa una mejor percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, favorece la atracción de inversiones y turismo, y promueve el talento argentino en los mercados globales
Participantes
También participaron de la actividad Zulma Reina, vicepresidente primera de la Legislatura a cargo del ejecutivo; los senadores Nadia Márquez y Pablo Cervi; Guillermo Garat, vicepresidente de Relaciones Institucionales, Comunicación y Marketing; Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos; y Matias Farina, vicepresidente ejecutivo Upstream.
“Con este hito, YPF continúa consolidando su rol como empresa líder en el desarrollo energético, contribuyendo al posicionamiento internacional de la Argentina y al fortalecimiento de su marca en el mundo”, señalaron desde la petrolera a través de un comunicado.
Capex hará un desembolso en Loma Negra de US$1,6 millones mientras que por La Yesera el acuerdo es por US$1,9 millones.
La empresa Capex, controlada por la compañía de capitales nacionales Capsa, adquirió la participación del 15% que tenía Corporación Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés), una entidad del Banco Mundial, en las áreas convencionales Loma Negra y La Yesera, ubicadas en la provincia de Río Negro. De este modo, amplía su participación a 52,5% ya que contaba con el 37,5% en cada una de las áreas, donde es el operador.
El precio acordado de la operación en la participación en Loma Negra es de US$1,6 millones, mientras que por La Yesera la adquisición se cerró en US$1,9 millones, según informó Capex a la Comisión Nacional de Valores (CNV). La adquisición ser hará efectiva cuando la provincia de Río Negro apruebe definitivamente la operación dentro de un plazo de doce meses.
La Yesera y Loma Negra son áreas convencionales ubicadas en la cuenca Neuquina en la provincia de Río Negro. La primera produce principalmente petróleo y gas asociado y la segunda tiene producción de crudo. Capex ingresó como operador en 2021 luego de adquirir el porcentaje que tenía la compañía estadounidense Chevron.
Áreas en Río Negro, Chubut y Neuquén
La Yesera y Loma Negra tenían como fecha de caducidad de la concesión el 2024 y 2027, pero Capex logró la prórroga a través de un compromiso de inversión para repuntar la producción en los próximos años por un total de US$35 millones, con la posibilidad de sumar otros US$30 millones más dependiendo de los niveles de producción alcanzados.
El área La Yesera tiene una superficie de 73,68 Km2 y está ubicada a 10 kilómetros al este de la ciudad de Cipolletti. La concesión de explotación es hasta 2037. Por su parte, Loma Negra es un bloque con una superficie total de 281,2 km2, ubicado al norte de General Roca, y la concesión es hasta 2047.
A diferencia de La Yesera, la actividad de explotación de hidrocarburos en Loma Negra fue más intensa ya que se trata de un complejo de nueve yacimientos en múltiples reservorios, con alrededor de 150 pozos perforados.
En la cuenca del Golfo San Jorge, Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (Capsa), de la familia Götz, opera el yacimiento Diadema, un campo maduro con más de 100 años de historia, a partir de la técnica de recuperación terciaria (mediante el método de polímeros).
Además, Capex-Capsa opera en la misma cuenca Agua del Cajón en Neuquén, un área no convencional de Vaca Muerta donde tiene el 100% de la participación, y Puesto Zúñiga en Río Negro donde posee el 90%. En la cuenca del Golfo San Jorge opera las áreas convencionales Pampa del Casillo y Bella Vista Oeste, ambas en Chubut, donde tiene el 90% y el 100% respectivamente.
El precio del crudo registró una fuerte caída este viernes 17 de abril, en un mercado que reaccionó de forma positiva a la confirmación de que el tránsito comercial del estrecho de Ormuz permanecerá abierto durante el período de alto al fuego.
El Brent cayó US$10,59, equivalente a 10,7 %, y se ubicó en US$88,80 por barril, luego de tocar un mínimo intradiario de US$87,71. En paralelo, el WTI retrocedió US$10,80, o 11,4 %, hasta US$83,89, tras operar en torno a los US$83. Ambos contratos alcanzaron sus niveles más bajos desde el 11 de marzo.
La baja se profundizó luego de que el canciller iraní confirmara que el paso para buques comerciales se mantendrá habilitado mientras dure el alto al fuego, una señal directa sobre uno de los principales puntos críticos para el suministro global.
Descompresión acelerada del riesgo geopolítico
El mercado reaccionó con ventas generalizadas tras varias semanas en las que el conflicto en Medio Oriente había tensionado los precios. La confirmación sobre Ormuz operó como un disparador concreto para el desarme de posiciones.
A ese factor se sumaron expectativas de nuevos contactos entre Estados Unidos e Irán durante el fin de semana, junto con un alto al fuego de diez días entre Israel y Líbano. El escenario conjunto reforzó la lectura de una posible desaceleración del conflicto en el corto plazo.
Desde el frente político, el presidente estadounidense, Donald Trump, sostuvo que las negociaciones con Teherán podrían estar cerca de un acuerdo y señaló que Irán habría ofrecido no desarrollar armas nucleares durante más de dos décadas, en uno de los puntos centrales de las conversaciones.
Un mercado que sigue atado a la geopolítica
La magnitud de la caída refleja hasta qué punto el precio del crudo sigue condicionado por la evolución del conflicto en Medio Oriente.
En las semanas previas, el mercado había incorporado un fuerte componente de riesgo ante la posibilidad de interrupciones en rutas clave. La señal sobre Ormuz funcionó como un catalizador para revertir parte de ese movimiento.
Aun así, el escenario permanece abierto. La continuidad del alto al fuego, el avance de las negociaciones y la evolución del despliegue militar en la región seguirán marcando la dirección de los precios en las próximas ruedas.
Desde la visión de una política estratégica orientada a fortalecer el desarrollo energético provincial, el Gobierno de la Provincia de Tierra del Fuego AIAS realizó el lanzamiento de Terra Ignis Energía S.A y y presentó el acuerdo operativo con Velitec S.A. para explotar los pozos petroleros cedidos por YPF.
El acto fue encabezado por el el presidente de Terra Ignis, Maximiliano D’Alessio, acompañado del vicepresidente de la compañía, Pablo Carreras Meyer; de la ministra de Energía, Gabriela Castillo; de la gerente Legal e Institucional, Verónica Tito; del representante de Velitec S.A., Francisco Araoz; y del asesor ambiental, Sergio Federovisky. Asimismo, participaron autoridades provinciales y municipales, integrantes de los Concejos Deliberantes de Río Grande y Tolhuin, representantes del sector energético, de la Cámara de Comercio, sindicatos, empresarios, trabajadores, medios de comunicación y miembros de la comunidad.
Cabe destacar el carácter fundacional de esta iniciativa que marca el inicio de una etapa concreta de gestión, producción e inversión para la provincia, consolidando herramientas propias para la administración de sus recursos naturales.
Durante su discurso, el presidente de Terra Ignis Energía S.A., Maximiliano D’Alessio, agradeció “a nuestro gobernador, Gustavo Melella, quien nos dio la misión de llevar adelante una visión que él tuvo desde el inicio de la primera gestión” y recordó que “cuando llegó él marcó claramente la necesidad de armar una empresa provincial de energía”.
Además, subrayó que mientras otras provincias patagónicas ya contaban con estructuras similares, Tierra del Fuego asumió el desafío de edificar una empresa desde sus cimientos. “Se nos dio el doble desafío de armar una empresa, ponerla en funcionamiento y entrar en una negociación ardua con YPF”, indicó.
Asimismo, precisó que esta nueva etapa es el resultado de un extenso proceso negociaciones con YPF, que había definido el retiro de los yacimientos para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta.
“Frente a este panorama se nos presentaron dos opciones muy claras. Una era ver cómo se apagaba el yacimiento, y en función de eso, entrar el día después a ver qué se podía hacer La segunda fue la que nuestro gobernador nos marcó claramente, seguir, hacer una cesión y una continuidad operativa de lo que está en el yacimiento”, recalcó.
“A partir de esa definición política, se inició un proceso de negociación que se extendió durante más de un año y medio, caracterizado por su alta complejidad técnica y jurídica”, añadió el titular de Terra Ignis.
Al culminar las negociaciones “limitamos dos grandes áreas de trabajo”, señaló y profundizó: “Por un lado, el cuidado ambiental, así como reinsertar esquemas de trabajo nuevos, empresas que se ocuparán de esto, y por otro lado, el fortalecimiento de la soberanía energética como eje central de la política provincial”.
“Mantener soberanía energética significa que la provincia empiece a estar en la mesa de decisiones de qué se hace con el gas y qué se hace con el petróleo, y no estar desde el costado solo como unidad de control”, enfatizó, y sumó: “es una clara medida de recuperación de la soberanía energética, con una mirada ambiental y con el otro ojo puesto en mantener y multiplicar los puestos de trabajo”.
Finalmente, D’Alessio expresó: “Nosotros cerramos esta primera etapa con estos compromisos, ahora empieza una nueva, que es la etapa de Velitec como operador, y en un breve período de tiempo ya el lanzamiento de la nueva UTE”.
Con la finalización del montaje mecánico del Parque Solar Arauco I, La Rioja dio un paso firme en la consolidación de un sistema energético basado en fuentes limpias, avanzando hacia la conformación del complejo híbrido eólico–solar más importante de Latinoamérica. Este avance estratégico representa una nueva etapa dentro del proceso de diversificación de la matriz energética provincial y nacional, en un contexto global donde las energías renovables se posicionan como eje central del desarrollo sostenible.
El jefe de obra del proyecto, Rodrigo Herrera, detalló que la culminación de esta etapa se concretó el pasado viernes, tras completar el montaje total de los paneles solares. “La terminación mecánica constaba de tres etapas bien diferenciadas: la inca de postes, el montaje de los trackers (con su sistema estructural y de movimiento) y finalmente la instalación de los paneles con su correspondiente cableado”, explicó.
En total, el parque cuenta con 19.968 incas realizadas, que dieron soporte a 1.536 trackers, sobre los cuales se montaron 89.088 paneles solares, alcanzando una potencia instalada pico de 64 megavatios.
“El proceso se desarrolló en serie.Primero se completó la inca de los 1.936 postes, luego avanzó el montaje de la estructura con tubos, amortiguadores y motores, y finalmente se concretó el montaje de los paneles, que finalizó la semana pasada”, detalló Rodrigo Herrera.
Las tareas demandaron aproximadamente tres meses de trabajo intensivo, iniciadas a mediados de diciembre, consolidando un avance sostenido y en línea con los plazos previstos. Este logro posiciona a Parque Arauco como un actor clave en la transición energética, impulsando un modelo de generación limpia, eficiente y sustentable.
El parque solar Arauco I se integra así al complejo eólico existente, dando forma a un parque híbrido que optimiza recursos naturales y potencia la generación renovable. De esta manera, la provincia continúa avanzando en una política energética que prioriza el desarrollo sostenible, la innovación tecnológica y el aprovechamiento de sus recursos naturales.
Puerto Quequén dio un paso significativo al integrar su infraestructura a la cadena logística del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con la reciente descarga de una carga pesada destinada a la terminal offshore en Punta Colorada.
El buque BBC Odesa arribó con 12 anclas y 12 cadenas de gran porte, insumos fundamentales para el tramo 2 del desarrollo energético. Cada ancla tiene un peso aproximado de 43 toneladas, mientras que las cadenas alcanzan las 73 toneladas y miden hasta 400 metros de extensión.
YPF desempeña un rol central en esta operación vinculada a VMOS. El material descargado permanecerá en el área logística portuaria para su acondicionamiento antes de ser trasladado a la terminal offshore en Punta Colorada.
El traslado final será realizado por el buque MV Skandi Hera, que efectuará dos viajes: en la primera etapa movilizará seis anclas y seis cadenas, para luego regresar y completar la operación con el resto del equipamiento.
Desde el Consorcio de Gestión de Puerto Quequén destacaron que esta actividad representa un avance en la diversificación de las operaciones portuarias, tradicionalmente orientadas al movimiento de granos. La incorporación de cargas vinculadas al sector energético amplía el perfil operativo y abre nuevas oportunidades para la infraestructura local.
Esta iniciativa forma parte del desarrollo de infraestructura necesaria para la evacuación y exportación de hidrocarburos desde la Cuenca Neuquina, donde proyectos como VMOS y las terminales offshore en la costa atlántica requieren complejos esquemas logísticos que involucran múltiples nodos portuarios.
Con esta operación, Puerto Quequén se posiciona como un actor clave en la cadena de abastecimiento de proyectos energéticos de gran escala, en un contexto de expansión de la actividad en Vaca Muerta y el avance de obras destinadas a incrementar la capacidad exportadora argentina de petróleo y gas.
YPF firmó un acuerdo estratégico con Halliburton para actualizar los procesos de fractura hidráulica en Vaca Muerta, incorporando tecnología de fractura eléctrica y sistemas digitales de supervisión en tiempo real. Esta alianza busca mejorar la eficiencia operativa y reducir las emisiones asociadas a la producción en uno de los yacimientos no convencionales más relevantes a nivel global.
El contrato, de largo plazo, posiciona a Halliburton como un socio clave en las operaciones de campo, ampliando su rol dentro del desarrollo del shale en Vaca Muerta. La modernización contempla la utilización de equipos eléctricos que disminuyen el consumo de combustibles fósiles, además de herramientas digitales que permiten monitorear y ajustar las tareas de fractura de forma precisa y en tiempo real.
Con este esquema integrado, se busca minimizar las variaciones operativas y optimizar la utilización de recursos, generando un entorno más predecible para la toma de decisiones durante las operaciones. Esta innovación tecnológica se enmarca en un contexto de crecimiento sostenido del yacimiento, donde la eficiencia y la escala de producción son fundamentales para mantener la productividad de los pozos.
La electrificación y digitalización de los procesos en Vaca Muerta representan un avance hacia prácticas más sostenibles y competitivas, con menores costos por pozo y un impacto ambiental reducido. Según fuentes vinculadas a la iniciativa, “la incorporación de fractura eléctrica y automatización digital permitirá establecer un nuevo estándar tecnológico en el desarrollo shale”.
Este acuerdo entre YPF y Halliburton marca el inicio de una nueva etapa basada en la innovación y en una mayor integración de datos en tiempo real, con el objetivo de potenciar la producción y optimizar los recursos en uno de los principales reservorios no convencionales del mundo.
La central nuclear de Zaporiyia sufrió temporalmente un corte total de energía eléctrica externa este juevespor la noche, lo que pone de manifiesto la continua precariedad de la seguridad nuclear, informó el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) en la plataforma social X.
Este fue el segundo corte de energía de este tipo en menos de una semana y la decimocuarta vez que la central pierde energía externa desde el inicio de la crisis de Ucrania, según el director general del OIEA, Rafael Grossi.
Ukraine‘s ZNPP temporarily lost all off-site power this evening, for second time in less than a week and 14th time during the conflict, IAEA Director General @rafaelmgrossi says. Connection restored after about 40minutes. Cause of power loss is not yet known. IAEA team at the… pic.twitter.com/7YnBtLQk6t
— IAEA – International Atomic Energy Agency (@iaeaorg) April 16, 2026
La conexión a la red se restableció después de unos 40 minutos, indicó el OIEA, que relató hechos ocurridos en las últimas horas.
Sin embargo, aún no se determinó la causa inmediata del corte ya que un equipo del OIEA estacionado en el lugar investigaba el incidente y continúa monitoreando las condiciones en la central.
Grossienfatizó que las repetidas pérdidas de energía externa subrayan la continua precariedad de la seguridad nuclear en la instalación.
El incidente se produce tras un suceso similar a principios de semana; el martes, la central de Zaporiyia sufrió una pérdida de energía externa que duró aproximadamente 90 minutos.
La planta, una de las mayores instalaciones nucleares de Europa, está bajo control ruso desde marzo de 2022.
El Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), dependiente del ministerio de Energía, informó que durante los meses de consumo que se extienden desde mayo a agosto de este año se aplicarán subsidios a clientes residenciales que no cuentan con red de gas en su localidad o que, si cuentan, forman parte de un barrio o zona sin red de gas domiciliario.
Además, se incorporan los clientes del EPEN de las localidades que no cuentan con planta de gas GLP, que son Paso Aguerre, Ramón Castro, Villa Nahueve, Octavio Pico, El Alamito- Curi Leuvú y Pilo Lil.
La decisión se adoptó mediante resolución ministerial N°72-E-NEU-MINF/2025, donde se especifica que la bonificación otorgará un rango de subsidio que va de un 6% a un 20% del cargo variable, dependiendo de la banda tarifaria y consumos mensuales en cada caso, y se mantendrá vigente inclusive con los consumos del mes de agosto. El beneficio alcanzó durante 2025 a 12.405 usuarios.
El Gobierno provincial sostiene la política de garantizar el acceso al gas para aquellos parajes y localidades que no cuentan con dicho servicio y para ello se han impulsado distintas obras que se encuentra en trámite o ejecución.
A la vez, gracias a la cobertura con la que cuenta el servicio de energía eléctrica -no sólo en áreas urbanas sino también en las zonas rurales y parajes más alejados-, una parte de la población que carece de gas por redes o GLP en invierno se vuelca a satisfacer sus necesidades mediante un uso más intensivo de electricidad.
En este marco, se avanza en la expansión de redes de gas natural como respuesta estructural para la integración energética, al tiempo que se desarrollan plantas y redes de GLP en aquellas localidades donde el gasoducto aún no llega. Asimismo, se fortalecen esquemas complementarios como la provisión de garrafones mediante puntos de recarga y distribución a granel, junto con el refuerzo del programa de leña en zonas cordilleranas, garantizando una cobertura equitativa y federal del servicio.
La secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, y el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, visitaron Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, donde encabezaron una agenda de actividades vinculadas al desarrollo energético y la proyección internacional del país. En ese marco YPF recibió el certificado de Marca País Argentina.
La distinción reconoce a YPF como un actor clave en la proyección internacional de la identidad productiva nacional, en función de su trayectoria, la magnitud de su escala productiva y su rol estratégico en el desarrollo económico del país.
La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa la percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, favorece la atracción de inversiones y turismo, y promueve el talento argentino en los mercados globales.
Durante la jornada, las autoridades recorrieron un equipo de perforación y un pad de pozos en producción en Loma Campana, uno de los principales polos energéticos a nivel global, donde pudieron observar cómo la actividad de campo se optimiza desde los RTIC de Buenos Aires y Neuquén, en un contexto de creciente dinamismo exportador del sector energético argentino.
Las actividades se realizaron junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el titular de la Agencia Argentina para la Promoción de las Inversiones y el Comercio Internacional, Diego Sucalesca, quienes destacaron el rol estratégico de la compañía en el desarrollo energético del país.
También participaron Guillermo Garat, vicepresidente de Relaciones Institucionales, Comunicación y Marketing; Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos; y Matías Farina, vicepresidente ejecutivo Upstream.
Con este hito, YPF continúa consolidando su rol como empresa líder en el desarrollo energético, contribuyendo al posicionamiento internacional de la Argentina y al fortalecimiento de su marca en el mundo.
La definición de la traza del gasoducto a Brasil abre un debate que excede lo técnico: si Argentina construye un corredor pensado solo para un comprador, queda expuesta a un sistema rígido y sin capacidad de sumar mercados.
Integrar a Paraguay en la ruta permite diversificar demanda, habilitar financiamiento regional y evitar que el país repita un cuello de botella estructural en plena expansión del gas de Vaca Muerta.
La negociación entre Argentina y Brasil por la futura conexión gasífera entró en su fase más sensible: definir la traza del ducto que llevará el gas de Vaca Muerta al mayor mercado industrial de Sudamérica.
El documento técnico bilateral ordenó las alternativas posibles, pero dejó abierta la decisión estratégica: si el proyecto se orientará exclusivamente a abastecer a Brasil o si se construirá un corredor regional que incluya a Paraguay y permita futuras derivaciones hacia Uruguay y el NEA. La diferencia es estructural. De ella depende si el país consolida un sistema diversificado o si queda atado a un único comprador durante décadas.
El análisis técnico muestra que la opción más robusta es la que atraviesa la zona de las Tres Fronteras. Ese corredor permite integrar a Paraguay, un país sin producción propia, dependiente de combustibles líquidos y con demanda industrial en expansión.
Si el ducto pasa por su territorio, Paraguay se convierte en cliente inmediato y estable, sin necesidad de grandes volúmenes para justificar la conexión. Además, habilita un nodo desde el cual pueden proyectarse ramales hacia el NEA —hoy abastecido con gas caro y vulnerable— y, a futuro, hacia Uruguay a través del litoral.
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Las alternativas que evitan Paraguay reducen el alcance del proyecto. El cruce por Monte Caseros es técnicamente viable, pero no agrega mercado propio ni diversificación comercial.
Un ducto directo hacia el sur brasileño concentra toda la operación en un único destino y replica un problema conocido: infraestructura diseñada para un solo cliente que, ante un cambio de condiciones, se convierte en un cuello de botella. Es el mismo patrón que limitó durante años la capacidad exportadora del sistema troncal y que dejó al país sin margen para aprovechar oportunidades regionales.
El nuevo marco regulatorio, que habilita gasoductos de acceso restringido y financiamiento privado, refuerza la necesidad de definir bien el diseño.
Si el ducto se construye a medida de un único comprador, la capacidad quedará condicionada por ese contrato. Si se diseña con nodos intermedios y posibilidad de ampliación modular, el país gana flexibilidad para sumar mercados, reducir riesgo y evitar dependencia comercial. La elección no es solo técnica: es una decisión de política energética regional que marcará la próxima década.
Brasil seguirá siendo el destino principal del gas neuquino, pero la integración por Paraguay permite construir un sistema más equilibrado, con múltiples clientes y mayor resiliencia.
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La región de las Tres Fronteras es el único punto donde convergen tres mercados y donde un ducto puede cumplir simultáneamente funciones de exportación, abastecimiento interno y apertura de nuevos corredores. La definición de la traza determinará si Argentina consolida una estrategia de integración regional o si vuelve a quedar limitada por la falta de infraestructura.
El desafío es anticipar la demanda futura y evitar repetir errores. Diseñar un ducto que solo mire a Brasil resuelve el corto plazo, pero deja al país expuesto. Diseñar un corredor que incluya a Paraguay y permita derivaciones abre una agenda de integración energética más amplia y reduce el riesgo de quedar atrapado en un sistema rígido. La decisión marcará el lugar de Argentina en el mapa energético del Cono Sur.
El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones ingresó en su etapa de mayor escala desde su creación. Según datos oficiales del Ministerio de Economía, más de 35 proyectos fueron presentados bajo el régimen, por un monto superior a USD 80.000 millones. De ese total, 13 proyectos ya están aprobados, con compromisos que alcanzan USD 28.000 millones.
La flexibilización reciente amplió plazos, ajustó criterios técnicos y habilitó proyectos modulares, lo que aceleró la llegada de nuevas carpetas en energía, minería e infraestructura.
El cambio ocurre en un contexto macro más estable. La corrección fiscal y monetaria redujo la incertidumbre y mejoró la lectura de riesgo país. A la vez, la transición energética global y la demanda de minerales críticos aumentan el valor estratégico de cada proyecto productivo.
En este escenario, el RIGI se consolidó como una herramienta central para atraer capital de largo plazo y ordenar inversiones intensivas en CAPEX.
Las implicancias son directas. Las empresas ganan un marco más claro para estructurar financiamiento y planificar inversiones escalonadas. Los proveedores acceden a un mercado en expansión que demanda ingeniería, construcción, servicios industriales, logística y equipamiento.
Las provincias con recursos energéticos o mineros pueden vincular proyectos locales a un régimen nacional más competitivo. Además, el sistema energético y minero suma una vía concreta para acelerar obras de producción, transporte y exportación.
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Los escenarios muestran caminos distintos. En un escenario base, el régimen consolida los 13 proyectos aprobados, avanza con los que están en evaluación y suma parte de las nuevas carpetas.
En un escenario optimista, la combinación de estabilidad macro, reglas claras y financiamiento externo habilita una segunda ola que supera las tres decenas de proyectos activos, con impacto directo en Vaca Muerta, cobre, litio e infraestructura logística. En un escenario restrictivo, la volatilidad financiera o demoras regulatorias podrían frenar decisiones y dejar parte del pipeline en espera.
La expansión del régimen requiere una estrategia que transforme inversiones en capacidad productiva sostenida. Cada proyecto debería integrar planes de abastecimiento local, infraestructura de uso común y programas de capacitación para fortalecer proveedores.
Además, un sistema público de seguimiento con montos ejecutados, plazos y participación de pymes aportaría previsibilidad. Un RIGI estable, transparente y orientado a cadenas de valor puede acelerar inversiones y consolidar un ciclo de crecimiento en sectores estratégicos.
Tierra del Fuego atraviesa una etapa de reacomodamiento en su producción hidrocarburífera, con foco en mantener la actividad en los yacimientos maduros y asegurar la continuidad operativa en un contexto de declino natural.
La provincia incorporó nuevos equipos de workover y pulling para reforzar tareas de mantenimiento, reparación y optimización de pozos, una necesidad clave para sostener volúmenes en campos que requieren intervención permanente.
La empresa provincial Terra Ignis tomó un rol más activo en la coordinación de estas operaciones, en un esquema que combina recursos propios con servicios contratados. El objetivo es estabilizar la producción y evitar caídas bruscas en áreas donde la actividad depende de intervenciones frecuentes para recuperar caudales, mejorar la inyección y resolver fallas mecánicas.
Los equipos incorporados permiten acelerar trabajos de pulling, reacondicionamiento y limpieza de pozos, además de intervenciones menores que impactan directamente en la curva de producción diaria.
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En yacimientos de baja presión y alta madurez, estas maniobras representan buena parte del esfuerzo operativo y explican por qué la disponibilidad de equipos es un factor crítico para la provincia.
El gobierno fueguino busca consolidar un esquema en el que Terra Ignis tenga mayor capacidad de gestión sobre la actividad, con el objetivo de ordenar la operación, mejorar la planificación y reducir tiempos muertos.
La estrategia apunta a sostener la producción local, garantizar el abastecimiento interno y preservar la actividad económica asociada a los hidrocarburos, que sigue siendo uno de los pilares fiscales de la provincia.
El refuerzo operativo llega en un momento en el que Tierra del Fuego necesita estabilizar su base productiva y definir un horizonte de inversiones que permita extender la vida útil de los yacimientos.
La disponibilidad de equipos y la capacidad de intervención continua serán determinantes para evitar un declino acelerado y mantener la actividad en niveles compatibles con las necesidades provinciales.
El sector hidrocarburífero presentó sus proyecciones hacia 2035 y ubicó a Vaca Muerta en el centro del mapa energético nacional. El informe técnico que circula entre operadoras y consultoras plantea un escenario en el que la cuenca neuquina deja de ser un proyecto de autoabastecimiento y pasa a consolidarse como plataforma exportadora, con un crecimiento sostenido en petróleo y gas y un rol decisivo de la infraestructura.
La producción de petróleo alcanzó en 2026 los 890.000 barriles diarios, un nivel que supera el declino histórico y se encamina a romper el récord de fines de los 90. En gas, la actividad llegó a 161 millones de metros cúbicos por día, el registro más alto en dos décadas.
Este salto permitió revertir la balanza energética: del déficit de USD 4.300 millones en 2022 se pasó a un superávit cercano a USD 7.800 millones, con un aporte acumulado de USD 12.000 millones en tres años.
El informe también destaca la caída de los subsidios energéticos, que promediaron 1,7% del PBI durante la última década y bajaron a 0,6% en 2025, impulsados por la mayor producción local y la menor dependencia del GNL importado.
El eje de la expansión futura es el GNL. El escenario moderado prevé dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías entre 2027 y 2028, con una capacidad conjunta de 5,95 MTPA y un gasoducto dedicado de 27 millones de metros cúbicos diarios desde Tratayén.
El escenario expansivo proyecta 24 MTPA hacia 2030 y gasoductos por 85 millones de metros cúbicos diarios, un salto que exige financiamiento de gran escala.
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La infraestructura aparece como el factor decisivo. Para sostener un crecimiento del 5% anual se requiere la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Sur —que aportará 550.000 barriles diarios en 2026—, el refuerzo de las exportaciones a Chile y la ampliación del sistema de transporte de gas.
El escenario de mayor desarrollo adelanta obras clave, como el tramo Tratayén–La Carlota, y eleva la capacidad del oleoducto a 700.000 barriles diarios.
El informe advierte que las cuencas convencionales siguen siendo necesarias para equilibrar el sistema: aportan empleo, sostienen producción madura y proveen el crudo pesado que las refinerías necesitan y que el shale no genera.
Los escenarios hacia 2035 plantean un sector que podría alcanzar 1,6 millones de barriles diarios de petróleo, un aumento del 75% en gas y un nivel de inversiones superior a USD 15.000 millones anuales, con un superávit energético que podría superar los USD 20.000 millones y regalías provinciales por USD 7.600 millones.
El potencial está claro. La incógnita es si Argentina podrá financiar y ejecutar la infraestructura que define cuál de los dos escenarios —moderado o expansivo— será posible.
El crecimiento sostenido de Vaca Muerta volvió a poner en primer plano el rol de las pymes que integran el tercer anillo de proveedores.
Son las empresas que sostienen la operación diaria —transporte, logística, alquiler de vehículos, servicios auxiliares— y que hoy enfrentan un escenario de mayor demanda, pero también de mayores exigencias para poder escalar dentro de la cadena de valor.
Lucas Albanesi, gerente comercial de una firma con presencia en la cuenca, describió la estructura real del sector: un primer anillo compuesto por las grandes operadoras; un segundo anillo integrado por compañías multinacionales de servicios especiales; y un tercer anillo formado por pymes locales que dan soporte a los dos anteriores.
La brecha entre esos niveles sigue siendo amplia y condiciona la capacidad de crecimiento de las empresas más chicas.
Uno de los desafíos inmediatos es la localización. Muchas pymes aún operan fuera de los parques industriales, lo que limita su competitividad y su acceso a proyectos de mayor escala.
La concentración de actividad en zonas específicas de Neuquén obliga a contar con infraestructura adecuada, algo que no todas las firmas pueden financiar sin apoyo público o sin mecanismos de integración más claros.
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A esto se suma un fenómeno que ya se siente en la provincia: un segundo aluvión migratorio. La llegada de trabajadores con distintos niveles de formación genera tensiones en el mercado laboral y obliga a acelerar la capacitación técnica.
Para responder a esa demanda, YPF creó en 2026 el Instituto Vaca Muerta, con cursos cortos orientados a oficios específicos que permiten insertar talento local en los dos primeros anillos, donde la barrera de entrada es más alta.
En paralelo, crecen los espacios de vinculación empresarial. La quinta edición de Conectando Vaca Muerta, que se realizará en el Distrito Industrial de Río Neuquén, apunta a reunir a más de mil participantes y a facilitar reuniones directas entre áreas de compras y pymes.
La primera edición había convocado a apenas 150 asistentes del tercer anillo; hoy el evento incorpora a actores de toda la cadena y utiliza herramientas digitales para coordinar encuentros de quince minutos entre empresas.
El avance de Vaca Muerta abre oportunidades, pero también expone los límites del modelo actual. Las pymes sostienen la operación y generan la mayor parte del empleo, pero siguen lejos de los contratos de mayor valor.
La discusión de fondo es si podrán escalar hacia actividades más complejas o si el esquema de tres anillos continuará consolidando la concentración en los niveles superiores.
La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a sacudir los precios internacionales del petróleo y del gas, y el impacto ya se siente en la economía argentina. Las proyecciones del sector estiman que, con los valores actuales, el país podría sumar alrededor de USD 10.000 millones adicionales por año al superávit energético.
Con el Brent cerca de USD 90 y el gas TTF en torno a USD 16,2 por MMBTU, algunos escenarios plantean que, hacia 2030, el saldo energético podría acercarse o incluso superar al del complejo agroexportador.
El impulso llega principalmente por el lado del petróleo. Entre enero de 2025 y febrero de 2026, las exportaciones de crudo alcanzaron USD 11.899 millones, mientras que las de gas sumaron USD 764 millones. La diferencia muestra con claridad dónde está hoy la fortaleza del sector y dónde persiste la vulnerabilidad.
La mejora de precios internacionales favorece a Vaca Muerta y consolida su rol como generador de divisas, pero el gas sigue siendo el punto crítico del sistema.
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La necesidad de importar GNL durante los meses fríos vuelve a presionar las cuentas públicas. Los precios internacionales del gas licuado están entre 20% y 35% más altos que el invierno pasado, lo que encarece la factura energética y se traslada a los combustibles.
Ese aumento ya impactó en la inflación de marzo, que cerró en 3,4%, con transporte entre los rubros más afectados.
El Gobierno sostiene que el efecto neto del shock externo es positivo, pero admite que la volatilidad global obliga a acelerar decisiones internas. La expansión de Vaca Muerta, la capacidad de transporte y la reducción de la dependencia del GNL siguen siendo los puntos que condicionan el resultado final. Sin resolver ese cuello, la mejora por el lado del petróleo queda parcialmente neutralizada.
El conflicto en Medio Oriente reordenó los precios y volvió a poner a la energía en el centro de la agenda económica.
Para Argentina, la oportunidad existe, pero depende de avanzar en infraestructura y de reducir la exposición a un mercado internacional cada vez más inestable.
El avance de la actividad en Vaca Muerta volvió a mover población hacia Neuquén y las localidades que sostienen la operación del shale. En los últimos años se consolidó un flujo constante de trabajadores y familias que se instalan en el corredor petrolero, generando un crecimiento demográfico que supera con amplitud el promedio nacional.
El movimiento se concentra en Neuquén capital, Plottier, Centenario, San Patricio del Chañar y, sobre todo, Añelo, donde la capacidad urbana quedó por detrás del ritmo de llegada de nuevos residentes.
La dinámica está directamente vinculada a la estructura productiva del sector. El shale demanda operarios especializados, servicios petroleros, logística, construcción y actividades de apoyo que se expanden a medida que crece la perforación.
A esto se suma la migración por expectativa salarial: Neuquén mantiene uno de los ingresos promedio más altos del país y atrae trabajadores incluso sin empleo asegurado. La combinación de ambos factores presiona la oferta de vivienda y los servicios públicos.
El impacto territorial es evidente. Las ciudades del corredor registran aumentos en el precio del alquiler, expansión de barrios periféricos y una demanda creciente de agua, cloacas, electricidad, transporte y equipamiento social.
Las rutas 7, 8, 51 y 67 operan con niveles de tránsito que superan su diseño original, combinando vehículos livianos, transporte de personal y camiones vinculados a la actividad energética. La saturación se refleja en tiempos de traslado más largos y en un incremento de la accidentología.
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Añelo concentra las mayores tensiones. La localidad funciona como base operativa del shale y reúne trabajadores, servicios y logística, pero su infraestructura urbana no acompañó el ritmo de crecimiento. La presión sobre vivienda, servicios y movilidad obliga a planificar ampliaciones que exceden la capacidad municipal y requieren coordinación provincial y nacional.
La evolución demográfica tiene efectos directos sobre la industria. La disponibilidad de mano de obra, la rotación de personal y los costos operativos dependen de que las ciudades puedan absorber el crecimiento.
La infraestructura urbana —rutas, servicios públicos, vivienda y transporte— se vuelve parte del costo energético y condiciona la competitividad del shale. Sin mejoras sostenidas, los límites al desarrollo no provienen del subsuelo, sino del territorio.
El desafío es alinear planificación urbana y planificación energética. La expansión del shale seguirá atrayendo población y actividad económica. Anticipar esa demanda, coordinar inversiones y fortalecer la infraestructura del corredor petrolero es clave para sostener el crecimiento y evitar cuellos de botella que afecten la operación.
El crecimiento del shale en Neuquén está modificando la estructura del negocio del gas. La mayor presencia de etano, propano, butano y gasolinas naturales en la producción reciente obliga a ampliar plantas de tratamiento, poliductos y capacidad de fraccionamiento.
Ese cambio, que durante años pasó desapercibido, hoy condiciona el ritmo de perforación y define dónde se concentran las inversiones de mayor escala.
La explicación es geológica y económica. El gas no convencional llega a superficie con una proporción de líquidos mucho más alta que la del gas convencional. Ese diferencial mejora el poder calorífico y eleva el valor del producto transportado.
Mientras el metano se comercializa a precios regulados en el mercado interno, los líquidos tienen referencias internacionales y permiten sostener la ecuación económica del upstream incluso cuando la demanda local está cubierta.
La presión sobre el sistema se siente en toda la cadena. Las plantas de acondicionamiento operan cerca de su límite y los operadores avanzan con ampliaciones que requieren inversiones de largo plazo.
Los proyectos incluyen más capacidad de procesamiento en Neuquén, nuevos tramos de poliductos hacia el sur y expansiones en el polo petroquímico de Bahía Blanca, donde se separan los componentes del gas y se definen los flujos de exportación. El RIGI se convirtió en el marco elegido para asegurar estabilidad fiscal y acelerar obras que superan los mil millones de dólares.
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El destino de los líquidos muestra la diversidad del negocio. El etano alimenta la producción de polietileno; el propano y el butano abastecen el mercado de garrafas del norte argentino y de Brasil; y las gasolinas naturales se integran a mezclas para refinerías o se exportan según condiciones de mercado.
La demanda externa también se volvió más dinámica: países asiáticos incorporaron cargamentos argentinos para cubrir faltantes puntuales y pagaron primas significativas para asegurar suministro.
La expansión del midstream de gas marca la próxima etapa de Vaca Muerta. Sin más capacidad de tratamiento y fraccionamiento, el crecimiento del shale se desacelera. Con nuevas plantas y poliductos, el país puede ampliar exportaciones, fortalecer el polo petroquímico y sumar una fuente de divisas menos expuesta a los ciclos del petróleo.
El desarrollo del gas rico convierte a los líquidos en un componente estratégico y abre una agenda de inversiones que trasciende al upstream.
El uso del celular para pagar combustible crece con fuerza en todo el país. Las estaciones de servicio integraron QR interoperable, NFC y apps propias, lo que aceleró la adopción de pagos digitales en un segmento históricamente dominado por efectivo y tarjetas físicas.
Según datos del sistema financiero, los pagos móviles superan los 1.500 millones de transacciones anuales en Argentina, un volumen que impulsa la competencia entre bancos, fintech y petroleras por captar usuarios en un mercado de alto ticket promedio.
El fenómeno responde a un cambio estructural. La digitalización del sistema financiero redujo el uso de efectivo, mientras que las petroleras incorporaron apps para fidelización, descuentos y trazabilidad del consumo. El combustible es uno de los rubros con mayor monto por operación, lo que vuelve al segmento especialmente atractivo para emisores y procesadores de pago.
En paralelo, la interoperabilidad del QR permitió que cualquier usuario pague en cualquier estación sin fricción, acelerando la adopción tanto en grandes centros urbanos como en localidades del interior.
El impacto es amplio. Para los usuarios, el pago móvil reduce tiempos, mejora la seguridad y habilita descuentos bancarios y fintech. Para las estaciones, disminuye el manejo de efectivo, ordena la operación y permite integrar datos de consumo en la gestión comercial.
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Para proveedores tecnológicos, crece la demanda de POS inteligentes, QR dinámico, NFC y soluciones para flotas y logística. El sector incorpora así una capa digital que mejora eficiencia y competitividad.
En una proyección conservadora, el pago móvil se afianza primero en las estaciones de mayor volumen y luego avanza hacia el interior a medida que mejora la conectividad y se renuevan los sistemas de cobro.
El crecimiento se sostiene por descuentos bancarios, la interoperabilidad del QR y la adopción de apps de fidelización, mientras el efectivo sigue presente en zonas donde la infraestructura digital todavía es limitada.
La digitalización del pago en combustibles abre espacio para mejorar eficiencia y planificación. La integración de datos de consumo, la expansión de infraestructura digital en estaciones del interior y el desarrollo de soluciones para flotas pueden fortalecer la competitividad del sector.
Un ecosistema de pagos estable, interoperable y orientado a servicios permite reducir costos operativos, mejorar la experiencia del usuario y preparar al mercado para nuevas formas de movilidad.
El ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Franklin Molina Ortiz Paz, reconoció que la nacionalización del sector no logró sostener la producción ni reponer reservas al ritmo necesario. La caída del gas se profundizó en los últimos años, la inversión privada no acompañó el modelo vigente y el país enfrenta dificultades para abastecer su mercado interno y cumplir compromisos externos.
El gobierno admite que deberá revisar el marco regulatorio para evitar un deterioro mayor.
El giro ocurre en un momento clave para la región. Bolivia fue, desde fines de los 90, el principal proveedor de gas del Cono Sur, pero el declino productivo redujo envíos a Brasil y Argentina. En paralelo, los países vecinos avanzaron con marcos más competitivos y atrajeron inversiones en exploración, producción e infraestructura.
La transición energética y la necesidad de seguridad de suministro aceleran estos cambios y reordenan el mapa energético sudamericano.
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El impacto es directo. La menor disponibilidad de gas boliviano explica la inestabilidad del suministro al NOA y refuerza la urgencia de completar la reversión del Gasoducto Norte. Para las empresas, el reconocimiento oficial de las limitaciones del modelo anticipa posibles ajustes regulatorios que podrían abrir oportunidades en exploración y recuperación de campos maduros.
Para las provincias del norte argentino, la situación acelera la necesidad de integrarse a la red de Vaca Muerta y fortalecer infraestructura de transporte y almacenamiento.
Los escenarios plantean caminos distintos. En uno base, Bolivia avanza con ajustes graduales para recuperar producción y estabilizar su mercado interno. En uno optimista, una reforma más profunda atrae capital privado y permite recomponer reservas, mejorando la seguridad energética regional.
En uno restrictivo, la falta de inversión prolonga el declive y obliga a una mayor dependencia de importaciones, con impacto fiscal y operativo.
La evolución del sector boliviano obliga a la región a revisar prioridades. La integración de infraestructura, la diversificación de fuentes y la expansión de redes de transporte pueden fortalecer la seguridad energética del Cono Sur.
Un enfoque coordinado, con reglas previsibles y proyectos de largo plazo, permitiría sostener la oferta regional y acompañar la transición hacia matrices más competitivas.
“Hay distintos tipos de contratos de venta de gas a las distribuidoras. Están los contratos firmes anuales, los contratos con ventanas y también existen contratos de muy corta duración, de 45, 60 o 90 días. A nadie debería sorprenderle que para productos de tan corta duración el precio del gas supere los 10 dólares por millón de BTU”, explicó el gerente comercial de una de las mayores productoras de gas del país.
La Secretaría de Energía deberá fijar los nuevos precios del gas para todo 2026.
Un esquema que entra en tensión
Las distribuidoras de gas —como Metrogas, Naturgy, Camuzzi y Ecogas, entre otras— tienen plazo hasta el 30 de abril para presentar ante el Enargas los contratos de abastecimiento firmados con productores. Sobre esa base, el ente regulador definirá los cuadros tarifarios que regirán durante el período invernal, que se extiende entre mayo y septiembre.
La decisión, sin embargo, no es lineal ni sencilla. Frente a una inflación que en marzo se ubicó en 3,4%, no existe certeza de que el Gobierno autorice el traslado a tarifas (pass through) de los precios que surjan de la negociación entre productores y distribuidora, según admitieron allegados al área energética del gobierno.
La decisión final dependerá tdel Ministerio de Economía —con la Secretaría de Energía bajo su órbita— y está condicionada por el objetivo de que la inflación desacelere en los próximos meses, tal como viene señalando en sus últimas intervenciones públicas el ministro Luis Caputo.
Un traslado pleno de los precios del gas de invierno a tarifas podría atentar contra de ese objetivo.
Manta corta
Frente a ese escenario, las distribuidoras se muestran renuentes a convalidar contratos con precios superiores a los actualmente reconocidos en tarifas, que promedian los 3,80 dólares por millón de BTU. No ayuda el hecho de que la redefinición del mix de transporte asignado a cada distribuidora haya introducido tensiones adicionales en el mercado. La reasignación de las capacidades de transporte —un proceso liderado por la Secretaría de Energía por primera vez en 20 años— con el objetivo de adaptar el sistema a la centralidad que hoy tiene Vaca Muerta frente a otras cuencas que en el pasado tenían mayor peso, como el Noroeste o la Cuenca Austral, arrojó ganadores y perdedores.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, monitorea de cerca la negociación entre productores y distribuidores por el gas de invierno.
En concreto, Naturgy y Metrogas —las dos principales distribuidoras del área metropolitana de Buenos Aires— se vieron obligadas a contratar nueva capacidad de transporte en dólares en el Gasoducto Perito Moreno, operado por TGS. Al mismo tiempo, debieron ceder capacidad previamente contratada en pesos —con contratos vigentes— a Ecogas, que controla Distribuidora de Gas Cuyana y Distribuidora de Gas del Centro, transfiriendo también negocios asociados a la comercialización de gas en períodos contraestacionales de baja demanda, como el verano.
Ese reordenamiento del sistema de tarifas de transporte —necesario para normalizar el funcionamiento del mercado entre privados, tal como se propone el Gobierno— todavía no terminó de ser completamente asimilado por los actores privados, más allá de que en este escenario de quietud del tipo de cambio, contratar transporte en dólares no representa hoy un problema inmediato.
Cierre de campaña
La indefinición genera preocupación dentro del área energética del Gobierno. A primera hora de este viernes, todavía no estaba claro cuál será la decisión oficial respecto del esquema de abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL) para el invierno. La Secretaría avanzó esta semana con la licitación para contratar un agregador comercial que se encargue de importar y revender cargamentos de GNL en el mercado local.
En ese proceso, Naturgy presentó la oferta más competitiva, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. Se impuso en la instancia de desempate a Trafigura, que ofertó 4,57 dólares. Sin embargo, todavía no existe una definición oficial sobre si el Gobierno convalidará ese esquema, que incluye una prima de riesgo asociada a la importación, comercialización y cobrabilidad del GNL en un mercado atravesado por alta incertidumbre.
La alternativa es mantener el esquema vigente desde 2008, con Enarsa a cargo de la importación. En esa línea, la empresa estatal ya adjudicó la compra de los primeros dos cargamentos de GNL para la segunda quincena de mayo. Según fuentes del sector, los precios obtenidos resultaron competitivos, con primas en algunos casos por debajo de los 0,50 dólares por millón de BTU. Uno de los adjudicados habría sido la propia Naturgy.
Traslado a tarifas
En el centro de la discusión aparece la definición sobre cuál será el precio del gas en boca de pozo que se autorizará para las tarifas de invierno. No es probable, según un relevamiento realizado por este medio entre fuentes púnlicas y privadas, que el Enargas —hoy bajo la conducción de Marcelo Nachón hasta que se concrete la unificación de los entes reguladores— y la Secretaría de Energía habiliten el traslado pleno de los precios que surjan de los contratos de invierno entre distribuidoras y productores.
La terminal regasificadora de GNL de Escobar.
Una de las alternativas que se analizan en el Gobierno es autorizar un precio por debajo del que efectivamente acuerden los privados para cubrir el pico de demanda. Según indicaron fuentes cercanas al área energética del Gobierno a EconoJournal, se podría definir un precio intermedio entre el valor actual de US$ 3,80 por millón de BTU y los precios que se terminen convalidando en los contratos para cubrir los picos de consumo, que podrían superar los 10 dólares. Resta contractualizar alrededor de 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), que estimativamente representan un 10% del pico de demanda residencial en los días de frío puede superar los 90 MMm3/día.
“Se podría ser un precio entre 5 y 6 dólares y que el remanente se recupere a posteriori a través de algún instrumento regulatorio como las diferencias diarias acumuladas (DDA’s), que permiten que las distribuidoras recuperen las diferencias entre el valor reconocido en tarifas y el efectivamente pagado a los productores”, indicó una de las fuentes consultadas.
Sin embargo, desde las distribuidoras advierten que ese mecanismo no ha funcionado en los hechos en los últimos 20 años —salvo excepciones puntuales— y que resulta demasiado riesgoso asumir ese costo financiero sin garantías claras sobre los plazos de recuperación.
Desde el lado de las productoras, en cambio, señalan que la situación financiera de las distribuidoras es hoy más sólida que en períodos anteriores, tras la revisión quinquenal tarifaria (RQT) cerrada el año pasado, que ordenó su flujo de ingresos y les permitió recomponer su ecuación económica. En ese marco, consideran que no debería ser un obstáculo alcanzar un acuerdo.
En cualquier caso, el mercado deberá encontrar una definición en las próximas dos semanas, en la antesala del período de mayor consumo de gas del año.
A poco más de un mes de conocerse las adjudicaciones de la nueva convocatoria renovable con privados de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el mercado comienza a delinear las expectativas de precios que podrían marcar el proceso, en un contexto de fuerte competencia y cambio estructural respecto a esquemas anteriores.
Las primeras estimaciones ubican los precios esperados en un rango de entre 35 y 70 USD/MWh, alejándose de los mínimos históricos registrados en las subastas de 2017 y reflejando un entorno más exigente en términos financieros, tecnológicos y regulatorios.
En esa línea, el Director de Moctezuma Recursos Sustentables (MRS), Alejandro Robles Hue, apostó por esa brecha de entre 35 y 70 USD/MWh y aseguró que “la gran mayoría tiene una expectativa de que esté arriba de 35 dólares”, en línea con los nuevos condicionantes del mercado.
El 29 de mayo será la fecha clave en la que se definan los proyectos seleccionados, luego de una etapa inicial que ya dejó en evidencia el alto interés del sector: la sobreoferta ronda el 580% de la capacidad requerida, con cientos de iniciativas compitiendo por asegurar contratos bajo el nuevo modelo mixto.
A modo de referencia, la propia CFE proyecta un Precio Marginal Local (PML) promedio para 2026 de MXN$842 —unos 45 USD/MWh—, una señal clave para entender el nivel de precios que el sistema considera consistente.
El PML representa el valor de la energía en un nodo específico del sistema eléctrico, determinado por costos de generación, pérdidas y congestión, y funciona como referencia para las transacciones en el mercado eléctrico mayorista.
Sobre esta base, la competitividad de los proyectos estará fuertemente condicionada por su ubicación, ya que las expectativas sobre los PML varían según la zona.
En ese sentido, Robles Hue explica 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”, al tiempo que aclara que no es lo mismo desarrollar en una zona con precios deprimidos que en una con perspectivas de precios elevados.
Este escenario contrasta con el registrado en las subastas de largo plazo de 2017, cuando México alcanzó algunos de los precios más bajos a nivel global.
En la tercera Subasta Eléctrica de Largo Plazo, adjudicada el 22 de noviembre de 2017 por la Secretaría de Energía (SENER), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), se registró un precio récord de USD 17.77/MWh en proyectos eólicos, liderados por Enel Green Power.
En particular, la empresa obtuvo contratos para los proyectos “Energía Limpia de Amistad 2” (167 MW) y “Amistad 3” (122 MW) a USD 17.77/MWh, además de otros desarrollos en el rango de USD 18 a 19.4/MWh. El precio promedio de energía limpia en esa subasta se ubicó en USD 20.57/MWh, uno de los más bajos a nivel internacional.
Sin embargo, las condiciones actuales difieren sustancialmente de aquel contexto, principalmente por el encarecimiento del financiamiento.
“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”, apuntó Robles.
A este cambio en el costo del capital se suman nuevas exigencias técnicas que también presionan al alza los precios, particularmente la incorporación obligatoria de almacenamiento en los proyectos. Cabe recordar que, la convocatoria establece que las centrales deberán contar con un 30% de almacenamiento con una duración de tres horas, un requisito inexistente en las subastas anteriores y que modifica sustancialmente la estructura de costos.
En ese sentido, Robles Hue advierte que “eso es CAPEX, eso lo tienes que recuperar”, dejando en claro que este componente tendrá un impacto directo en las ofertas económicas.
A esto se agregan factores internacionales que también inciden en la formación de precios, como el encarecimiento de equipos y los cambios impositivos provenientes de China, lo que configura un escenario más complejo para el desarrollo de proyectos.
Un esquema que redefine la competencia y prioriza escala
El modelo establece que el 70% de la energía será contratado por la CFE, mientras que el 30% restante quedará abierto a su comercialización en el mercado eléctrico o mediante contratos bilaterales, lo que obliga a los desarrolladores a optimizar su estrategia financiera y comercial.
“El 70% ya lo tienes contratado por CFE, el 30% puedes tomar el riesgo.Habrá zonas donde le precio será alto y eso hará que le puedan ofertar más bajo a CFE y sacar su competencia. Y zonas donde el precio del mercado será bajo porque hay mucha oferta o poca demanda, ahí es donde pueden jugar a tomar cierto riesgo de mercado y ver hasta dónde le suben el precio a la Comisión”, analizó Robles.
Bajo esta lógica, el ejecutivo sostiene que no es lo mismo desarrollar en una zona con precios deprimidos que en una con mayor tensión o mejores perspectivas de demanda, lo que impacta directamente en la agresividad de las ofertas.
“La solar la veo más barata”, afirmó Robles Hue, mientras que destaca que la eólica permite capturar valor en horas pico, donde los precios son más elevados.
En este contexto, los proyectos híbridos comienzan a ganar terreno como una de las configuraciones más eficientes del esquema, al combinar tecnologías y almacenamiento para optimizar la infraestructura existente.
Por último, la escala de los proyectos aparece como un factor clave en las probabilidades de adjudicación, en un proceso donde la CFE buscará maximizar la ejecución efectiva de las inversiones.
Según el análisis del ejecutivo, es más probable que avancen proyectos de gran capacidad —en el orden de 200 a 500 MW— por sobre desarrollos más pequeños o incluso más avanzados en tramitación, debido a su impacto en la planificación de la red.
De esta manera, el criterio de selección no estará determinado únicamente por el grado de maduración de los proyectos, sino también por su escala, respaldo financiero y capacidad de ejecución, en un proceso altamente competitivo.
Esta convocatoria será eje central de análisis en el Future Energy Summit Mexico 2026, que se llevará a cabo el 19 de mayo en Ciudad de México, donde actores clave del sector público y privado abordarán los desafíos y oportunidades vinculados a la expansión del sistema energético, los nuevos esquemas de inversión y la ejecución de proyectos estratégicos.
Las recientes licitaciones eléctricas en Panamá concentraron un alto nivel de participación privada, en un contexto donde no se registraban convocatorias abiertas de este tipo desde hace varios años. En paralelo, los resultados evidencian avances en diversificación tecnológica, aunque el foco comienza a trasladarse hacia la ejecución efectiva de los proyectos y la capacidad de respuesta del sistema.
El presidente de World Energy Council (WEC) Panamá, Héctor M. Cotes, valoró el impacto de ambas convocatoria, dado que el proceso permitió ampliar la base de participantes y reactivar la competencia en distintos segmentos del mercado eléctrico, tanto en nueva generación como en plantas existentes.
“Existe y se mantiene un fuerteinterés del sector privado en seguir invirtiendo en energía”, señaló Cotes, en línea con el volumen de ofertas registrado.
Por un lado, la licitación LPI ETESA 01-25, orientada a la nueva generación renovable, recibió siete ofertas presentadas por seis empresas, con una capacidad máxima combinada de hasta 260,57 MW. Su adjudicación está prevista para el 24 de abril, tras la evaluación técnica y económica.
Dentro de este proceso, conviven tecnologías con perfiles distintos, desde generación constante como UEP Penonomé III (69 MW) o Los Naranjos (10 MW), hasta parques eólicos con fuerte estacionalidad. Esta dinámica obliga a considerar la disponibilidad real del recurso a lo largo del año y no solo los picos de generación.
Por el otro, la LPI 01-26, destinada a plantas existentes, registró 71 ofertas, con 67 propuestas renovables, principalmente hidroeléctricas y solares. Este predominio confirma una tendencia estructural del sistema hacia fuentes limpias, incluso en esquemas de contratación sobre capacidad ya instalada.
En términos de volumen, el máximo teórico alcanza aproximadamente 1441 MW, aunque no es simultáneo debido a la estacionalidad y a la superposición de ofertas. El diseño contempla distintos renglones con bloques que escalan desde 150 MW hasta 500 MW hacia el final del período contractual, acompañando el crecimiento esperado de la demanda. La adjudicación está prevista para el 5 de mayo de 2026.
Sin embargo, Cotes sostuvo que “es importante mantener desde la Secretaría Nacional de Energía un cronograma de las siguientes licitaciones para fomentar y mantener la participación futura de la inversión privada”, advirtió, apuntando a la necesidad de previsibilidad.
Por otro lado, los volúmenes contratados responden a una visión conservadora del crecimiento del sistema, lo que podría verse tensionado ante nuevos polos de consumo intensivo, como centros de datos o industrias de alta demanda energética.
En materia de precios, los topes establecidos en los pliegos ordenaron la competencia, dejando en carrera a proyectos con estructuras eficientes y reduciendo el riesgo de ofertas inviables.
Aun así, el principal desafío se traslada a la etapa posterior a la adjudicación. “La expectativa es que todas las propuestas, especialmente las nuevas, se construyan para evitar brechas entre oferta y demanda”, sostuvo Cotes.
El riesgo central radica en que parte de esa capacidad no llegue a materializarse, lo que podría generar tensiones en el abastecimiento futuro.
Si bien los plazos definidos son considerados alcanzables, la ejecución efectiva será determinante para sostener el equilibrio del sistema en los próximos años.
En perspectiva, las licitaciones sientan las bases para una transformación estructural de la matriz energética panameña, aunque dependerá de convertir el interés inversor en capacidad operativa concreta.
“En los próximos 5 a 10 años debemos contar con una matriz energética robusta y diversificada, alineada con el crecimiento económico del país”, proyectó Cotes.
FES como epicentro del debate
Future Energy Summit (FES) Caribe se llevará a cabo el 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, reuniendo a cientos de ejecutivos C-Level, inversores y funcionarios de la región, en un contexto marcado por licitaciones récord, impulso al almacenamiento y definiciones estratégicas para el desarrollo del sistema eléctrico del país.
Además la gira de Future Energy Summit continuará con FES Guatemala el 14 de mayo y FES Mexico, a realizarse el 19 de mayo, donde actores clave del sector público y privado abordarán los desafíos y oportunidades vinculados a la expansión del sistema energético, los nuevos esquemas de inversión y la ejecución de proyectos estratégicos.
Para acceder a la agenda completa de la gira 2026 de FES, conocer más información al respecto y ser parte de los encuentros, se encuentra disponible la plataforma digital de FES, mientras que todos los eventos contarán con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit.
Empresas como Teracloud están trabajando sobre arquitecturas diseñadas sobre Amazon Web Services, que permiten conectar sistemas de campo (como plataformas SCADA) con entornos cloud escalables y resilientes.
En Vaca Muerta, la eficiencia operativa está cada vez más ligada a la capacidad de acceder y procesar datos en tiempo real. Sin embargo, las condiciones propias de la cuenca; grandes distancias entre pozos, geografía compleja y conectividad intermitente, siguen representando un desafío estructural para muchas operaciones.
En este contexto, uno de los principales problemas es la falta de visibilidad inmediata sobre lo que ocurre en campo. En muchos casos, la información llega con demoras debido a limitaciones en la transmisión de datos, lo que impacta directamente en la toma de decisiones. Cuando variables críticas como presión, caudal o temperatura no pueden monitorearse en tiempo real, las operaciones pierden capacidad de anticipación y tienden a volverse más reactivas.
A esto se suma la fragmentación de la información. Es frecuente que los datos provenientes de sensores, equipos y sistemas de gestión se encuentren distribuidos en múltiples plataformas sin integración, lo que dificulta construir una visión unificada de la operación. Este escenario no sólo ralentiza los procesos, sino que también incrementa la probabilidad de errores y eleva la exposición a riesgos operativos.
De sistemas aislados a operaciones conectadas
Frente a estos desafíos, el uso de arquitecturas cloud está empezando a transformar la forma en que operan las compañías de Oil & Gas en Vaca Muerta. Lejos de implicar un reemplazo total de los sistemas existentes, el enfoque actual se centra en integrarlos y potenciarlos.
En este proceso, empresas como Teracloud están trabajando sobre arquitecturas diseñadas sobre Amazon Web Services, que permiten conectar sistemas de campo (como plataformas SCADA) con entornos cloud escalables y resilientes.
Este tipo de enfoques habilita el acceso a información operativa en tiempo real desde distintos niveles de la organización, sin depender exclusivamente de servidores locales. A su vez, permite unificar datos que antes estaban dispersos, generando una visión más consistente de la operación.
Uno de los avances más relevantes en estos entornos es la adopción de modelos híbridos. En zonas donde la conectividad no es constante, los datos pueden procesarse localmente en campo (edge computing) y sincronizarse con la nube cuando la conexión está disponible. Según explican desde Teracloud, este enfoque permite garantizar continuidad operativa y evitar pérdidas de información, incluso en condiciones adversas.
Impacto en costos y continuidad operativa
La adopción de cloud no solo mejora la visibilidad, sino que también tiene un impacto directo en la estructura de costos y en la eficiencia de los equipos técnicos.
En entornos tradicionales, una parte significativa de los recursos se destina al mantenimiento de infraestructura física: servidores, actualizaciones, backups y resolución de incidentes. Al migrar hacia modelos basados en la nube, gran parte de estas tareas se reduce, lo que permite a los equipos enfocarse en actividades de mayor valor, como el análisis de datos, la optimización de procesos y la prevención de fallas.
En términos operativos, esto se traduce en una mayor disponibilidad de los sistemas y una reducción de interrupciones, lo que impacta directamente en el uptime y en la continuidad de la producción.
De acuerdo con la experiencia de Teracloud en proyectos sobre Amazon Web Services, este tipo de arquitecturas también permite escalar la infraestructura de forma flexible, acompañando el crecimiento de la operación sin incurrir en inversiones iniciales elevadas.
Un cambio que empieza a consolidarse
La integración entre sistemas de campo y arquitecturas cloud ya forma parte de la agenda de modernización de muchas compañías que operan en Vaca Muerta. La combinación de visibilidad en tiempo real, escalabilidad y resiliencia tecnológica está redefiniendo los estándares operativos del sector.
En este escenario, Teracloud acompaña a operadores y empresas de servicios en la transición hacia modelos más integrados, con un enfoque centrado en resolver problemas concretos de operación: reducir la latencia en la disponibilidad de datos, unificar fuentes de información y minimizar la dependencia de infraestructura local.
A medida que la digitalización avanza, la capacidad de transformar datos en decisiones en tiempo real se consolida como un diferencial competitivo. En Vaca Muerta, donde cada mejora en eficiencia tiene impacto directo en costos y productividad, este tipo de iniciativas empieza a marcar el rumbo de la operación.
Volvieron las convocatorias para el sector renovable y almacenamiento en México. Tras años desde las últimas subastas de largo plazo (canceladas por el gobierno anterior) y que el sector se mantuviera con un ritmo desacelerado, ahora el mercado atraviesa un punto de inflexión con mejores condiciones para proyectos privados y mixtos con la CFE.
Las cifras reflejan la magnitud del fenómeno: la convocatoria de generación con inversión mixta reunió 222 proyectos por 37749 MW, superando en 581% la meta inicial de 7500 MW. Y se espera el lanzamiento de una nueva licitación.
En este contexto, el country manager México de JA Solar, Alexander Foeth Persson, conversó con Energía Estratégica y analizó los factores que explican este fenómeno, el rol que jugarán las nuevas energéticas y qué puede esperar la industria renovable en el corto y mediano plazo.
¿Son los mismos los clientes, energéticas y EPCistas que participarán en las nuevas convocatorias?
En comparación con la primera ola de 2014 a 2019, donde se trataba mayoritariamente de empresas extranjeras, ahora vemos surgir muchos utilities mexicanas, nuevas, o alianzas que se han hecho. Y eso lo hemos previsto.
¿Por qué?
El gobierno está enfocado más en crear valor en México para el propio país. Ha sido un mensaje muy claro desde el principio, entonces sabíamos que muy probablemente haya más empresas nacionales.
¿Empresas de qué escala estás viendo nacer? ¿Y cuántas?
100 MW para arriba, muchas compañías. Actualmente hay cerca de 20 empresas nuevas o alianzas que están surgiendo, que ya se les otorgaron permisos con capital mexicano e ingeniería local.
¿Hay algún ejemplo o caso de éxito concreto al respecto?
El proyecto solar de Puerto Peñasco (1000 MW repartido en distintas etapas) es el mejor ejemplo. Las ganadoras de las fases I y II del fueron empresas chinas, pero contrataron mano de obra mexicana. Ya para la fase III y IV, firmas nacionales se unieron para entrar a la licitación como EPCista.
¿Qué necesidades tiene hoy una empresa de esas características?
De aprendizaje y de capacitaciones. Es lo que hemos estado haciendo básicamente el último año, preparando estas licitaciones. Los ayudamos a preparar el diseño técnico y con capacitaciones sobre energía solar.
Hay un hueco de talento porque, como pasaron varios años desde las últimas convocatorias, mucho talento solar buscó trabajo en otros rumbos, en otros países. Y ahora vemos que, en esta nueva ola, hay una gran necesidad de técnicos e ingenieros con experiencia.
¿Y qué papel tendrá JA Solar dentro de estos nuevos procesos para renovables y BESS?
En utility scale, con la ola pasada que hubo entre 2014 y 2018, la compañía logró más de 1 GW de instalación. Ese legado lo llevamos, con la mira y la expectativa de nuevamente ser N°1 en utility con los nuevos proyectos que ya se dan y se armarán.
¿Sólo en utility tienen objetivos así?
No, en generación distribuida también estamos confiados en repetir como N°1 del negocio, tal como sucedió en 2025 con números récord. Ya van tres años consecutivos, incrementando nuestras ventas de GD en el país, lo que nos ha posicionado en el N°1, tanto en importación como en instalación – ventas.
Es gracias al equipo local y alianza con el distribuidor Exel Solar, único y autorizado distribuidor en México para JA Solar desde hace 10 años.
¿Por qué un solo distribuidor?
Somos diferentes, tanto nuestra estrategia, producto y equipo; de modo que hace 9-10 años decidimos que sólo trabajaríamos con un distribuidor en el país. En aquel entonces, apostamos a un distribuidor recién establecido, en crecimiento. Y esa alianza ahora representa que, tanto nosotros como nuestro distribuidor, somos los que tenemos más market share en México.
Esa evolución demuestra la dedicación, el trabajo, la constancia entre los dos equipos, y nos permite enfocar toda nuestra energía y atención a un solo cliente. Lo cual demuestra resultados en la atención al cliente final, resolución de problemas, disposición de stock al 100%.
¿Es más el beneficio de tener una gestión unificada y mantener el cuidado del cliente que el riesgo a lo mejor de contar con un solo distribuidor?
Exacto. El año pasado, vimos salir muchos distribuidores de México, lo que representa obviamente un gran problema para los clientes. Pero desde JA Solar apostamos por un distribuidor local, que tiene compromiso por el país y estará en las buenas y en las malas. Exel Solar no se retirará a ningún país porque son de México.
El compromiso es con el país, con el mercado a largo plazo. Nuestros productos tienen una garantía de 30 años, entonces debemos garantizar que durante 30 años el cliente tenga respuesta.
¿Qué es importante para vos en tu desarrollo profesional como líder de equipo aquí en la región? ¿Qué valores tratás de transmitir?
Lo que más me importa es crear profesionales capaces, honestos, dedicados, con altos estándares. Para que luego ellos, en su camino lleven esa dedicación y ética de trabajo para que hagan bien las cosas.
No nada más es instalar paneles, estamos hablando de energía y es algo crucial. De hecho, sin energía cualquier país tiene grandes problemas y las instalaciones tienen que estar bien hechas. Es lo que buscamos aquí en JA Solar con nuestras personas y también lo transferimos.
FES como epicentro del debate
Todos estas nuevas oportunidades para el mercado y más serán parte de los ejes centrales del encuentro Future Energy Summit (FES) Mexico 2026, que se llevará a cabo el 19 de mayo en Ciudad de México, donde actores clave del sector público y privado abordarán los desafíos y oportunidades vinculados a la expansión del sistema energético, los nuevos esquemas de inversión y la ejecución de proyectos estratégicos.
Para acceder a la agenda completa de la gira 2026 de FES, conocer más información al respecto y ser parte de los encuentros, se encuentra disponible la plataforma digital de FES, mientras que todos los eventos contarán con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) de España, a través del Instituto para la Transición Justa (ITJ), ha puesto en marcha una Manifestación de Interés (MdI) sobre nudos de transición justa, que se ubican en las zonas de transición justa de las provincias de A Coruña, Almería, Asturias, Burgos, Cádiz, Ciudad Real, León y Palencia.
El plazo para para presentar documentación hasta el lunes, 15 de junio de 2026 y ka manifestación de interés tiene por objeto realizar una prospección de la disposición de los promotores a desarrollar proyectos de instalación de generación renovable y almacenamiento en los nudos de transición justa, en concreto, en aquellos nudos cuya concesión de capacidad de acceso esté pendiente de regulación, así como recabar las aportaciones del conjunto de agentes, ciudadanía y sociedad civil sobre la oportunidad y elementos que puedan condicionar dichos concursos.
El MITECO usará esta información a la hora de diseñar los mecanismos para la concesión de la capacidad de acceso a la red eléctrica en estos nudos, ligados al cierre de centrales térmicas y nucleares, en coherencia con los objetivos de transición justa y la continuación de los mismos a través de la nueva Estrategia de Transición Justa 2026-2030, cuya elaboración también cuenta con un proceso participativo público.
De este modo, se busca que los agentes interesados dispongan de un canal de comunicación sobre la existencia de proyectos viables técnica y ambientalmente que pudieran contribuir al desarrollo socioeconómico de las zonas de transición justa y aporten información analítica al MITECO para ser eficaz en la determinación de los próximos mecanismos para la concesión de la capacidad de acceso disponible en estos nudos.
Asimismo, la presente manifestación de interés tiene por objeto recabar información a efectos de determinar la eventual existencia de nudos de la red de transporte o distribución que, en virtud de lo previsto en el artículo 42 del Real Decreto-ley 8/2023, de 27 de diciembre, puedan ser susceptibles de declaración como nudos de transición justa y cumplan con los criterios para ello.
La MdI invita a los agentes interesados a aportar información sobre proyectos técnica y ambientalmente viables que puedan contribuir al desarrollo socioeconómico de las zonas de transición justa, indicando, entre otros aspectos, información sobre la tecnología propuesta, el grado de madurez del proyecto, cómo han tenido en cuenta la sensibilidad ambiental en su planteamiento y los beneficios sociales y económicos locales del proyecto.
Los interesados en hacer aportaciones a la MdI tienen de plazo hasta el próximo 15 de junio, mediante el formulario disponible aquí.
En el marco del lanzamiento de los procesos de licitación de obras nuevas de transmisión para el año 2026, el Coordinador Eléctrico Nacional presentó un conjunto de mejoras a las bases de licitación, orientadas a facilitar la participación de empresas, reducir barreras de entrada y fortalecer la competencia en el sector.
Uno de los focos centrales de estas mejoras es la reducción de la carga administrativa y financiera para los oferentes, manteniendo adecuados mecanismos de control de riesgos. En esta línea, se modifica el esquema de garantías, pasando desde boletas por hito, cobradas íntegramente ante atrasos, a un modelo que considera la acumulación de días de atraso al término de la obra.
De este modo, si la obra cumple con el plazo decretado para su entrada en operación, no se aplican multas por atrasos intermedios; en caso contrario, se contabilizan los días de atraso totales, de hitos y del plazo final, y se instruye su pago, haciendo efectiva la boleta de garantía solo en caso de incumplimiento, lo que simplifica el proceso y entrega mayor certeza en la evaluación de riesgos para la elaboración de ofertas.
Asimismo, con foco en fomentar la competencia, se optimizaron requisitos administrativos, particularmente en la acreditación legal de las empresas, mediante el uso de informes jurídicos estandarizados, disminuyendo riesgos de exclusión por aspectos formales en instancias de aclaración.
“El desarrollo oportuno de la transmisión es un desafío central para el sistema eléctrico y para el país. Avanzar en tiempo y forma en estos proyectos es clave para acompañar el crecimiento de la demanda, habilitar nueva generación y resguardar la seguridad y calidad del suministro. Como Coordinador, estamos comprometidos con este proceso y con impulsar mejoras que faciliten su desarrollo”, señaló el director ejecutivo, RamónCastañeda.
Principales características de las bases de licitación
Las bases de licitación del Coordinador Eléctrico Nacional consideran, entre otros aspectos:
Acceso público a la información, promoviendo transparencia y preparación temprana de los oferentes.
Proceso de adquisición de bases como señal de interés, facilitando una mejor planificación de ofertas.
Visitas a terreno con flexibilidad, incorporando instancias para reducir barreras logísticas.
Canales formales de consulta, que aseguran igualdad de acceso a la información.
Este año se implementó la nueva nómina de proponentes de Obras Nuevas, que en esta primera etapa opera como un registro, pero que en sus próximas versiones evolucionará hacia un mecanismo de precalificación, permitiendo reducir tiempos y cargas documentales en procesos sucesivos.
Las bases también incorporan mejoras orientadas a facilitar la preparación de ofertas, tales como la simplificación del cronograma en la etapa de postulación, centrado en hitos clave, y la exigencia de mayor nivel de detalle en etapas posteriores a la adjudicación.
En el ámbito técnico, se incorporan requerimientos tempranos que permiten identificar riesgos desde etapas iniciales del proyecto, junto con la definición de límites de responsabilidad asociados al valor de inversión adjudicado, favoreciendo una asignación de riesgos más clara y eficiente.
Estas mejoras forman parte de una estrategia integral del Coordinador orientada a consolidar procesos de licitación más ágiles y competitivos, contribuyendo al desarrollo oportuno de la infraestructura de transmisión que requiere el Sistema Eléctrico Nacional.
El gobernador de La Pampa, SergioZiliotto anunció la Licitación Pública N° 1/26 para la segunda etapa del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico, una iniciativa que ampliará la capacidad de generación eléctrica renovable en el norte provincial y consolidará la estrategia energética del Gobierno de La Pampa basada en planificación, inversión y articulación público-privada.
La convocatoria da continuidad a un desarrollo ya en marcha. La Etapa I, actualmente en ejecución, contempla una potencia de 15 megavatios (MW), mientras que la nueva instancia incorpora otros 15 MW, dentro de un esquema de expansión que proyecta alcanzar los 50 MW de potencia instalada.
La iniciativa se estructurará a través de una Unión Transitoria entre Pampetrol y el adjudicatario privado. Por lo que la empresa provincial tendrá una participación del 20%, mientras que el socio privado contará con el 80% restante.
Pampetrol aportará activos estratégicos como el predio, el contrato de abastecimiento, la factibilidad de conexión, los estudios ambientales y el desarrollo previo del proyecto.
Además, el esquema contempla un contrato de abastecimiento de energía a 20 años con la Administración Provincial de Energía, con un precio fijo durante los primeros siete años y un mecanismo de actualización regulado para el período restante, lo que brinda previsibilidad de ingresos y un horizonte de inversión de largo plazo.
Mientras que la energía generada estará destinada a abastecer la creciente demanda del entramado productivo del norte provincial, acompañando la expansión industrial y garantizando disponibilidad energética para nuevos proyectos.
El proyecto se desarrollará dentro del Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico e incluirá diseño, provisión y construcción, montaje y puesta en marcha, conexión al sistema eléctrico, operación y mantenimiento y la comercialización de la energía generada.
“Manejar el precio de la energía es tener bajo nuestra decisión una de las principales variables del agregado de valor de nuestra producción primaria”, sostuvo Ziliotto, y remarcó que el objetivo es asegurar “energía en calidad y cantidad y al mejor precio para satisfacer la demanda del sector productivo”.
La ampliación del Parque Solar se integra a una estrategia más amplia de desarrollo productivo y anunció el envío de un proyecto de ley para crear un parque de actividades económicas en General Pico, articulado entre el Estado provincial, el municipio y el sector privado.
“Estamos creando las condiciones para que haya infraestructura, acceso a los insumos y reglas de juego claras. Hablamos también de seguridad jurídica, de estabilidad fiscal, y así como este proyecto tiene una carga tributaria cero, además tiene todo el andamiaje de articular con el Estado provincial”, afirmó.
Ziliotto precisó que el nuevo esquema prevé una administración conjunta entre el Gobierno provincial y el municipio, con participación privada: “Vamos a crear todas las condiciones para propiciar la inversión privada, así como hacemos inversión pública, porque aquí también hay mucha inversión pública. La única forma de desarrollar la provincia de La Pampa es a partir de la producción y del trabajo”, remarcó.
Cómo participar
Las empresas interesadas podrán acceder al pliego y presentar sus ofertas conforme a lo establecido en la Licitación Pública N° 1/26. La apertura de ofertas se realizará el 8 de septiembre de 2026.
Consultas y venta de pliegos: psfvpico@pampetrol.com
“No le tembló la mano a nadie ni hubo mucho lío en la prensa», aseguró Lopetegui (centro) al analizar la suba de 25% en los combustibles.
El impacto provocado por la guerra en Medio Oriente dominó la mesa de discusión convocada para un nuevo episodio de Dínamo – Charlas de Energía. Marina Dal Poggetto, economista y directora de EcoGo; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; y Nicolás Gadano, economista jefe de Empiria. analizaron las tensiones entre la oportunidad exportadora de Vaca Muerta y la incidencia de los costos internacionales sobre las tarifas, los surtidores y la cobertura del abastecimiento gasífero en invierno.
Lopetegui reivindicó el cambio de paradigma impulsado por el Gobierno nacional a través de la corrección de valores relativos que hoy reflejan con bastante criterio paridades de importación y exportación. “Hemos vivido 20 años poniéndole el pie encima a los precios cada vez que pasaba algo. Eso nos costó carísimo, ya que se tradujo en desabastecimiento de gas y en una pérdida de ingresos por 50.000 millones de dólares para la industria energética”, cuantificó.
Con la guerra en Medio Oriente, indicó, los combustibles subieron alrededor de un 25% en apenas un mes sin desatar grandes conflictos. “No le tembló la mano a nadie ni hubo mucho lío en la prensa. Tampoco resultó conflictivo que la cobertura de costos en las facturas de gas y electricidad haya pasado del 30% a cerca del 70% bajo la actual gestión”, ponderó.
El año pasado, recordó, el país importó cargamentos de gas natural licuado (GNL) por algo más de US$ 500 millones. “Gracias a las obras de ampliación impulsadas por Transportadora de Gas del Sur (TGS), el que viene será el último invierno en el que tendremos que importar un volumen similar”, se esperanzó.
Brecha de precios
A la hora de analizar la realidad del mercado global y su influencia en el local, intervino Aranguren, conviene preguntarse cuál es el verdadero precio del crudo. En ese sentido, aclaró, que existe “una brecha entre los valores de los contratos futuros y los barriles del mundo físico”. Los primeros, distinguió, hoy rondan los US$100, mientras que los segundos se vienen comercializando a US$135 o más debido al bloqueo del Estrecho de Ormuz. Por ende, puntualizó, en estos momentos los exportadores argentinos no están dejando de vender a US$100, sino a US$135. “En la misma senda, los refinadores que hicieron gasoil con un crudo que está a US$135 nos lo van a cobrar en función de ese valor”, sostuvo. A la espera de que la situación se normalice, señaló, la diferencia que se está pagando es muy superior a la que se está informando. “El precio futuro responde a anuncios, el físico responde a realidades”, sentenció.
Es sumamente difícil, reconoció, mantener el equilibrio entre productores y refinadores sin ninguna intervención del Estado nacional. La mejor alternativa para un productor en esta coyuntura, opinó, no es otra que “exportar a lo pavo”. “¿Por qué preferiría venderle a un refinador que le va a pagar US$30 ó US$40 menos?”, inquirió.
Aranguren aseguró que en esta coyuntura lo mejor que puede hacer el productor petrolero es “exportar a lo pavo”.
Anclaje cambiario
Si se tiene en cuenta que gracias a Vaca Muerta el país logró convertirse en un exportador neto de petróleo, el aumento de los precios internacionales configura, en términos agregados, una noticia positiva para la balanza comercial argentina. Así lo expresó Dal Poggetto, quien aseguró que en este contexto de anclaje cambiario puede verificarse un aumento del endeudamiento en dólares por parte de las compañías privadas. “A diferencia de lo que sucedió el año pasado, el Banco Central se encuentra en una etapa de compra sistemática de dólares. Es cierto que las reservas no suben a la misma velocidad, porque se vienen pagando deudas, pero se está permitiendo una baja de las tasas de interés”, describió.
Desde su óptica, el Gobierno de Javier Milei necesita contener la inflación, por lo que no puede incrementar demasiado el precio de los combustibles. “En tanto el Central compre dólares, con tasas negativas el carry trade se sostendrá. Habrá que ver qué pasará después de agosto o septiembre”, dudó.
Lo que se está proponiendo, aseveró, es “un cambio en la estructura económica, política y social de la Argentina, con ganadores y perdedores”. “La pregunta del millón tiene que ver con el acceso al crédito. Cuando hay horizonte, respaldo crediticio y capacidad de financiar los vencimientos, tenés un programa económico”, concluyó.
Mayor competitividad
Según Gadano, todavía no es posible anticipar claramente hacia qué tipo de mercado de combustibles está avanzando el país. Lo ideal, a su criterio, sería priorizar la competitividad. “Ni YPF ni el Gobierno deberían determinar si un precio dado se ubica en el export parity o en el import parity”, reflexionó.
Resulta contraproducente, en su opinión, que YPF disponga de un market share tan grande como el que posee. “Sería bueno que la compañía venda parte de su Downstream, que nadie tenga la mitad del mercado y que surjan nuevos actores”, manifestó.
Esta postura, aclaró, no habilita que los precios locales puedan “irse a cualquier lado” cuando existe mucha volatilidad. “Hay instrumentos como el Impuesto a los Combustibles, que es una suma fija por litro (que el Gobierno anterior no ajustó), el cual puede ser usado como amortiguador”, resaltó.
Hace falta alentar la competitividad, insistió, sobre todo en el mercado del gasoil, recurso que la Argentina compra en el exterior. “El Gobierno puede utilizar herramientas como las mezclas con bioetanol y los impuestos para amortiguar los impactos”, recomendó.
La clave, enfatizó, pasa por no trazar una brecha entre el precio del crudo de exportación y el del mercado local. “Hacer eso es un desastre. Te lleva hacia un camino en el que inevitablemente todos quieren exportar”, criticó.
Perspectivas favorables
Es indudable, recalcó Lopetegui, que la Argentina puede beneficiarse del vigente shock en la cotización internacional de los hidrocarburos. “Cuando pase el conflicto bélico, quedará en pie el interrogante sobre el diferencial de precio en la compra de gas y petróleo que no deben pasar por el Estrecho de Ormuz. En definitiva, el mercado argentino saldrá mejor parado”, pronosticó el especialista, quien afirmó que estamos ante “un gran momento para no cometer errores regulatorios”. “Aumentar las retenciones o las regalías sería un pecado mortal”, agregó.
No debe soslayarse, acotó Gadano, que bajo las actuales circunstancias el país recaudará más por ambas vías. “Quien diseñó la norma de retenciones móviles, nos guste o no, ya pensó en eso”, reconoció.
El mundo, retomó Aranguren, ya está bastante acostumbrado a recibir de la Argentina un commodity como el petróleo, pero tomará un tiempo que ocurra lo mismo con el GNL. “Ante la necesidad de construir mercado desde un lugar remoto, esta guerra es ideal porque promueve una mayor diversificación de proveedores”, completó.
La secretaria General de la Presidencia, Karina Milei, y Manuel Adorni, jefe de Gabinete participaron de un acto en Vaca Muerta donde YPF, la petrolera de mayoría accionaria estatal desde 2012, recibió el certificado de Marca País Argentina.
La distinción fue recibida por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y reconoce a la compañía como un actor clave en la proyección internacional de la identidad productiva del país.
La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa una mejor percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, y favorece la atracción de inversiones, se destacó.
Además, durante la jornada de los funcionarios en Neuquén, conocieron un equipo de perforación y un pad de pozos en producción en Loma Campana, y pudieron ver cómo la actividad de campo se optimiza desde los RTIC de Buenos Aires y Neuquén. Estuvieron acompañados por Marín y Diego Sucalesca, titular de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional.
Marín afirmó que “este reconocimiento (de Marca País) refuerza el compromiso de YPF con el desarrollo de la energía argentina y su proyección al mundo. Somos protagonistas de una industria estratégica que posiciona al país como un actor relevante en el escenario global”.
Por su parte, Sucalesca señaló: “Es un reconocimiento de algo que es constitutivo de cada uno de los argentinos. Simplemente lo que hicimos hoy fue saldar una deuda de mucho tiempo. Es la distinción más importante de la Marca País a la empresa más importante de la Argentina. Estamos muy felices”.
“Con este hito, YPF continúa consolidando su rol como empresa líder en el desarrollo energético, contribuyendo al posicionamiento internacional de la Argentina y al fortalecimiento de su marca en el mundo”, se destacó.
El Secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Nápoli, encabezó una delegación que participó en Asunción del Paraguay de un encuentro convocado por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) sobre reactores pequeños, durante el cual se destacó el rol de Argentina como líder regional en tecnología nuclear.
Se trató de la segunda edición del SMR School organizado por el OIEA que reunió a países de América Latina y el Caribe para “intercambiar experiencias y fortalecer capacidades en el desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR)”, comunicó Nucleoeléctrica Argentina.
La actividad dio continuidad a la primera edición realizada en la Argentina y reunió a representantes de organismos internacionales, autoridades gubernamentales y referentes del sector nuclear de la región. La apertura estuvo a cargo del Director General del OIEA, Rafael Grossi, quien participó mediante videoconferencia quien destacó la importancia de la cooperación internacional para el desarrollo seguro de esta tecnología.
Argentina ha venido trabajando desde hace al menos 20 años en el desarrollo de un prototipo de reactor modular pequeño, tarea a cargo de empresas públicas y privadas (CNEA, INVAP, y otras).
Es el caso del CAREM, cuya construcción se encaró dentro del Complejo Nuclear Atucha, en zona aledaña a las centrales Atucha I y II, en base a un diseño íntegramente argentino y concebido con proyección en múltiples aplicaciones energéticas. Pero su realización (la obra civil presenta un alto grado de avance) fue cuanto menos aletargada por el gobierno desde 2024, argumentando razones presupuestarias.
Mientras, otros países líderes en tecnología nuclear, por caso EE.UU., procuran acelerar el desarrollo propio de este tipo de proyectos.
La principal virtud de esta clase de tecnología es generar energía eléctrica con alta eficiencia y sin emitir dióxido de carbono ni otros gases de efecto invernadero.
Posibilita el abastecimiento eléctrico a zonas alejadas de los grandes centros urbanos, permitiendo el diseño de redes eléctricas descentralizadas de alcance regional, incluso independientes del sistema interconectado nacional. Su aplicación puede resultar además un complemento clave de fuentes de energía renovable (solar, eólica) para dar estabilidad al abastecimiento, o la generación eléctrica para polos fabriles con alto consumo de energía.
Durante el encuentro en Asunción, se indicó, “se abordaron temas clave vinculados a la planificación de proyectos, marcos regulatorios, financiamiento y preparación para la operación de SMR, en una agenda orientada a acompañar a los países en el desarrollo de sus programas nucleares”.
La delegación argentina estuvo integrada también por representantes de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Nucleoeléctrica Argentina, CONUAR, Dioxitek y Uramerica, quienes compartieron la experiencia y capacidades del país en las distintas etapas de la cadena de valor nuclear.
En este contexto, Ramos Napoli destacó “los servicios que Argentina puede proveer a los países que están dando sus primeros pasos en el sector nuclear, así como las capacidades que el país puede ofrecer a lo largo de toda la cadena de valor”. Subrayó la importancia de expandir los esquemas de formación de profesionales a nivel regional.
En representación de Nucleoeléctrica Argentina, el presidente de la compañía, Juan Martín Campos, participó de un panel sobre “planificación de proyectos y modelos de inversión.
Durante su intervención, destacó “la trayectoria argentina en el sector y el valor de sus capacidades para acompañar el desarrollo de nuevas tecnologías”, se indicó.
Campos “puso el foco en uno de los principales desafíos asociados a los nuevos tipos de reactores: la preparación para su operación”, y señaló que “el desarrollo nuclear comienza mucho antes de la construcción de un reactor, implicando la consolidación de marcos regulatorios sólidos, capacidades técnicas locales y organizaciones preparadas para garantizar una operación segura desde el inicio”.
Cabe referir que el diseño de un prototipo SMR como el CAREM constituyó un hito para la industria y el programa nuclear argentino, dado que aproximadamente el 70 % de los insumos calificados, componentes y servicios serían provistos por empresas locales, fortaleciendo una cadena de suministro, con capacidad para acompañar la proyección internacional del sector.
YPF encara la fase final de la venta de Metrogas con ofertas por US$ 500 millones La desinversión de YPF en Metrogas gana impulso y podría ingresar en su etapa final dentro de los próximos dos meses. El proceso vuelve a concentrar el interés de grupos empresarios argentinos, varios de los cuales también participan en otras instancias de privatización y venta de activos impulsadas por el Estado nacional.
Según informó Santiago Spaltro en Clarín, durante la última semana se conocieron las tres compañías que avanzarán a la etapa vinculante del proceso, estructurado por Citibank. La petrolera estatal prevé desprenderse de su participación accionaria del 70% en la distribuidora de gas, en cumplimiento de la normativa vigente que fija un límite del 49% para este tipo de tenencias. Los fondos obtenidos —estimados en torno a los US$500 millones— serían destinados a inversiones en Vaca Muerta.
La Ley 24.076 establece la desintegración vertical del negocio gasífero, por lo que la venta viene a cumplir con un mandato regulatorio, y un alivio para YPF: la distribuidora requiere de inversiones, porque tiene la concesión en el área más antigua de la region metropolitana.
Entre los interesados en Metro se destacan Andina PLC, vinculada a José Luis Manzano; Central Puerto, la mayor generadora eléctrica del país, encabezada por Guillermo Reca junto con la familia Miguens-Bemberg; Eduardo Escasany, titular de Banco Galicia; y Neuss Capital, perteneciente a los hermanos Germán, Patricio y Juan Neuss. En este marco, el grupo Neuss logró articular una alianza con Mubadala Capital, brazo inversor del fondo soberano de Abu Dabi, y con la española SIA Capital, ligada al empresario Javier López Madrid. Mubadala gestiona activos por aproximadamente US$385.000 millones, con presencia en más de 80 países y en múltiples sectores económicos, lo que representa un respaldo significativo para la expansión del grupo Neuss en el segmento regulado de distribución de gas, tras su crecimiento reciente en el negocio eléctrico. En 2025, el fondo concretó inversiones globales por unos US$ 39.000 millones y registró beneficios cercanos a los US$ 38.000 millones.
Los mismos actores participan, además, en el proceso de venta del 26% de Transener, actualmente en manos del Estado nacional. En ese contexto, los Neuss integran el consorcio Edison Inversiones —junto a los propietarios de Havanna y Newsan— en asociación con Genneia, vinculada a Jorge Brito y David Martínez. Por su parte, Manzano participa junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti en Edenor, mientras que Central Puerto también presentó su oferta.
En este escenario, se profundiza una tendencia hacia la “argentinización” de los activos energéticos, en un contexto donde aún no se verifican apuestas significativas por parte de grandes multinacionales. Fuentes del sector señalaron, en el marco de AmCham Summit realizado en el Centro de Convenciones de Buenos Aires, que parte del empresariado internacional mantiene una actitud expectante respecto del ciclo político, a la espera de mayores certezas antes de concretar inversiones de gran escala.
La asociación entre el grupo Neuss y capitales de Medio Oriente generó sorpresa en algunos ámbitos del mercado, donde prevalece el escepticismo sobre la magnitud y el alcance efectivo de ese vínculo.
La Primera Ministra de Italia, Georgia Meloni, puso en valor el peso de la prohibición de la importación de GNL ruso en Europa como freno a Moscú.
La primera ministra de Italia, Giorgia Meloni, marcó una postura contraria al pedido formulado por el CEO de ENI, Claudio Descalzi, de suspender la prohibición de importar gas natural licuado (GNL) proveniente de Rusia que comenzará a regir en Europa. La diferencia de opiniones se produce en un momento en el que Europa apunta a reforzar el apoyo financiero y militar a Ucrania tras la derrota electoral de Viktor Orbán en Hungría.
El líder de la empresa italiana y socia de YPF en el proyecto Argentina LNG había declarado que «es necesario suspender la prohibición, que entrará en vigor el 1 de enero de 2027, sobre los 20.000 millones de metros cúbicos de GNL procedentes de Rusia».
“No estoy sugiriendo que la prohibición deba abandonarse por completo, pero es necesario suspenderla o implementarla gradualmente, para no penalizar aún más al sector industrial, que ya está lidiando con altos costos de energía”, agregó Descalzi durante un evento celebrado el domingo por el partido italiano La Liga (LEGA), que integra la coalición parlamentaria de gobierno.
Los países de la Unión Europea acordaron dejar de importar gas natural ruso en todas sus variantes y por completo para el 2027. En el caso del GNL ruso, la prohibición comenzará a regir en los contratos en el mercado spot a partir del 25 de abril de este año y en los contratos a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027.
GNL de Rusia: la respuesta de Meloni al CEO de ENI
Sin embargo, en la previa a un encuentro con el presidente de Ucrania en Roma con el objetivo de profundizar la cooperación militar, la primera ministra de Italia se desmarcó de las declaraciones del CEO de ENI, empresa en la que el Estado italiano es el accionista controlante.
«Aunque yo obviamente entienda el punto de vista de Descalzi, no debemos olvidar que la presión económica que hemos ejercido sobre Rusia en estos años es, al final, el arma más eficaz que tenemos para construir la paz, por lo que debemos tener mucho cuidado con cómo nos movemos», declaró Meloni ante una consulta de la prensa esta semana en el evento Vinitaly.
Meloni luego recibió en Roma al presidente de Ucrania, Volodimir Zelenski. La jefa del Gobierno italiano reiteró su apoyo a Kiev porque «un Occidente dividido y una Europa fracturada serían un regalo para Moscú».
La visita de Zelenski forma parte de la gira diplomática que el presidente ucraniano está realizando por varios países europeos para firmar acuerdos bilaterales y finalmente destrabar un préstamo de la Unión Europea a Ucrania por 90.000 millones de euros. Una de las principales trabas al desembolso era el bloqueo del primer ministro de Hungría, Viktor Orbán, que luego de 16 años dejará el cargo tras perder las elecciones del domingo.
Los líderes de Italia y Ucrania indicaron que profundizarán la cooperación militar. «Italia, en particular, está muy interesada en desarrollar la producción conjunta, especialmente en el ámbito de los drones, un sector en el que sabemos muy bien que Ucrania se ha convertido en los últimos años en una nación líder», dijo Meloni.
Con el GNL de Rusia, Meloni también sienta postura hacia el interior de Italia
La respuesta de Meloni a Descalzi también es un mensaje al interior de la coalición de gobierno. El vicepresidente del Gobierno y líder del partido la Liga, Matteo Salvini, suele contrariar al resto del gobierno en el apoyo militar a Ucrania. Salvini se ha mostrado más cercano a Rusia.
De hecho, el líder de la Liga en el parlamento italiano, Riccardo Molinari, cuestionó la decisión de la Unión Europea de proseguir con la prohibición de las importaciones de gas natural ruso.
«A nivel europeo, debemos abrir un nuevo debate y superar la hipocresía. Alguien debe explicarme por qué, en un momento en que el suministro ruso de gas y petróleo reduciría drásticamente los costes energéticos, Europa sigue permitiendo que esto no suceda», dijo Molinari la semana pasada durante una comparencia de Meloni ante el parlamento.
Pan American Energy (PAE) anunció la apertura de las inscripciones para su Programa de Jóvenes Profesionales, que comenzará en julio de 2026 en sus principales sedes operativas en Argentina. Los interesados pueden postularse hasta el 4 de mayo a través del sitio web oficial www.jovenesprofesionalespae.com.ar.
Este programa está orientado a graduados y estudiantes avanzados de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, y busca incorporar talento joven para fortalecer equipos responsables de proyectos estratégicos dentro de la empresa.
Los seleccionados participarán en un proceso de formación de un año que incluye rotaciones por diferentes áreas, tutorías y mentorías con profesionales senior. Esta experiencia tiene como objetivo prepararlos para asumir futuras posiciones de liderazgo y responsabilidad dentro de PAE.
Desde su inicio en 2018, más de 235 jóvenes profesionales han sido parte de esta iniciativa, que se destaca por su enfoque en el desarrollo integral de sus participantes.
Victoria Traverso, gerente corporativa de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento, explicó el propósito del programa: “En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro. Nuestro programa apuesta a formar profesionales integrales, con visión y liderazgo para anticiparse, desafiar lo establecido y dar forma a los desafíos que vienen”.
El proceso de formación incluye la participación activa en proyectos clave para las operaciones y el crecimiento de la empresa, con un enfoque en el desarrollo de habilidades técnicas y de liderazgo que permitan adaptarse a las demandas del sector energético.
Pan American Energy (PAE) recibió la aprobación por parte del Global Carbon Council (GCC), que certifica y habilita al Complejo eólico Novo Horizonte a generar créditos de carbono, que podrán ser comercializados en el mercado voluntario internacional. El complejo recibió el sello Diamond, la más alta clasificación otorgada por la entidad.
De acuerdo con la tabla mundial de certificaciones publicada por el GCC, Novo Horizonte se destacó como el segundo mayor proyecto de Brasil y el primero de Bahía en proyección de emisión de créditos de carbono, entre los siete proyectos certificados en el país.
Este reconocimiento representa un hito estratégico para PAE Brasil y refuerza su compromiso con la generación de energía renovable y la promoción del desarrollo sostenible en las regiones donde opera.
Según Alejandro Catalano, director general de Pan American Energy en Brasil: “La certificación Diamond confirma el valor ambiental y la solidez del Complejo Novo Horizonte, y refleja el compromiso de Pan American Energy con el desarrollo de proyectos energéticos que combinan generación renovable, impacto positivo en las comunidades y contribución concreta a los objetivos climáticos globales. Este reconocimiento también abre nuevas oportunidades para que la energía limpia que producimos en Brasil pueda aportar a las estrategias de descarbonización de empresas en distintos mercados”.
Ubicado en la Chapada Diamantina, el emprendimiento cuenta con 423 MW de capacidad instalada, suficientes para abastecer de energía a 1 millón de hogares.
Compuesto por 10 parques y 94 aerogeneradores, el complejo podrá evitar la emisión de hasta 600 mil toneladas de CO2 equivalente por año. Cada tonelada evitada generará un crédito de carbono, que podrá ser comercializado en el mercado voluntario global de carbono a empresas que busquen compensar sus emisiones de gases de efecto invernadero. tanto mediante acuerdos directos como a través de intermediarios especializados. Además, el proyecto cumple con los criterios de elegibilidad del programa Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (CORSIA), impulsado por la International Civil Aviation Organization, lo que amplía su alcance.
La obtención del sello Diamond también reconoce la contribución del proyecto a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas. En el caso del Complejo Novo Horizonte, el emprendimiento genera impactos positivos relacionados a siete objetivos -Hambre Cero; Salud y Bienestar; Educación de Calidad; Igualdad de Género; Energía Asequible y No Contaminante; Trabajo Decente y Crecimiento Económico; y Acción por el Clima- a través de iniciativas sociales, educativas y ambientales desarrolladas en los municipios bahianos de Novo Horizonte, Ibitiara, Boninal, Piatã, Brotas de Macaúbas y Oliveira dos Brejinhos.
Pan American Energy es una compañía energética global, protagonista del desarrollo energético de la región y con presencia en seis países: Argentina, Bolivia, Uruguay, Paraguay, México y Brasil. Su primer emprendimiento en Brasil, el Complejo Eólico Novo Horizonte (BA), demandó una inversión de R$ 3.000 y está compuesto por 10 parques con 94 aerogeneradores que en conjunto tienen una capacidad instalada de 423 MW, energía suficiente para abastecer a 1 millón de hogares. El complejo está ubicado en seis municipios del estado de Bahía -Novo Horizonte, Ibitiara, Boninal, Piatã, Brotas de Macaúbas y Oliveira dos Brejinhos-en la región central del estado, y ocupa una superficie de 2.700 hectáreas.
Un destructor de misiles de las fuerzas navales de Estados Unidos interceptó y desvió un carguero con bandera iraní en el estrecho de Ormuz, informó hoy miércoles el Comando Central de Estados Unidos(CENTCOM).
“El día de ayer, un carguero con bandera iraní trató de evadir el bloqueo después de partir de Bandar Abbas, salir del estrecho de Ormuz y transitar a lo largo de la costa iraní”, dijo CENTCOM en la red social X.
“El destructor de misiles guiados USS Spruance (DDG 111) desvió la embarcación con éxito y se dirigió de regreso a Irán”, añadió el organismo.
Hasta el momento, diez barcos fueron desviados y ninguno pasó por el estrecho desde que comenzó el bloqueo estadounidense este lunes, agregó.
Por su parte, Brad Cooper, jefe de CENTCOM, dijo en X que las fuerzas estadounidenses detuvieron por completo el comercio marítimo hacia y desde Irán.
El Boletín Oficial de la Provincia del Chubut publicó la constitución formal de la sociedad anónima unipersonal Energía Pública del Chubut S.A.U. (EPECH S.A.U.). Esta nueva empresa estatal fue creada bajo la Ley I Nro 815 y su modificatoria I Nro 821, estableciendo al Estado provincial como único socio.
El primer directorio de EPECH S.A.U., con un mandato de tres años, quedó conformado por Carlos Fabián Piguala como presidente y José Manuel González Alvado en la vicepresidencia. Completan el equipo directivo los directores titulares Fernando Nicolás Fantin, Ramiro Daniel Outeda y Macarena Ayelén Acupil. Además, la Comisión Fiscalizadora estará integrada por los síndicos titulares José Manuel Pendón y Rodrigo Mariano Miquelarena, junto con la síndica suplente Viviana Caren Lloyd.
La empresa cuenta con un capital social de 1.000 millones de pesos, representado por 100.000 acciones escriturales divididas en dos categorías: las Acciones de Clase «A», que representan el 60 % y pertenecen exclusivamente al Estado, y las Acciones de Clase «B», que constituyen el 40 % restante y están destinadas a una futura oferta pública.
El objeto social de EPECH es amplio y comprende la administración del Mercado Eléctrico Mayorista del Chubut (MEMCH), así como la investigación, explotación y comercialización de recursos energéticos tanto renovables como no renovables. Además, incluye el desarrollo de hidrógeno y la prestación de servicios de comunicaciones en cualquiera de sus formatos.
La conferencia se realizará del 1° al 4 de junio en Buenos Aires, y comenzará con la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global
En un escenario internacional atravesado por tensiones geopolíticas y cambios estructurales en los mercados energéticos, la Conferencia Arpel 2026 pondrá el foco en tres temas que hoy definen el rumbo del sector en América Latina y el Caribe. Se realizará del 1° al 4 de junio en Buenos Aires, y comenzará con la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien ofrecerá una mirada estratégica sobre “Geopolítica y energía bajo Trump 2.0”, aportando contexto y perspectiva a una agenda global en plena transformación.
A continuación, un bloque central abordará los escenarios geopolíticos y de negocio para el sector energético de América Latina y el Caribe, con la participación de referentes de instituciones internacionales como el Center for Energy Studies del Baker Institute de Rice University, el Instituto de las Américas de la Universidad de California, S&P Global Energy y MAP Latam.
Durante la primera jornada tendrá lugar además una entrevista central a Horacio Marín, presidente del Directorio y CEO de YPF, quien analizará el proceso de transformación de la compañía y su rol en la evolución de la industria de petróleo y gas en Argentina.
CEOs del sector analizan el rumbo de la industria
Uno de los pilares del programa serán los paneles de CEOs, espacios que reunirán a máximos ejecutivos de compañías líderes para debatir sobre inversión, crecimiento y sostenibilidad en un entorno marcado por la incertidumbre y la aceleración de los cambios.
El panel de petróleo contará con la participación de Julio Friedmann (ENAP), Cecilia San Román (ANCAP), Andrés Cavallari (Raízen), Ricardo Hösel (Oldelval), Felipe Bayón (GeoPark) y Carlos Gilardone (Quintana Energy).
Por su parte, el panel de gas natural reunirá a Tomás Delgado (TGP), Horacio Pizarro (TGN), Oscar Sardi (TGS), María Julia Aybar (Hunt Oil Company) y Juan Manuel Rojas (Promigas).
En conjunto, estos espacios ofrecerán una visión directa sobre cómo las compañías están redefiniendo sus estrategias frente a la volatilidad de los mercados, la evolución de la demanda y los desafíos asociados a la transición energética.
Vaca Muerta y el desarrollo de los no convencionales
El desarrollo de los recursos no convencionales ocupará un lugar destacado en la agenda, con un panel específico sobre Vaca Muerta y su proyección como motor de crecimiento para la región.
Participarán Juan Manuel Ardito (YPF), Ricardo Ferreiro (Tecpetrol), Ricardo Digregorio (Pan American Energy) e Ignacio Mazariegos (GeoPark), quienes analizarán el estado actual de desarrollo, las perspectivas de expansión y los desafíos vinculados a infraestructura y acceso a mercados internacionales.
La agenda incorporará además otros temas clave como la expansión del uso y la exportación de LNG en la región, con la participación de Promigas y Naturgas de Colombia, la International Gas Union, TGS, Rystad, la Argentina-Texas Chamber of Commerce e YPF.
En materia de integración energética regional, participarán Petrobras, el Instituto Brasilero de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP), TGN, OLACDE y Tecpetrol, aportando una mirada complementaria sobre las oportunidades de articulación entre países.
Tendencias en refinación y nuevos desafíos
La Conferencia Arpel 2026 será también escenario de distintos paneles sobre las nuevas tendencias en refinación, con la participación de representantes de Ecopetrol, YPF, PAE, Arthur D. Little, Raízen, ENAP, Trafigura, ANCAP y S&P Global Energy.
Exploración en aguas profundas, gestión de riesgos climáticos y de transición, transformación digital, ciberseguridad industrial, inteligencia artificial y futuro del trabajo serán otros de los ejes que atravesarán el programa, reflejando la creciente complejidad del sistema energético global.
Por último, las asociaciones del sector tendrán un rol destacado en dos espacios dedicados al análisis del presente y futuro del sector energético desde una perspectiva global y regional, con foco en las realidades específicas de cada país. Participarán Ipieca, SPE International, IOGP, IGU, WPC Energy, IBP, ACP, SNMPE, SPH, Naturgas y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
Organizada por Arpel, la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe, la Conferencia reunirá en Buenos Aires a autoridades gubernamentales, referentes internacionales y ejecutivos de primer nivel, consolidándose como un espacio clave para anticipar tendencias, generar oportunidades y fortalecer el diálogo entre los principales actores de la industria energética regional y global.
¡Quedan muy pocos días para un nuevo encuentro de Future Energy Summit! El próximo lunes 20 y martes 21 de abril se celebrará FESCaribe en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, que reunirá a los principales players del sector renovable y storage de la región, incluyendo ejecutivos las principales compañías, inversores y autoridades gubernamentales.
La apertura estará a cargo del ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, cuya participación adquiere especial relevancia en un escenario marcado por decisiones estructurales para el futuro del sistema eléctrico.
Su intervención permitirá conocer de primera mano la visión oficial en torno al desarrollo de nuevas capacidades de generación, almacenamiento y fortalecimiento de la red.
Para acceder a la agenda completa del evento, gestionar acreditaciones o seguir la transmisión en vivo, se encuentran disponibles los canales oficiales del encuentro, incluyendo su plataforma digital, mientras que la transmisión en vivo será a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit.
Uno de los ejes que atraviesa este contexto es la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que superó ampliamente las previsiones iniciales al recibir propuestas por más de 1500 MWp en generación y cerca de 1300 MWh en almacenamiento, triplicando los 600 MW originalmente contemplados.
El dato no solo revela el atractivo del mercado, sino también la madurez de una cartera privada dispuesta a competir por posicionarse en un sistema que necesita nueva capacidad y más herramientas para gestionar su estabilidad operativa.
Y con la adjudicación prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, y la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo, el calendario ubica a FESCaribe en una ventana especialmente oportuna para interpretar el estado del mercado y anticipar cómo podrían reconfigurarse las prioridades de inversión.
Este proceso se da en paralelo a una coyuntura que evidenció la necesidad de reforzar la confiabilidad del sistema, tras eventos como el colapso del SENI vinculado a fallas en Punta Catalina y el mayor apagón registrado desde 2015. A partir de estos antecedentes, el almacenamiento energético ha ganado protagonismo como herramienta clave para mejorar la estabilidad operativa.
En esa línea, la ETED avanzó en la apertura a la inversión privada mediante una manifestación de interés por 1200 MWh en sistemas de baterías, consolidando el posicionamiento de esta tecnología en el país. Este tipo de iniciativas será parte del análisis que nutrirá las discusiones durante el encuentro.
La relevancia de FES Caribe no se explica únicamente por la presencia del ministro de Energía y Minas, sino también por la densidad del mapa institucional que se dará cita en Santo Domingo.
¿Por qué? Está prevista la participación de la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, del director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, y de Charly de la Rosa, también desde la CNE, entre otros referentes que vienen siguiendo de cerca la evolución regulatoria y técnica del mercado.
La concurrencia de estos perfiles refuerza el valor del encuento organizado por Future Energy Summit como un espacio donde la discusión no se limita a diagnósticos generales, sino que entra de lleno en las variables que condicionan el desarrollo de proyectos y la toma de decisiones corporativas.
FES Caribe se destaca además por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas líderes y organismos públicos generan oportunidades concretas de negocio y avanzan en acuerdos que impulsan la transición energética en la región.
Para acceder a la agenda completa del evento, gestionar acreditaciones o seguir la transmisión en vivo, se encuentran disponibles los canales oficiales del encuentro, incluyendo su plataforma digital, mientras que la transmisión en vivo será a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit.
La planta de Mega es la mayor productora de NGLs del país.
Argentina está a las puertas de un salto histórico en su producción de hidrocarburos. El oleoducto Vaca Muerta Sur y el proyecto Argentina LNG proyectan una escala de exportación de gas y petróleo sin precedentes, pero ese crecimiento tiene una condición que la industria debe resolver con urgencia. El gas de Vaca Muerta no es metano puro. Es un gas rico, cargado de componentes más pesados -etano, propano, butano, gasolina natural- conocidos como NGLs (Natural Gas Liquids, o líquidos del gas natural), que pueden ser separados y aprovechados.
Los NGLs lejos de ser impurezas del gas natural son hidrocarburos con destino comercial propio. El etano es la materia prima que alimenta plantas petroquímicas como la de Dow en Bahía Blanca, donde se produce polietileno. El propano y el butano -que juntos forman el GLP– llegan a los hogares en garrafas o se exportan a granel a mercados como Brasil, Chile o India. La gasolina natural se mezcla con crudos pesados o se usa en procesos petroquímicos y se exporta en su totalidad.
Mientras el gas en gasoducto se cotiza entre US$3 y US$4 por millón de BTU, el propano y el butano en mercados internacionales valen históricamente alrededor de US$400 por tonelada. Hoy, crisis energética mediante por el conflicto armado en Medio Oriente, su valor se eleva hasta los US$800 por tonelada. Esa diferencia de precios explica también por qué el gas rico de Vaca Muerta cambió la lógica del negocio respecto al gas convencional que Argentina procesaba hasta hace una década.
El recurso del shale gas, combinado con el gas asociado a la producción de petróleo, tiene una composición radicalmente distinta al gas seco del històrico yacimiento neuquino de Loma la Lata que justificó la infraestructura original hace un cuarto de siglo. En el gas que se obtiene del no convencional hay un 10% menos de metano, pero el etano casi se triplicó, el propano también, y la gasolina natural se multiplicó por cuatro.
El gas rico cambia la ecuación económica
Es, en términos de la industria, un gas mucho más rico. Y esa riqueza para ser capturada requiere plantas de separación, poliductos y plantas de fraccionamiento capaces de procesar volúmenes crecientes a medida que la producción de Vaca Muerta escala. Sin esa infraestructura, el valor queda atrapado en el gas y se desperdicia.
En ese desafìo de acompañar el incremento de producción de NGLs, no sólo por la mayor extracción de gas y petróleo, sino porque el componente de gas húmedo ofrece más productos, se vienen sucediendo una serie de anuncios de ampliaciones de plantas. En esa línea se inscriben las iniciativas de los dos principales operadores del segmento que son Mega y TGS, cuyas producciones incrementales estarán prácticamente destinadas a los mercados externos que presentan alta demanda.
El proceso de separación de los NGL es termodinámico. Al bajar progresivamente la temperatura, cada componente pasa al estado líquido en una secuencia predecible según su punto de ebullición. El metano, el más liviano, permanece gaseoso y vuelve a los gasoductos. Los demás componentes, ya en estado líquido, viajan por poliductos hasta plantas de fraccionamiento donde columnas de destilación sucesivas los separan: primero el etano, luego el propano, el butano, y la gasolina natural.
La urgencia de expandir la infraestructura de NGLs responde, en primer lugar, a una lógica de valor económico y eficiencia energética. La diferencia de precios es determinante dado que el propano y el butano multiplican x3 o x4 el valor del gas en el mercado. Sin la capacidad de separación adecuada, estos componentes de alto precio se desperdician al mezclarse con el gas seco, terminando quemados en el consumo doméstico como si fueran simple metano.
Por otro lado, la necesidad de infraestructura actúa como una garantía operativa y estratégica para el futuro de la cuenca. El gas de Vaca Muerta, por su riqueza, requiere ser procesado para cumplir con los estándares de seguridad y poder calorífico de los gasoductos; de lo contrario, se convierte en una restricción que impide seguir inyectándolo a la red.
Infraestructura para el salto exportador
La infraestructura de separación de líquidos evita el cuello de botella para asegurar la viabilidad de los grandes proyectos de exportación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las terminales de GNL, ya que permite que la escala de producción de hidrocarburos no encuentre un límite físico en el tratamiento del recurso.
Esta saturación de la infraestructura ya se percibe en las operaciones actuales. Instalaciones históricas en Neuquén, diseñadas para procesar mayores volúmenes de gas convencional, hoy operan por debajo de su capacidad nominal de inyección de metano porque han llegado al tope de su capacidad de tratamiento de líquidos. El gas actual es tan rico que la infraestructura de transporte y fraccionamiento de NGLs se completó antes que la de gas seco, confirmando que la ampliación del sistema de midstream permitirá liberar producción en el yacimiento.
A este límite físico se suma el desafío regulatorio. El incremento del poder calorífico del gas, derivado de su mayor riqueza, obligó a un trabajo técnico entre el IAPG y el Enargas para actualizar las normas de seguridad y transporte hacia 2025. Este ajuste permitió al sistema absorber mayores caudales de energía como alternativa temporal al incremento de la capacidad de procesamiento y fraccionamiento.
El Gobierno de México prepara una nueva convocatoria de permisos para proyectos de generación renovable, que marcará la segunda parte del esquema lanzado en diciembre, en la cual 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 renovables que necesitamos para este sexenio”, reconoció el subsecretario de Planeación y Transición Energética de México, Jorge Marcial Islas Samperio.
«La última convocatoria va a ser tal que los proyectos van a arrancar a final de año, y con eso habremos cubierto los requerimientos de renovables que nos planeamos en la planeación energética», agregó.
Además, uno de los anuncios más relevantes fue la próxima convocatoria específica para almacenamiento energético stand-alone, que por primera vez tendrá un desarrollo separado de las centrales de generación.
Por su parte, AliciaBárcena, secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales de México, reforzó esta prioridad: “El gran desafío de las energías renovables es el almacenamiento y es donde debemos poner gran énfasis”.
Además, desde el gobierno aseguraron que están desarrollando 2000 MW de sistemas de almacenamiento y que «nunca antes en el país se había previsto integrar esta tecnología a esa gran escala».
Este avance se da mientras el país acelera la ejecución y construcción de los proyectos adjudicados en la convocatoria de diciembre, consolidando una cartera que combina nueva generación, almacenamiento y modernización del sistema eléctrico. Iniciativas que comienzarán a construirse durante este año e ingresarán a operación comercial entre 2027 y 2028.
A su vez, el modelo se apoya en una redefinición estructural del mercado, donde el esquema mixto —que articula inversión pública y privada— mostró una demanda del 580% superior a la capacidad disponible, reflejando el interés por ingresar al sistema bajo las nuevas reglas.
“La inversión privada es y será aliada de este proyecto, pero con la firme e inequívoca rectoría del Estado. siguiendo la pauta de una planeación estratégica para el largo plazo. El México de hoy y de mañana se construye sobre la base de estos propósitos, es decir, sobre la base primordial del interés público, del interés general y no en su contra”, afirmó la secretaria de Energía, LuzelenaGonzález Escobar.
La estrategia energética también incorpora innovación como eje central, con tecnologías emergentes que comienzan a escalar en el país.
“Estamos proyectando que posiblemente tengamos nuestras primeras plantas de hidrógeno verde de 13 MW, pero estas nunca se han hecho en México”, aseguró el subsecretario.
“Nos pusimos una meta mínima de producción de electricidad de al menos 38% con fuentes renovables. Ese ha sido y es el objetivo principal de la política energética en esta administración: recuperar y consolidar la soberanía energética de México”, indicó González Escobar, en línea con una estrategia orientada a reducir la dependencia de combustibles fósiles.
Y agregó: “Estamos innovando en la simplificación y digitalización de trámite para hacer más fácil, certera y transparente la colaboración del sector público y el privado”.
Con nuevas convocatorias en puerta, proyectos en ejecución y un mercado altamente competitivo, México se encamina a cerrar su meta renovable del sexenio, en un sistema que combina planificación estatal, inversión privada e innovación tecnológica.
El desafío, hacia adelante, será sostener ese ritmo e integrar de forma eficiente la nueva capacidad al sistema eléctrico.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial mostró que febrero de 2026 continuó evidenciando un comportamiento heterogéneo en la actividad sectorial, con caídas en producción y ventas locales, y un desempeño favorable en el frente externo.
En materia de producción, se registró una disminución del 5% respecto de enero, impulsado por todos los sectores salvo finales termoplásticos, argumentado por paradas de plantas programadas y poca demanda. En la comparación interanual, la contracción fue del 10%, mientras que el acumulado del primer bimestre mostró una suba del 7%.
Ventas locales del sector químico y petroquímico
La reseña de la Cámara detalló que las ventas locales cayeron un 20% en términos mensuales y un 17% frente a febrero de 2025, con un acumulado anual que también se ubicó en terreno negativo (-5%), reflejando una demanda aún debilitada en diversos rubros, además de la menor cantidad de días hábiles durante el mes y la estacionalidad del negocio.
En contraste, el desempeño exportador marcó un punto de inflexión positivo en el informe de la CIQyP®. Si bien hubo una leve baja mensual del 1%, las exportaciones mostraron un crecimiento significativo del 29% interanual y del 25% en el acumulado. Esto fue impulsado por mayores colocaciones en mercados externos y operaciones puntuales que dinamizaron los volúmenes.
Desempeño de la pequeña y mediana industria química
En el apartado del Informe de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), estas evidenciaron un desempeño destacado en el frente externo. La producción registró una leve suba mensual del 1%, acompañada por un incremento interanual del 6%, aunque con una leve caída en el acumulado (-1%). En el mercado local, las ventas disminuyeron un 2% frente a enero y un 3% en la comparación interanual, mientras que el acumulado mostró una mejora del 4%. En cuanto a las exportaciones, el segmento evidenció un desempeño destacado: se mantuvieron estables en febrero con respecto a enero 2026, pero crecieron un 49% interanualmente y un 34% en el acumulado, consolidando su aporte al perfil exportador del sector.
Importaciones del sector
Durante febrero de 2026, las importaciones del sector -en dólares- tuvieron una variación interanual negativa del 10,85%; mientras que esa misma variación, en el caso de las exportaciones en dólares resultaron positivas en un 27,12%. Como consecuencia de estas variaciones el déficit de balanza comercial de febrero se redujo en un 53% en términos interanuales.
Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 61% para los productos básicos e intermedios y 88% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante febrero de 2026, fueron de 233 millones de dólares, acumulando un total de USD 511 millones en el primer bimestre del año.
“Los datos de febrero demuestran la resiliencia del sector químico-petroquímico con exportaciones creciendo y una demanda interna que aún no muestra signos de recuperación. Se espera que con el correr del año se pueda recuperar el mercado interno, que es clave para mantener la actividad del sector”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Conclusiones generales del sector
Las variaciones a la baja durante febrero se explican por una combinación de los siguientes factores:
Operativos: paradas de planta programadas y no programadas
Estacionales: menor demanda en fertilizantes y otros sectores relacionados a agroquímicos
Mercado: precios internacionales (y locales) a la baja y actividad moderada
En síntesis, el desempeño del primer bimestre del año refleja una actividad moderada, con incidencias puntuales en producción y ventas en determinados subsectores, junto con señales de recuperación en algunos segmentos y ajustes propios de la estacionalidad y del contexto internacional. Cabe destacar que en este período aún no se registran efectos derivados del cierre del estrecho de Ormuz (28.02.2026). Sin embargo, se prevé que a partir de marzo comiencen a manifestarse impactos concretos, principalmente a través de incrementos de precios, eventuales interrupciones en las cadenas de suministro y, en ciertos casos, faltantes de materias primas estratégicas.
La planta de Mega en bahía Blanca cuenta con un nuevo tren de fraccionamiento que demandó una inversión de US$250 millones.
Compañía Mega, el mayor procesador de líquidos del gas natural o NGLs, culminará en los próximos días las obras y testeos de su nuevo tren de fraccionamiento en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca, una obra que demandó una inversión de US$250 millones. Este proyecto que será inaugurado formalmente en junio representa la primera etapa de un plan integral que busca acompañar la mayor disponibilidad de gas no convencional y fortalecer el perfil exportador de Vaca Muerta.
Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, destacó que esta inversión es parte de una lógica de crecimiento de largo plazo vinculada al desarrollo de sus accionistas YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%). Esta composición accionaria permite «apuntalar el crecimiento de Vaca Muerta a través de la infraestructura necesaria para procesar el shale gas y el asociado a la producción de petróleo«, afirmó el directivo, subrayando que el nuevo tren permitirá capturar la mayor presencia de líquidos.
Córdoba destacó que «con estas obras, la compañía reafirma su rol como el mayor procesador de líquidos del gas natural de la Argentina, operando aproximadamente el 40% del gas que se produce en la Cuenca Neuquina. Esta escala la posiciona no solo como el principal exportador nacional de GLP y gasolina natural, sino también como el primer proveedor de etano para la industria petroquímica local. De esta forma, se consolida como un gran habilitador del desarrollo integrado de petróleo y gas».
Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.
Desde una perspectiva de ingeniería, el nuevo tren de fraccionamiento funciona como un sistema en espejo respecto de las tres columnas de destilación existentes, pero con dimensiones y tecnología optimizadas. Pablo Popik, gerente de infraestructura e ingeniería de la firma, detalló que las instalaciones originales -diseñadas hace 25 años para un gas convencional con 91% de metano- se vieron superadas por la nueva fisionomía del recursoshale.
El impacto técnico del shale de Vaca Muerta
«Los fierros no sirven igual para procesar la misma cantidad de gas; hoy el escenario cambió radicalmente porque el fluido de Vaca Muerta es mucho más rico y el etano y el propano se triplicaron«, señaló el directivo. Esta transformación técnica obliga a reconfigurar los ratios de procesamiento para capturar la «sopa» de líquidos asociada al gas.
Según explicó, el cambio en la composición impone un límite físico: la planta de Loma La Lata se ve limitada a procesar 33 millones de metros cúbicos diarios, de los 40 millones de capacidad original, porque la posibilidad de transporte y fraccionamiento de líquidos llegó a su tope.
«Este nuevo tren de fraccionamiento es la llave técnica indispensable para capturar el excedente de etano, propano y butano que la cuenca ya está entregando«, subrayó Popik. Así, la obra no solo optimiza ingresos, sino que garantiza que el gas llegue en la especificación correcta a los gasoductos de la amplia red de distribución y permita disponer de mayor cantidad de productos de exportación.
La puesta en marcha de la nueva unidad permitirá incrementar de manera inmediata un 20% su producción de líquidos del gas natural. Sin embargo, el diseño técnico del nuevo tren posee un potencial mayor y una vez que se completen las obras complementarias de transporte, la capacidad de fraccionamiento registrará un aumento total del 50%. Esta expansión resulta vital para procesar el excedente de etano, propano, butano y gasolina natural que hoy satura las instalaciones.
La magnitud del salto productivo se refleja en los volúmenes de despacho proyectados. El nuevo módulo tiene una capacidad de tratamiento de 2.500 toneladas diarias de productos, lo que elevará el techo de producción de la firma hacia las 7.200 toneladas diarias en su etapa final. Esta infraestructura integrada conecta Neuquén con el puerto de Bahía Blanca a través de un poliducto de 600 kilómetros, garantizando que la riqueza líquida del shale encuentre una vía de evacuación eficiente.
La primera etapa de la obra permitirá incrementar 20% la producción de NGLs, y alcanzar las 5.500 toneladas/día.
La nueva etapa bajo el RIGI
Para complementar el incremento de capacidades, Compañía Mega presentó una nueva fase de inversión bajo el régimen del RIGI por US$360 millones para el período 2026-2028. Esta etapa se centrará en la instalación de nuevas plantas de rebombeo en el poliducto, necesarias para suministrar el caudal requerido para llenar la capacidad del nuevo tren de fraccionamiento. El objetivo final es maximizar el aprovechamiento de los activos en las cuatro provincias por donde atraviesa su red de transporte.
La empresa sostiene este despliegue con una estructura de capital robusta y un EBITDA que alcanza los US$230 millones. Tras una exitosa incursión en el mercado de capitales local con su primera emisión de Obligaciones Negociables en julio pasado, Mega busca optimizar costos y plazos para las obras venideras. La combinación de financiamiento bancario y de mercado asegura la ejecución de los proyectos sin comprometer la estabilidad de una compañía que mantiene una deuda neta cercana a cero.
El impacto de estas obras se traducirá en un incremento directo de las ventas externas y un aporte a la balanza comercial energética. De acuerdo con las proyecciones de la empresa, el 80% de la producción incremental se destinará a la exportación, lo que representaría un aporte de entre US$200 y US$250 millones adicionales a los US$350 millones que ya se obtienen de comercio exterior.
La Argentina formó parte de la segunda edición del SMR School organizado por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), que se llevó a cabo en Asunción, Paraguay, y reunió a países de América Latina y el Caribe para intercambiar experiencias y fortalecer capacidades en el desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR).
La actividad dio continuidad a la primera edición realizada en la Argentina y convocó a representantes de organismos internacionales, autoridades gubernamentales y referentes del sector nuclear de la región. La apertura estuvo a cargo del Director General del OIEA, Rafael Grossi, quien participó mediante videoconferencia y destacó la importancia de la cooperación internacional para el desarrollo seguro de esta tecnología.
Sector nuclear argentino
En este marco, el Secretario de Asuntos Nucleares, Dr. Federico Ramos Napoli, destacó los servicios que Argentina puede proveer a los países que están dando sus primeros pasos en el sector nuclear, así como las capacidades que el país puede ofrecer a lo largo de toda la cadena de valor. Asimismo, subrayó la importancia de expandir los esquemas de formación de profesionales para dar respuesta a las necesidades de desarrollo de capacidades a nivel regional.
Durante el encuentro se abordaron temas clave vinculados a la planificación de proyectos, marcos regulatorios, financiamiento y preparación para la operación de SMR, en una agenda orientada a acompañar a los países en el desarrollo de sus programas nucleares.
La delegación argentina estuvo integrada también por representantes de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Nucleoeléctrica Argentina, CONUAR, Dioxitek y Uramerica, quienes compartieron la experiencia y capacidades del país en las distintas etapas de la cadena de valor nuclear.
En representación de Nucleoeléctrica Argentina, el presidente de la compañía, Bioq. Juan Martín Campos, participó de un panel sobre planificación de proyectos y modelos de inversión. Durante su intervención, destacó la trayectoria argentina en el sector y el valor de sus capacidades para acompañar el desarrollo de nuevas tecnologías.
Principales desafíos
Asimismo, puso el foco en uno de los principales desafíos asociados a los nuevos tipos de reactores: la preparación para su operación, y señaló que el desarrollo nuclear comienza mucho antes de la construcción de un reactor, implicando la consolidación de marcos regulatorios sólidos, capacidades técnicas locales y organizaciones preparadas para garantizar una operación segura desde el inicio.
El encuentro concluyó con espacios de intercambio entre los participantes, orientados a fortalecer la cooperación regional y promover el desarrollo de la energía nuclear como una fuente segura y escalable.
“Con esta participación, la Argentina continúa consolidando su rol en el escenario nuclear regional y aportando su experiencia al desarrollo de esta tecnología en América Latina y el Caribe”, destacaron desde Nucleoeléctrica.
España aprobó recientemente el Real Decreto-ley 7/2026 , una normativa que busca agilizar el desarrollo de proyectos renovables y ordenar el acceso a red, en un contexto de creciente presión sobre la infraestructura eléctrica y necesidad de acelerar la transición energética.
En este escenario, el sector comienza a analizar su impacto real, especialmente en almacenamiento, donde persisten dudas sobre su efecto en la viabilidad económica de los proyectos.
Andrés Pinilla Antón, BESS Sales Director EU&LATAM de Risen Energy, señaló: “No mejora la bancabilidad porque no hay como tal una fuente adicional de ingresos, pero sí da más certidumbre, mayor previsibilidad en el acceso y conexión y un marco más favorable para el autoconsumo y la electrificación”.
En este marco, el ejecutivo identifica tres ejes principales en los que avanza la normativa: la agilización del permitting a través de las Zonas de Aceleración Renovable (ZAR), una mayor transparencia en la capacidad de red y un endurecimiento frente al uso especulativo de los puntos de acceso.
Sin embargo, Pinilla Antón apuntó: “Es cierto que baja el riesgo administrativo, pero no se ha quitado el riesgo de mercado. Todavía nos tenemos que fiar de un mercado que se va construyendo día a día, y eso implica incertidumbre”.
En este punto, el mercado de capacidad aparece como el elemento clave que aún falta para completar la ecuación económica del almacenamiento. A pesar de haber sido anunciado y esperado por el sector, su implementación sigue pendiente, lo que limita la generación de ingresos estables para este tipo de activos.
“Para que un proyecto sea bancable tiene que haber certidumbre en los ingresos. A día de hoy, las únicas dos vías son que haya una contraparte que tenga un tolling o un esquema de pagos recurrentes”, sostuvo el ejecutivo.
La ausencia de este mercado estructurado obliga a los desarrolladores a apoyarse en ingresos variables, provenientes de servicios de ajuste o arbitraje energético, lo que incrementa la exposición al riesgo y dificulta el cierre financiero. En este contexto, el avance regulatorio en acceso y tramitación queda desacoplado de la realidad económica de los proyectos.
En el ámbito comercial e industrial, persisten ciertas limitaciones regulatorias que condicionan el despliegue. En particular, el esquema actual de compensación de excedentes introduce rigideces al no contemplar adecuadamente el rol de las baterías. Según explica el ejecutivo, el límite de potencia para inyección a red puede restringir la optimización de sistemas híbridos, aun cuando la capacidad de exportación efectiva no se vea incrementada.
Esto impide, por ejemplo, sobredimensionar instalaciones renovables junto con almacenamiento manteniendo un mismo punto de conexión, lo que limita la eficiencia técnica y económica de los proyectos.
Pinilla Antón planteó que el real decreto “no mueve la aguja” sobre los modelos de negocio del almacenamiento. No obstante, apuntó que el verdadero cambio proviene de una actualización regulatoria previa.
“Con el cambio del procedimiento de operación 9.2, la demanda puede participar en servicios de ajuste, secundaria, terciaria e intradiarios, y ahí sí cambia el modelo de negocio de las baterías. No solo se centra en arbitrajes o peak shaving, sino que puede participar en servicios hacia la red que las hace realmente rentables”, explicó.
Acceso, ZAR y red: avances con límites
Uno de los instrumentos centrales del nuevo decreto son las Zonas de Aceleración Renovable (ZAR), diseñadas para simplificar procesos en áreas con menor sensibilidad ambiental y, en teoría, reducir los plazos administrativos de los proyectos.
En este sentido, el marco habilita esquemas más ágiles de tramitación, permitiendo, por ejemplo, evitar ciertos procedimientos ambientales o unificar autorizaciones, lo que representa un avance en términos de desarrollo.
“Para mí no tiene mucho sentido. En muchos casos sí se acortan los tiempos de permitting, pero no de forma automática. Puedes quitar la Declaración de Impacto Ambiental o hacer la Autorización Administrativa Previa y de Construcción juntas, pero nada dice del acceso a la red o la disponibilidad de las conexiones”, advirtió el ejecutivo, quien remarcó que estos avances dependen en gran medida de su implementación a nivel autonómico.
Incluso dentro de estos esquemas, el control ambiental no desaparece completamente, ya que los organismos competentes pueden mantener revisiones previas y condicionar el avance de los proyectos.
En este contexto, el foco vuelve a trasladarse hacia el verdadero cuello de botella del sistema: la red eléctrica. A pesar de los avances en permitting, la disponibilidad de capacidad y la saturación en determinados nodos continúan siendo el principal condicionante para el desarrollo de nuevos proyectos. Cabe recordar que los mapas de capacidad de la red de distribución tienen un 83,4% de los nodos saturados.
“Se deberían hacer las gestiones para que en estas zonas de aceleración renovable se permita medir demanda, pero sobre todo almacenamiento mediante conexiones de acceso flexible para aliviar esa congestión del nudo, aunque tengas que aceptar limitaciones operativas en cuanto al número de horas, similar a lo que la CNMC dijo en su día de los accesos flexibles.Creo que están allanando el campo para que se pueda participar en este sentido”, analizó el referente de Risen Energy.
“El almacenamiento ya no es considerado un punto de conexión firme de demanda, sino que se ve desde un acceso flexible. Y esto es relevante porque reconoce regulatoriamente que las baterías son flexibles y permiten valorar su conexión, no como demanda rígida y firme sino como algo modulable”, concluyó.
Colombia avanzó en una reconfiguración de su esquema de financiamiento energético con la creación de FONENERGÍA, un fondo que centraliza recursos para ampliar la cobertura eléctrica y de gas, especialmente en zonas rurales y no interconectadas.
La medida responde a una deuda estructural: más de 1,8 millones de viviendas aún no cuentan con acceso a electricidad, lo que obliga a acelerar soluciones con mayor coordinación institucional .
El nuevo esquema unifica instrumentos históricos como FAER, FAZNI, PRONE y el Fondo de Gas, concentrando en una sola estructura la asignación y ejecución de recursos. Desde el análisis regulatorio, el cambio implica una transformación en la gobernanza del sector.
En ese marco, Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE ENERGY, advirtió sobre el alcance institucional del nuevo modelo: “Se está dando vida a un Ministerio de Minas y Energía indómito”, afirmó el ejecutivo, al referirse al nivel de centralización que introduce el fondo.
El especialista explicó que la base normativa ya estaba definida en el Plan Nacional de Desarrollo, pero que el decreto terminó de consolidar el modelo operativo. La centralización, en ese sentido, busca mejorar la focalización de recursos y acelerar proyectos en territorios rezagados.
Sin embargo, el nuevo esquema también plantea riesgos en su implementación. La creación de un único vehículo financiero estatal puede optimizar la gestión, pero también generar mayores filtros administrativos si no se gestiona adecuadamente. “FONENERGÍA puede convertirse en un ‘superfiltro burocrático’”, advirtió Suárez, al señalar la importancia de aplicar criterios técnicos en la asignación de recursos.
Desafíos de ejecución y rol en la transición energética
El alcance del fondo no se limita a ampliar cobertura, sino que incorpora la posibilidad de financiar soluciones con fuentes no convencionales y combustibles más limpios. Este punto lo posiciona como una herramienta relevante para acelerar la transición energética en zonas apartadas.
El diseño contempla además la articulación de recursos públicos, aportes territoriales, inversión privada y cooperación internacional, lo que exige una coordinación institucional sólida . En paralelo, permite canalizar financiamiento hacia iniciativas vinculadas a energías renovables mediante su relación con FENOGE.
En este contexto, la diversificación tecnológica aparece como un eje central para evitar distorsiones en la asignación de recursos. El fondo deberá equilibrar distintas fuentes y soluciones energéticas, especialmente en territorios con condiciones técnicas diversas.
A nivel regulatorio, el esquema también establece que los activos financiados con recursos públicos permanecerán en cabeza del Estado hasta su eventual transferencia. Este punto introduce claridad jurídica, pero también condiciona la participación privada en esquemas de cofinanciación.
Más allá del diseño institucional, el principal desafío estará en la ejecución. La asignación de recursos públicos exige controles estrictos, lo que naturalmente impacta en los tiempos de implementación. En ese sentido, el equilibrio entre control y eficiencia será determinante.
“Lo que se espera es que FONENERGÍA sea con la agilidad tecnológica necesaria, motivación técnica y objetiva”, sostuvo Suárez, al poner el foco en la necesidad de modernizar la gestión del fondo.
Con una proyección de inversión de $3,7 billones hacia 2030 y el objetivo de beneficiar a más de 300 mil personas, FONENERGÍA se posiciona como una de las principales apuestas para cerrar brechas energéticas en Colombia. Su impacto, sin embargo, dependerá de la capacidad institucional para sostener criterios técnicos, evitar interferencias políticas y garantizar eficiencia en la ejecución.
En ese equilibrio entre centralización, control y agilidad se definirá si el fondo logra consolidarse como una solución estructural o si termina enfrentando las mismas limitaciones que busca resolver.
Sigenergy Technology Co., Ltd. ha cotizado con éxito en la Bolsa de Valores de Hong Kong (HKEX), lo que supone un hito importante en el desarrollo de la compañía.
De este modo, la empresa se posiciona como la primera compañía de «IA+all-in one FV storage» en cotizar en la HKEX.
El Sr. Tony Xu, fundador y director ejecutivo de Sigenergy, declaró: “Agradecemos sinceramente a nuestros inversores, socios, asesores, distribuidores e instaladores globales, así como a todos los empleados de Sigenergy, su confianza y apoyo. Esta salida a bolsa marca un nuevo punto de partida.
«Mantendremos nuestro compromiso con nuestra estrategia de «Inteligencia Artificial en Todos los Sectores», seguiremos fortaleciendo nuestras capacidades en almacenamiento de energía e invertiremos en innovación para ofrecer soluciones más competitivas. Nuestro objetivo es crear valor a largo plazo para nuestros clientes, accionistas y socios, al tiempo que contribuimos a la industria y a la sociedad”, agregó.
La salida a bolsa de Sigenergy recibió el pleno respaldo del capital global, incluyendo al fondo soberano de inversión líder mundial Temasek, e instituciones internacionales de gestión de activos de primer nivel como Goldman Sachs Asset Management, UBS Asset Management y BNP Paribas Asset Management.
También atrajo a firmas de inversión destacadas como Hillhouse, CPE, Boyu Capital, Gaoyi Asset Management y Greenwoods Asset Management, así como a grandes fondos de seguros como CPIC y Fullgoal Fund.
Desde sus inicios, Sigenergy ha impulsado su entrada en el mercado mediante la innovación de productos, aprovechando el diseño modular y las tecnologías basadas en IA para expandirse a aplicaciones residenciales, comerciales, industriales y a gran escala.
La compañía cuenta actualmente con más de 1000 profesionales en todo el mundo y opera en más de 80 países y regiones, respaldada por una sólida red global de distribución y servicio. Gracias a su base principal de fabricación e I+D en China, Sigenergy continúa fortaleciendo sus capacidades en innovación, producción y distribución, consolidando así su posición competitiva en el mercado global.
El Gobierno de Mendoza participó de una agenda internacional que incluyó reuniones técnicas en Chile y una misión institucional en Canadá, donde se analizaron estándares operativos, marcos regulatorios y oportunidades de integración en la cadena cuprífera.
La presencia provincial apunta a fortalecer su posicionamiento en la agenda minera regional y a incorporar información estratégica en un momento donde el cobre vuelve a ocupar un rol central por su demanda en electrificación, infraestructura y tecnologías de transición energética.
El contexto regional explica el movimiento. Chile mantiene liderazgo global en producción y reservas, con un ecosistema consolidado de proveedores, centros tecnológicos y marcos regulatorios estables. Canadá, por su parte, es referencia en gobernanza minera, estándares ambientales y desarrollo de proveedores especializados.
Mendoza, con un potencial geológico reconocido pero condicionado por restricciones normativas, busca actualizar información técnica y evaluar modelos de gestión que permitan proyectar escenarios de desarrollo futuro.
Las implicancias alcanzan a proveedores, logística y planificación territorial. La industria del cobre demanda ingeniería, metalmecánica, transporte, servicios ambientales y soluciones de mantenimiento de alta complejidad. La posibilidad de articular con empresas y organismos de Chile y Canadá abre un espacio para que proveedores mendocinos accedan a estándares y prácticas que podrían fortalecer su competitividad.
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También permite observar cómo se organizan los corredores logísticos transfronterizos y qué infraestructura es necesaria para sostener proyectos de gran escala.
Los escenarios muestran caminos distintos para la provincia. En un escenario base, Mendoza mantiene su política actual y utiliza estos vínculos para fortalecer capacidades técnicas y empresariales sin avanzar en nuevos desarrollos metalíferos. En un escenario optimista, la actualización de información y el diálogo internacional permiten diseñar un marco normativo más claro y previsible, capaz de atraer inversiones en exploración.
En un escenario restrictivo, la falta de consenso interno o la volatilidad macroeconómica podrían limitar cualquier avance y mantener la actividad en niveles mínimos.
La presencia de Mendoza en la agenda del cobre refleja la necesidad de comprender cómo evoluciona un sector clave para la transición energética y qué capacidades requiere la provincia para no quedar al margen de una cadena cuprífera que crece en escala y complejidad en América.
El Gobierno destacó que los complejos de energía y minería están incrementando su aporte a la generación de divisas y que, en los próximos años, podrían acercarse o incluso superar en ciertos escenarios a sectores tradicionales en volumen exportador.
El planteo se apoya en la expansión de Vaca Muerta, el crecimiento de las exportaciones de petróleo y gas, y en la proyección de nuevos proyectos mineros —particularmente litio y cobre— que se encuentran en construcción o en etapas de preinversión. La combinación de estos factores comienza a modificar la composición de la balanza comercial argentina.
El contexto macroeconómico explica la relevancia del tema. La balanza energética pasó de registrar déficit a mostrar superávit en los últimos períodos, impulsada por el aumento de la producción no convencional y la ampliación de la infraestructura de transporte. En paralelo, la minería consolidó un sendero de crecimiento sostenido, con proyectos que buscan entrar en operación en la segunda mitad de la década.
La comparación con el agro surge de la necesidad de diversificar la matriz exportadora y reducir la dependencia de un solo complejo productivo.
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Las implicancias alcanzan a toda la cadena de valor. En energía, la expansión de la producción impulsa demanda de servicios de perforación, logística, metalmecánica, transporte, ingeniería y soluciones ambientales. En minería, los proyectos de litio y cobre requieren construcción, equipamiento, servicios industriales y proveedores especializados en procesos extractivos.
Ambos sectores generan empleo directo e indirecto y movilizan inversiones de largo plazo, con efectos sobre infraestructura, transporte y servicios regionales.
Los escenarios muestran distintos niveles de impacto. En un escenario base, la continuidad de obras como VMOS y la ampliación de gasoductos sostiene el crecimiento exportador energético. En minería, los proyectos en construcción comienzan a aportar volúmenes crecientes hacia la segunda mitad de la década.
En un escenario optimista, la entrada de nuevos desarrollos de cobre y la consolidación del litio amplían el flujo de divisas y fortalecen la balanza comercial. En un escenario restrictivo, demoras regulatorias o dificultades de financiamiento podrían ralentizar el ritmo de expansión.
La mayor participación de energía y minería en las exportaciones abre un nuevo eje de competitividad para la economía argentina. La capacidad de sostener inversiones, asegurar estabilidad regulatoria y fortalecer la cadena de proveedores será determinante para que ambos sectores consoliden su aporte a la generación de divisas y contribuyan a una estructura exportadora más diversificada.
Las obras del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) movilizaron cerca de 10.000 puestos de trabajo directos e indirectos durante la etapa de construcción en Río Negro y consolidaron una red de proveedores donde alrededor del 60% tiene origen provincial.
El avance del oleoducto y de la infraestructura asociada —plantas, caminos, servidumbres y logística— generó un nivel de actividad que fortaleció la presencia de empresas locales en contratos de obra y servicios. La magnitud del proyecto lo posiciona como uno de los desarrollos energéticos más relevantes del país en términos de empleo y capacidad exportadora.
El contexto explica la escala del impacto. VMOS es la obra que permitirá evacuar crudo de Vaca Muerta hacia Punta Colorada, ampliando la capacidad exportadora y reduciendo cuellos de botella en el sistema de transporte. La construcción de ductos, estaciones de bombeo y obras complementarias demanda mano de obra intensiva y una logística compleja que involucra transporte, metalmecánica, ingeniería, servicios ambientales y provisión de insumos.
La decisión de priorizar proveedores rionegrinos responde a una política provincial orientada a maximizar el derrame local.
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Las implicancias alcanzan a toda la cadena de valor. Las pymes de la región ampliaron su capacidad operativa, incorporaron personal y accedieron a contratos que antes quedaban concentrados en grandes empresas nacionales. La obra también impulsó inversiones en talleres, flotas, equipamiento y certificaciones técnicas.
Para los municipios, el movimiento generó demanda de servicios urbanos, alojamiento, gastronomía y transporte, con un efecto multiplicador que se extendió más allá del sector energético.
Los escenarios muestran distintos ritmos hacia la etapa operativa. En un escenario base, la finalización de las obras principales permite iniciar pruebas y calibraciones durante el año, con un impacto sostenido en mantenimiento y servicios asociados. En un escenario optimista, la ampliación de capacidad y la llegada de nuevos contratos de exportación generan un segundo ciclo de inversiones y empleo.
En un escenario restrictivo, eventuales demoras regulatorias o climáticas podrían extender plazos y afectar la continuidad de algunos servicios.
VMOS se consolida como un proyecto que redefine la matriz productiva de Río Negro. La combinación de obra estratégica, participación de proveedores locales y generación de empleo masivo crea un entramado productivo que puede sostenerse en la etapa operativa. El desafío será mantener la integración de pymes y asegurar que la infraestructura se traduzca en mayor competitividad para toda la cadena energética.
Santa Cruz expuso el potencial de Palermo Aike en una ronda de reuniones técnicas en Canadá y abrió una agenda de encuentros con operadoras, fondos y empresas de servicios interesadas en la formación. La delegación provincial, acompañada por CGC y referentes del sector, presentó las características geológicas del shale y el estado actual de la exploración en la Cuenca Austral, con el objetivo de atraer inversión para perforaciones y estudios adicionales.
La actividad se desarrolló en un entorno donde los no convencionales ganan relevancia en la transición energética.
El atractivo geológico sostiene el interés. Palermo Aike comparte rasgos con shales desarrollados en Norteamérica y se apoya en infraestructura ya instalada en la Cuenca Austral, lo que reduce costos logísticos y facilita la evacuación de producción.
Estimaciones técnicas preliminares señalan un potencial significativo en recursos no convencionales, lo que convierte a la formación en la principal apuesta fuera de Neuquén. La presencia de CGC y el regreso de YPF a trabajos exploratorios aporta información clave para reducir incertidumbre.
La estrategia provincial incorpora incentivos para atraer capital. Santa Cruz estableció un esquema de regalías reducidas para proyectos no convencionales en Palermo Aike y habilitó la incorporación de la actividad exploratoria a regímenes de inversión que mejoran la ecuación económica de los pozos iniciales.
El objetivo es acelerar la perforación de pozos piloto y generar datos que permitan evaluar la viabilidad de un desarrollo a mayor escala.
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El impacto potencial alcanza a la cadena de valor regional. La etapa exploratoria demanda perforación, logística, metalmecánica, transporte, servicios ambientales y equipamiento especializado. La llegada de nuevos operadores puede ampliar la actividad de proveedores locales y atraer empresas de servicios con experiencia en shale.
La provincia busca que el desarrollo se traduzca en empleo, infraestructura y mayor participación de pymes en contratos de campo.
Los escenarios muestran distintos ritmos de avance. En un escenario base, CGC continúa con trabajos de evaluación y YPF suma un nuevo pozo exploratorio, lo que permitirá obtener datos adicionales sobre productividad y presión. En un escenario optimista, los incentivos provinciales y resultados técnicos favorables habilitan un programa de perforación más amplio.
En un escenario restrictivo, los costos operativos elevados y la necesidad de infraestructura adicional podrían demorar la transición hacia un desarrollo masivo.
Palermo Aike se consolida como la principal frontera exploratoria del sur argentino. La combinación de incentivos, presencia internacional y articulación con operadoras busca acelerar la etapa de conocimiento del subsuelo y posicionar a Santa Cruz dentro del mapa no convencional.
YPF avanzó hacia el cierre del Plan ANDES con la transferencia de un conjunto de áreas convencionales a operadores especializados. El movimiento ordena el portafolio de la compañía y concentra recursos en proyectos donde puede escalar producción y tecnología. Las áreas cedidas son yacimientos maduros de cuencas con declinación natural, que requieren esquemas de gestión más flexibles y estructuras de costos ajustadas a operaciones de baja intensidad.
La decisión permite a YPF enfocarse en desarrollos estratégicos y mantener continuidad productiva en regiones donde la actividad convencional sigue siendo relevante.
El contexto ayuda a entender la estrategia. Las cuencas maduras del país necesitan operadores capaces de trabajar con pozos de baja presión, infraestructura antigua y esquemas de recuperación secundaria. Las provincias impulsan acuerdos que aseguren empleo, actividad y mantenimiento de instalaciones.
El Plan ANDES se inscribe en ese marco: YPF retiene los activos donde puede generar mayor valor y transfiere aquellos donde operadores medianos pueden aplicar técnicas específicas y ciclos de inversión más ágiles.
El impacto se siente en la cadena de valor. La llegada de nuevos operadores abre espacio para pymes de servicios que trabajan en mantenimiento, logística, metalmecánica, transporte y soluciones ambientales. Las provincias preservan actividad y evitan cierres prematuros de yacimientos.
YPF reorienta recursos hacia proyectos de mayor escala, tanto en no convencionales como en iniciativas de transición energética. La reorganización también fortalece la producción convencional, que sigue aportando volúmenes estables al sistema.
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Los escenarios muestran caminos distintos. En un escenario base, los nuevos operadores estabilizan la producción y sostienen la actividad con inversiones moderadas. En un escenario optimista, la incorporación de tecnología y la mejora de instalaciones extienden la vida útil de los campos y generan más trabajo para proveedores regionales.
En un escenario restrictivo, la falta de financiamiento o la necesidad de renovar infraestructura podría limitar el ritmo de recuperación.
El avance del Plan ANDES consolida un modelo donde cada área queda en manos del operador con mejores condiciones técnicas y económicas para gestionarla. La reorganización permite que YPF concentre esfuerzos en proyectos estratégicos y que las provincias mantengan actividad en zonas maduras.
Para que el proceso tenga impacto sostenido, será clave asegurar coordinación regulatoria, fortalecer la cadena de proveedores y garantizar que los nuevos operadores cuenten con herramientas para sostener inversión y empleo en las cuencas convencionales.
El Gobierno nacional reglamentó y puso en marcha el Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI), una herramienta destinada a acelerar inversiones productivas y mejorar la competitividad de pymes vinculadas a sectores intensivos en energía.
La norma ordena procedimientos, define plazos y establece criterios de elegibilidad para proyectos industriales, logísticos y de servicios. El régimen apunta a reducir la carga impositiva inicial y facilitar inversiones que suelen postergarse por restricciones financieras.
El contexto macro explica la relevancia del RIMI. Las pymes argentinas enfrentan estructuras de costos condicionadas por el precio de la energía, la disponibilidad de infraestructura y la necesidad de incorporar equipamiento eficiente.
La cadena de valor del petróleo, el gas y la electricidad depende de proveedores que requieren capital para modernizar flotas, ampliar talleres, mejorar procesos y cumplir estándares técnicos. El régimen aparece como un mecanismo para aliviar costos y acelerar inversiones en equipamiento energético eficiente.
Las implicancias alcanzan a toda la cadena energética. Las pymes que abastecen a operadoras, distribuidoras y empresas de servicios pueden mejorar su estructura de costos y acelerar la incorporación de tecnología. La amortización acelerada favorece la compra de equipos de perforación liviana, vehículos, sistemas eléctricos eficientes y soluciones de mantenimiento industrial.
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Además, el régimen puede impulsar proyectos de eficiencia energética dentro de plantas y talleres, reduciendo consumos y fortaleciendo la competitividad.
Los escenarios muestran distintos niveles de impacto. En un escenario base, el RIMI permite que pymes energéticas concreten inversiones moderadas y mejoren su capacidad operativa. En un escenario optimista, el régimen se combina con financiamiento productivo y genera un salto en equipamiento, infraestructura y certificaciones técnicas.
En un escenario restrictivo, la volatilidad macroeconómica o demoras administrativas pueden limitar la adopción del régimen y reducir su impacto sobre la cadena de valor.
El RIMI abre una oportunidad para fortalecer el entramado productivo que sostiene al sector energético. Un régimen estable, con reglas claras y procesos ágiles, puede transformar inversiones medianas en mejoras estructurales para proveedores, aumentar la eficiencia operativa y consolidar una base industrial más competitiva.
Para que el impacto sea sostenido, será clave articular el régimen con financiamiento, capacitación técnica y políticas que integren a las pymes en proyectos energéticos de mayor escala.
El Gobierno nacional trabaja en un esquema de desregulación administrativa que apunta a simplificar trámites productivos, revisar normativas consideradas obsoletas y reducir cargas operativas para pymes y cadenas industriales. La iniciativa incluye la identificación de procedimientos que generan demoras en habilitaciones, permisos y certificaciones vinculadas a la actividad económica.
La revisión abarca normas de distintos organismos y busca unificar criterios para acelerar procesos que hoy requieren múltiples instancias de validación.
El contexto regulatorio explica la iniciativa. La normativa argentina acumula disposiciones de distintos períodos, lo que genera superposiciones y requisitos que no siempre están alineados con estándares actuales de producción. Organismos técnicos y cámaras empresarias vienen señalando la necesidad de simplificar trámites para mejorar la competitividad y reducir costos operativos.
La revisión se concentra en procedimientos que afectan a industrias, comercios y servicios, con foco en habilitaciones, registros y controles que inciden en la operatoria diaria.
Las implicancias alcanzan a pymes, grandes empresas y proveedores industriales. Una reducción de trámites y tiempos administrativos puede mejorar la previsibilidad, facilitar inversiones y acelerar la puesta en marcha de proyectos productivos. También puede favorecer a proveedores que dependen de habilitaciones específicas para operar en sectores regulados.
La simplificación normativa tiene impacto en costos, plazos y capacidad de respuesta frente a nuevas oportunidades de mercado.
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Los escenarios muestran distintos ritmos de implementación. En un escenario base, el Gobierno avanza con la revisión y posible derogación de normas en desuso y con la digitalización de trámites prioritarios. Un escenario optimista incluye la armonización de criterios entre organismos y la creación de ventanillas únicas para sectores productivos.
Un escenario restrictivo podría surgir de demoras en la coordinación interinstitucional o de la necesidad de mantener ciertos controles por razones técnicas o de seguridad.
La revisión normativa abre una oportunidad para modernizar el marco regulatorio y mejorar el entorno de negocios. Un esquema más simple y previsible puede fortalecer la competitividad, facilitar inversiones y reducir costos operativos.
Para que el proceso tenga impacto sostenido, será clave asegurar coordinación entre organismos, mantener criterios técnicos en áreas sensibles y garantizar que la simplificación se traduzca en beneficios concretos para empresas y proveedores.
El Gobierno de Tierra del Fuego presentó Terra Ignis Energía S.A., la nueva empresa provincial destinada a participar de manera directa en la exploración y explotación de hidrocarburos. El lanzamiento incluyó la firma de un acuerdo con Velitec S.A. para desarrollar áreas bajo jurisdicción provincial, en un movimiento que busca fortalecer la presencia estatal en la Cuenca Austral y acelerar proyectos que requieren inversión, ingeniería y capacidad operativa.
La iniciativa se enmarca en la estrategia de la provincia para capturar mayor valor local en un contexto de transición energética y demanda creciente de gas.
El contexto regulatorio explica parte del impulso. Tierra del Fuego cuenta con potestad sobre áreas onshore y offshore someras, y busca consolidar un modelo mixto donde la empresa provincial actúe como socio estratégico en proyectos de exploración y producción.
La creación de Terra Ignis formaliza esa ambición y habilita esquemas de asociación público‑privada que permiten atraer capital y tecnología sin perder control sobre los activos. El acuerdo con Velitec apunta a combinar capacidades: la provincia aporta titularidad y planificación, mientras que la empresa privada suma experiencia operativa y capacidad de ejecución.
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El movimiento tiene implicancias para la cadena de valor local. La puesta en marcha de nuevos proyectos en la Cuenca Austral demanda servicios de perforación, logística, mantenimiento, metalmecánica y soluciones ambientales, lo que abre oportunidades para proveedores fueguinos y patagónicos.
También genera un efecto de arrastre sobre infraestructura energética, transporte y almacenamiento, claves para sostener la producción en una región con condiciones climáticas y logísticas exigentes. La presencia de una empresa provincial facilita además la articulación con municipios, cámaras empresarias y programas de formación laboral.
Los escenarios de avance muestran distintos ritmos posibles. En un escenario base, Terra Ignis y Velitec inician trabajos preliminares, estudios y planificación operativa durante 2026, con primeras actividades de campo en etapas posteriores. Un escenario optimista contempla la incorporación de nuevos socios y financiamiento adicional que acelere la perforación exploratoria.
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Un escenario restrictivo podría surgir de demoras regulatorias, condiciones climáticas adversas o dificultades para movilizar equipos y personal en zonas remotas.
El lanzamiento de Terra Ignis marca un cambio en la estrategia energética provincial. La combinación de participación estatal, asociación con empresas privadas y foco en la Cuenca Austral permite construir un modelo que prioriza desarrollo local, empleo y mayor captura de renta.
Para que el esquema se consolide, será clave asegurar continuidad regulatoria, fortalecer la infraestructura logística y garantizar que la cadena de proveedores pueda integrarse a los nuevos proyectos con estándares técnicos y ambientales acordes a la industria.
Calfrac Well Services proyecta un crecimiento significativo de su operación en Vaca Muerta a medida que la actividad no convencional sostiene un nivel elevado de etapas de fractura en la cuenca Neuquina.
La compañía ajusta su estrategia para acompañar la mayor complejidad de los pozos, la demanda de eficiencia operativa y los estándares que exigen las operadoras en servicios de fractura y completación. El foco está puesto en capacidad instalada, disponibilidad de equipos y desempeño técnico en desarrollos masivos.
El contexto productivo respalda el movimiento. La producción de shale oil y shale gas en Neuquén mantiene a Vaca Muerta como el principal motor energético del país y requiere una oferta robusta de servicios especiales. Los reportes oficiales muestran niveles altos y estables de actividad, con un peso creciente del no convencional dentro de la producción total.
En este escenario, empresas como Calfrac cumplen un rol central para sostener el ritmo de perforación y completar pozos con altos niveles de productividad.
La expansión de la compañía tiene impacto directo en la cadena de valor energética. Un mayor despliegue de equipos y cuadrillas demanda logística, mantenimiento, metalmecánica, insumos químicos, transporte y servicios de apoyo, lo que abre oportunidades para proveedores neuquinos certificados bajo la normativa provincial.
La presencia estable de un jugador global también contribuye a fortalecer estándares de seguridad y operación que se integran al ecosistema local.
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Los escenarios de corto y mediano plazo combinan oportunidades y riesgos. En un escenario base, la continuidad de la inversión en Vaca Muerta permite que Calfrac incremente gradualmente su actividad. En un escenario optimista, nuevos contratos de largo plazo y mayor integración con programas de desarrollo de proveedores impulsan un salto operativo.
En un escenario restrictivo, la volatilidad macroeconómica o cuellos de botella en infraestructura podrían limitar el ritmo de expansión.
El crecimiento de Calfrac se inscribe en la consolidación del clúster de servicios no convencionales en Neuquén. Para que ese proceso se traduzca en desarrollo local, será clave articular capacitación, financiamiento productivo y esquemas de contratación que integren a proveedores neuquinos en la cadena de servicios de fractura.
Convertir la expansión de las grandes compañías en una plataforma de escala para la industria local es uno de los desafíos centrales de la próxima etapa de Vaca Muerta.
Un grupo de pymes neuquinas vinculadas a servicios industriales y petroleros participó de una recorrida técnica en uno de los bloques que Vista opera en Vaca Muerta. La visita permitió observar en campo los estándares de seguridad, logística y operación que exige la compañía para su cadena de valor, en un contexto donde la provincia busca que más empresas locales accedan a contratos directos y subcontratos en la formación.
La actividad se alinea con la estrategia provincial de fortalecer el “compre neuquino” y traducir la certificación como proveedor local en oportunidades concretas de trabajo dentro de la cadena de servicios petroleros de Vaca Muerta.
El movimiento se apoya en el marco de la Ley Provincial de Proveedores Neuquinos, que reconoce y certifica a empresas radicadas en la provincia y les otorga prioridad en procesos de contratación. Sin embargo, la brecha entre la certificación formal y la participación efectiva en grandes proyectos sigue siendo un desafío.
Las operadoras requieren escala, cumplimiento estricto de normas de seguridad, capacidad financiera y trazabilidad de procesos, condiciones que muchas pymes locales todavía están construyendo.
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Para las empresas neuquinas, acceder al corazón operativo de Vaca Muerta tiene un valor doble. Por un lado, permite entender con precisión qué tipo de servicios, equipamiento y estándares demanda una operación no convencional de alta productividad.
Por otro, abre un canal de diálogo técnico con las áreas de compras, ingeniería y operaciones de la compañía, clave para diseñar propuestas ajustadas a las necesidades reales del yacimiento. La agenda incluye servicios de mantenimiento, obras civiles, logística, metalmecánica, soluciones ambientales y soporte a la operación diaria.
El desafío estructural es convertir estas instancias en procesos continuos de desarrollo. Eso implica planes de capacitación técnica, financiamiento productivo para inversiones en equipamiento, esquemas de asociatividad entre pymes y mecanismos de seguimiento que midan cuánta contratación efectiva se canaliza hacia empresas neuquinas.
La articulación entre la provincia, las operadoras y las cámaras empresarias será determinante para que el “compre neuquino” deje de ser solo una declaración y se convierta en una política medible dentro de la cadena de valor de Vaca Muerta.
«No recuerdo que se hayan proferido jamás amenazas nucleares con el objetivo declarado de destruir toda una civilización», aseguró Holloway al comentar la declaración de Trump.
David Holloway es catedrático de la Universidad de Stanford y especialista de larga trayectoria en relaciones internacionales, con foco en la historia de las armas nucleares. Su libro Stalin and the Bomb (1994) es un clásico que recibió varias distinciones y recientemente acaba de publicar Nuclear Weapons: An International History (2026). Este miércoles concedió una entrevista a la revista francesa Le Grand Continent, donde advirtió sobre los riesgos de un conflicto nuclear en un contexto en el que están desapareciendo los mecanismos de contención que sirvieron para evitar ese desenlace trágico durante la Guerra Fría. El crecimiento de China aparece como una de las causas centrales del abandono de la no proliferación.
Si bien el interés de EconoJournal por la energía nuclear está centrado en su capacidad para generar electricidad, Holloway también dejó abierta la necesidad de discutir el modo en que la difusión de la tecnología nuclear civil ha facilitado, indirectamente, la proliferación militar.
La palabra de Holloway es especialmente relevante en este contexto de guerra en Medio Oriente entre Estados Unidos, Irán e Israel porque, más allá del sesgo que se le pueda atribuir a su análisis, no es un hombre que se caracterice por realizar aseveraciones tremendistas a la ligera.
La amenaza de Donald Trump
Le Grand Continent le preguntó si le resultaba inédita la retórica de la aniquilación empleada por Donald Trump quien aseguró que si Irán persiste en su idea de mantener cerrado el Estrecho de Ormuz “una civilización entera desaparecerá para no renacer jamás”, lo que algunos analistas han interpretado como una amenaza nuclear.
“La declaración de Trump es impactante y constituye una amenaza de cometer un crimen de guerra: la destrucción de una civilización. Las civilizaciones desaparecen y podemos rastrear su evolución, pero amenazar con aniquilar una mediante bombardeos y la fuerza militar es algo extraordinario y debe ser condenado. De hecho, la comunidad internacional lo ha hecho ampliamente. Desde un punto de vista histórico, no recuerdo que se hayan proferido jamás amenazas nucleares con el objetivo declarado de destruir toda una civilización”, respondió este doctor en Ciencias Sociales y Políticas egresado de la Universidad de Cambridge.
Holloway sostuvo luego que las amenazas nucleares han buscado históricamente disuadir al oponente. La conciencia de su poder destructivo operaba en los hechos como un freno capaz de evitar el conflicto. Sin embargo, ese escenario parece haber cambiado. “Actualmente nos encontramos en una nueva etapa del orden mundial, en la que las armas nucleares desempeñan un papel diferente. Los mecanismos establecidos durante la Guerra Fría para reducir los riesgos asociados a su uso han desaparecido”, aseguró.
Para justificar su afirmación sostuvo que en la actualidad “no hay negociaciones sobre la reducción de las armas nucleares estratégicas”. Incluso aseguró que la Conferencia de Examen de las Partes del Tratado sobre la No Proliferación de las Armas Nucleares, que se realiza cada cinco años y comenzará el próximo 27 de abril en la sede de la ONU en Nueva York, podría fracasar, lo que sería leído como una señal más de debilitamiento de la no proliferación nuclear.
–¿Estamos a punto de entrar en una nueva era atómica en la que el tabú nuclear ha perdido fuerza? –le preguntaron.
–El tabú nuclear es un concepto delicado en ciertos aspectos. Si con ello nos referimos a la negativa a utilizar armas nucleares o a recurrir a la fuerza nuclear, este se ve efectivamente debilitado por la idea de que se podrían utilizar armas nucleares de pequeño calibre con el pretexto de que no matarían a tantas personas. Una de las partes podría afirmar que solo utiliza armas nucleares «de baja potencia», con una potencia de 10 kilotones, lo que es casi tan potente como la bomba de Hiroshima: por lo tanto, no es tan baja. La otra parte podría entonces replicar que estima la potencia de la bomba en 20 kilotones. Este intercambio imaginario muestra que entonces resulta mucho más difícil definir el umbral. –respondió Holloway.
Los riesgos del uso civil de la energía nuclear
“¿Qué señales de alerta podrían haber sido tomadas más en serio por los científicos o los responsables políticos?”, le preguntaron a Holloway. “Una de ellas fue el programa «Átomos para la Paz», puesto en marcha por Estados Unidos y posteriormente adoptado por otros países, con el fin de promover el uso pacífico de la tecnología nuclear, principalmente para la producción de electricidad”, respondió.
“Existe una interrelación entre el tipo de industria necesaria para los usos pacíficos y la requerida para la fabricación de armas, especialmente en lo que respecta al enriquecimiento de uranio”, subrayó el experto de Stanford nacido en Dublín.
Holloway cuestiona abiertamente la democratización de esa tecnología, lo que puede leerse como un mensaje a favor de que sean pocos países los que tengan acceso, empezando por los Estados Unidos. “Muchos consideran retrospectivamente ese momento como un pecado original: la difusión de la tecnología, su democratización, el suministro de reactores y la formación de personal en ciencias e ingeniería nucleares beneficiaron posteriormente a una serie de programas de armamento, todo ello gracias a la ayuda de Estados Unidos, la Unión Soviética y Gran Bretaña, ya que la energía nuclear se presentaba como algo positivo”, afirma.
“Se esperaba que proporcionara electricidad barata, lo que se consideraba muy ventajoso en aquella época. Este enfoque condujo a la difusión de las tecnologías, pero también, por supuesto, al establecimiento de salvaguardias, ya que se temía proporcionar esta ciencia y esta tecnología a otros. Al final, las salvaguardias quizá no fueron lo suficientemente sólidas como para impedir que algunos Estados desarrollaran armas nucleares a pesar de todo”, dejó en claro.
Holloway sostiene que los esfuerzos para impedir la proliferación de las armas nucleares tuvieron cierto éxito durante la Guerra Fría. “En la década de 1960, se estimaba que habría 20 Estados dotados de armas nucleares en los siguientes 20 años. Esa proliferación no se produjo”, sostuvo. Sin embargo, algunos países como Corea del Norte y Pakistán, que no han firmado el Tratado de No Proliferación, lograron eludir las diversas restricciones sobre la venta y la transferencia de tecnología nuclear.
“Hoy en día, cada vez más países se plantean de nuevo la cuestión de la adquisición de armas nucleares, como Polonia, por ejemplo. Que lo hagan o no es otra cuestión, pero la idea de que hay que disponer de armas nucleares está muy presente, al igual que la de que es mejor dotarse de ellas antes de que alguien decida bombardear el programa, como muestra el ejemplo de Irán. Esto demuestra que nos encontramos actualmente en una situación muy incierta”, completó.
La pelea de fondo entre Estados Unidos y China
Cuando le preguntaron a qué cambio en el orden internacional se puede atribuir este abandono de la no proliferación, Holloway no dudó en poner el foco en el surgimiento de China como potencia rival de Estados Unidos, en un contexto de una transición hacia un orden internacional más competitivo y multipolar.
“China ha surgido como una nueva amenaza. Por lo tanto, para Estados Unidos, la cuestión de China y los retos derivados de su crecimiento económico y su creciente influencia política han cobrado mayor importancia que Europa. Esta reorientación ha modificado el orden mundial y ha afectado a los incentivos y los frenos para la adquisición de armas nucleares”, sostuvo.
Luego agregó: “Yo diría que el verdadero cambio comenzó hace quizás diez o quince años, cuando Estados Unidos decidió, bajo el mandato de Obama, reorientar su atención hacia Asia, lo que tuvo consecuencias a largo plazo. En aquel momento, Europa subestimó hasta qué punto ese cambio iba a ser determinante”.
La provincia de Santa Cruz volvió a posicionarse en el escenario internacional con una presentación clave del sector energético en Canadá. Allí, el gobernador Claudio Vidal encabezó una agenda institucional junto a empresas del sector y representantes sindicales, con el objetivo de atraer inversiones y consolidar el desarrollo productivo.
En ese marco, el CUO (Chief Upstream Officer) Director de Exploración y Producción de CGC, Pablo Chebli, expuso la evolución productiva de la compañía y respaldó el trabajo del gobierno provincial para generar condiciones que impulsen nuevas inversiones.
“Hay un esfuerzo claro del gobernador para generar un esquema competitivo y reglas que permitan que las inversiones lleguen y los proyectos se desarrollen”, afirmó.
Chebli también destacó que, en la última década, la empresa escaló del puesto 40 al 7 en el ranking de operadores.
Durante la actividad se puso en valor el trabajo del Gobierno Provincial en la construcción de un entorno favorable para el crecimiento energético. Se destacó la decisión de avanzar con un esquema de regalías competitivo y reglas claras, orientadas a facilitar la llegada de capitales y acelerar proyectos estratégicos.
Otro punto central fue la articulación entre el Estado, las empresas y los sindicatos, promovida por la gestión de Vidal. “Hoy hay una articulación clara entre el Estado, las compañías y los trabajadores para hacer posible este desarrollo”, remarcaron.
Producción, ingresos y posicionamiento de CGC
Actualmente, CGC produce cerca de 29 mil barriles diarios de petróleo en la Cuenca del Golfo San Jorge y alrededor de 6 millones de metros cúbicos diarios de gas en la Cuenca Austral.
En ese contexto, la compañía registró ingresos por aproximadamente 940 millones de dólares en el último año y consolidó su participación en el sistema de transporte de gas, integrando el segundo mayor operador del país en este segmento.
La empresa forma parte de Corporación América, un conglomerado con más de 60 años de trayectoria, presencia en diez países y más de 10 mil empleados, con inversiones en sectores estratégicos como infraestructura aeroportuaria y energía.
Palermo Aike: el gran activo energético de Santa Cruz
Uno de los ejes centrales de la presentación fue el desarrollo de Palermo Aike, considerado un play con producción comprobada de gas y petróleo, con una extensión comparable a Vaca Muerta y un potencial significativo aún por explorar.
“Estamos frente a un área comparable con Vaca Muerta, tanto por su extensión como por sus condiciones geológicas”, explicó Chebli.
Según se expuso, el área podría alcanzar entre 8 mil y 12 mil pozos en un escenario conservador, con posibilidades de expansión aún mayores. “Palermo Aike es un play probado, pero todavía con un enorme potencial por desarrollar”, remarcó.
En cuanto a la infraestructura, se destacó que Santa Cruz cuenta con conexión al sistema nacional de gasoductos, salida a mercados de exportación, acceso portuario y capacidad para abastecer la demanda interna.
“La infraestructura existente nos permite pensar en producción, abastecimiento y exportación”, indicaron desde CGC.
Finalmente, se subrayó que el contexto actual —marcado por decisiones políticas y una estrategia de desarrollo definida— posiciona a Santa Cruz como uno de los principales polos de crecimiento energético de la Argentina.
El gobernador Alberto Weretilneck firmó en Buenos Aires un acuerdo de régimen fiscal y estabilidad regulatoria con los consorcios Southern Energy (SESA) y San Matías Pipeline, un paso que afianza a Río Negro como punto de salida de la energía de Vaca Muerta al mundo y consolida la nueva etapa productiva. La iniciativa impulsará más empleo, actividad económica y nuevas obras en toda la provincia.
El proyecto prevé la instalación de 2 buques de licuefacción en el Golfo San Matías, que transformarán el gas en GNL para exportarlo. El primero comenzará a operar en septiembre de 2027 y el segundo en el segundo semestre de 2028. Para eso, se construirá un gasoducto de 471 km que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, completando el circuito desde la producción hasta la exportación.
El proyecto prevé la instalación de 2 buques de licuefacción en el Golfo San Matías, que transformarán el gas en GNL para exportarlo. El primero comenzará a operar en septiembre de 2027 y el segundo en el segundo semestre de 2028. Para eso, se construirá un gasoducto de 471 km que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, completando el circuito desde la producción hasta la exportación.
El acuerdo fue firmado por el gobernador Weretilneck y el presidente de Southern Energy y San Matías Pipeline, Rodolfo Freyre. “Es un antes y un después para Río Negro, nos vamos a convertir en la puerta de salida de la energía argentina al mundo, y vamos a consolidarnos con un rol estratégico para el desarrollo energético del país y en la exportación de GNL”, afirmó el gobernador.
En este esquema, Argentina da un nuevo paso para consolidarse como exportador de GNL, con un trabajo conjunto entre Río Negro, Neuquén, el Estado nacional y el sector privado, integrando producción, infraestructura y salida al mercado internacional.
El acuerdo generará ingresos concretos para la provincia que se volcarán en nueva infraestructura, servicios y mejora de la calidad de vida de los rionegrinos. Además, impulsará nuevas fuentes de empleo directo e indirecto, con prioridad para trabajadores y proveedores locales, tanto en la etapa de obra como en la operación.
En ese marco, los beneficios económicos previstos incluyen:
• U$S 55 millones en 20 años en concepto de canon, regalías y tasas de fiscalización, control y ambiente
• U$S 36 millones de aporte comunitario por única vez, destinados a seguridad, salud e inversiones para la comunidad.
• Un aporte anual contingente, atado al precio internacional del GNL, que permitirá mayores ingresos en función del desarrollo del proyecto.
Además de garantizar reglas claras y previsibilidad para las inversiones, el acuerdo incorpora compromisos ambientales, como el monitoreo permanente de la zona costera del Golfo San Matías, asegurando un desarrollo con control y cuidado de los recursos.
“Estamos generando las condiciones para que esta inversión se traduzca en trabajo real para nuestra gente, en más actividad económica y en nuevas oportunidades, siempre defendiendo la prioridad para trabajadores y empresas rionegrinas”, agregó Weretilneck.
El consorcio Southern Energy —integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— invertirá más de U$S 15.000 millones para operar los 2 buques, con una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL.
Por su parte, San Matías Pipeline —con la misma composición accionaria— estará a cargo del gasoducto que permitirá llevar el gas hasta la costa y sostener la operación de los buques, consolidando a Río Negro como eje de exportación energética.
También estuvieron presentes la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini; los intendentes de San Antonio Oeste, Adrián Casadei, y de Sierra Grande, Roxana Fernández; el presidente del bloque de legisladores de JSRN, Facundo López; el group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de YPF, Santiago Martínez Tanoira; el vicepresidente ejecutivo y director de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri; el managing director de Harbour Energy en Argentina, Martín Rueda; y el representante de Golar LNG en el país, Marcos Browne.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación informó que 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.
El trabajo confirma el enorme potencial de la Argentina como proveedor regional de gas natural, a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del crecimiento de la producción de la Cuenca Neuquina. Entre sus principales conclusiones, el informe destaca que el país cuenta con recursos suficientes para abastecer la demanda interna y sostener exportaciones de largo plazo, lo que abre una oportunidad concreta para profundizar la integración energética regional.
El documento también identifica a Brasil como un mercado con fuerte potencial de expansión de la demanda, especialmente en el segmento industrial, y remarca que una mayor integración entre ambos países puede generar condiciones para ampliar el comercio regional de gas natural, fortalecer la seguridad de abastecimiento y promover nuevas inversiones en infraestructura.
A lo largo del trabajo, 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 informe concluye que, para avanzar en cualquiera de esas opciones, será necesario desarrollar nueva infraestructura de transporte en la Argentina, en particular nuevas obras que permitan evacuar mayores volúmenes desde Vaca Muerta.
En ese camino, la Argentina avanzará bajo un esquema basado en inversión privada, previsibilidad regulatoria y libertad empresarial. El informe destaca que la Ley 27.742 incentiva la inversión privada en proyectos de hidrocarburos y habilita que cualquier interesado pueda obtener autorizaciones de transporte para construir y operar gasoductos y oleoductos. También remarca la figura de los “gasoductos dedicados” o “de acceso restringido”, pensados para promover mercados de exportación sin intervención estatal.
De este modo, el desarrollo de la infraestructura necesaria para ampliar las exportaciones de gas no se plantea desde un esquema de planificación centralizada del Estado empresario, sino desde reglas claras para que el sector privado invierta, compita y defina las alternativas más eficientes para llevar el gas argentino a nuevos mercados.
Asimismo, el informe señala antecedentes concretos en esa dirección, como la iniciativa privada para expandir la capacidad del Gasoducto Perito Moreno, lo que refuerza que existe interés del sector en acompañar este proceso de ampliación de infraestructura.
La elaboración de este documento fue el resultado de un trabajo técnico conjunto desarrollado durante 2025, con reuniones periódicas entre autoridades y equipos especializados de Argentina y Brasil, además de consultas con representantes de otros países de la región y con productores, transportistas y comercializadores del sector gasífero.
Este avance consolida una agenda de integración energética regional basada en el aprovechamiento del potencial de Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura con participación privada y la construcción de un mercado más abierto, competitivo e integrado para el gas natural en Sudamérica.
Victoria Sandoval se incorpora a Sungrow como nueva Key Account Manager para México, en un contexto de fuerte reactivación del mercado renovable, marcado por un renovado interés inversor y decisiones orientadas a la transición energética.
“Tengo bastante expectativas, sobre todo en el mercado mexicano, porque la generación de gran escala en México pinta para despertarse o tener el boom del que llevamos hablando desde hace un año y medio o dos años”, reconoció la flamante incorporación de Sungrow, durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en RE+ México.
Bajo ese escenario, la compañía busca consolidar su presencia y mejorar su capacidad de respuesta ante la demanda creciente tras lograr fuerte presencia en más de 10 países.
“Sungrow está tratando de expandir la planilla y dar un mejor servicio a todos los clientes de gran escala”, señaló Sandoval, quien agregó que “gracias a eso, tuve la oportunidad de caer con ellos y sumarme al equipo”, destacando el momento estratégico de su incorporación.
¿Qué le puede aportar a Sungrow? A nivel individual, la ejecutiva destacó el valor estratégico de su experiencia y red de contactos en el sector, construida a lo largo de años en la industria.
“Aparte de alegría y carisma (entre risas), toda la red de contactos que hemos ido estableciendo a lo largo de los últimos años. Toda la gente que nos dedicamos al sector,porque lo amamos y somos apasionados del tema, seguimos aquí y hemos estado cultivando relaciones, en las que eventualmente, pensábamos que volveríamos a trabajar juntos”, afirmó.
Este movimiento se da en paralelo a señales concretas del mercado y el cambio de clima de negocios, que responde a modificaciones en el enfoque regulatorio, donde la participación privada vuelve a ganar protagonismo; de modo que la reciente convocatoria de generación con inversión mixta reunió 222 proyectos por casi 38 GW, superando ampliamente el objetivo inicial de 7500 MW.
“¿Qué cambió? La apertura del gobierno para ya no estar totalmente cerrados a la inversión privada de gran escala ha sido el catalizador para todo lo que vemos actualmente”, explicó la nueva Key Account Manager de Sungrow.
En esa línea, la articulación entre actores públicos y privados aparece como un factor clave para materializar los proyectos y las inversiones que se requieren.
“El mercado está diferente, se siente mucho más vivo, con más interés. Estamos como estábamos en el 2014, agarrando nuevamente muchísima fuerza e interés de organismos internacionales”, aseguró Sandoval, rememorando ciclos de expansión previos por los cuales en su momento México se posicionó como país referente y atractivo para las renovables.
Sungrow refuerza su posicionamiento regional
La incorporación se enmarca en una estrategia de expansión más amplia de Sungrow en América Latina, donde la compañía ya opera en más de 10 países y continúa fortaleciendo su infraestructura.
Su despliegue logístico incluye oficinas en cuatro mercados clave y ocho almacenes en la región andina y el Caribe, además de cuatro en Brasil, lo que le permite optimizar tiempos de entrega y soporte técnico en distintos mercados.
En paralelo, la firma avanza con fuerza en almacenamiento energético, acumulando 10 GWh asegurados en la región, de los cuales 3,1 GWh ya están en operación comercial, 3 GWh en fase de comisionamiento y 4 GWh previstos para el primer trimestre de 2026.
Este posicionamiento se complementa con el desarrollo tecnológico de soluciones como PowerTitan 3, con las que la compañía busca escalar su participación en el segmento BESS y trasladar su experiencia a nuevos mercados de la región.
En este escenario, México se consolida como un eje estratégico para el crecimiento de Sungrow, donde la combinación de volumen de proyectos, apertura regulatoria y oportunidades en almacenamiento configuran un entorno clave para los próximos años.
En diálogo con Energía Estratégica, Alba Min Ye, CEO de Solis LATAM, aborda su trayectoria, el desafío de integrar culturas y la estrategia de la compañía en la región.
—¿Cómo fue tu recorrido profesional y cuáles fueron aquellos hitos que marcaron tu llegada a Solis?
Tengo muchos años trabajando para la empresa china, combinando la cultura entre los chinos y las personas locales, no solamente en México. Si una empresa china quiere hacer algo diferente, lo más importante es que tenemos que tener un grupo muy fuerte, pero sin malentendidos. Mi tarea más importante es fortalecer un equipo muy fuerte en este mercado; no solo en ventas, también en producto, para ofrecer el mejor servicio a los clientes.
—¿En qué se diferencian la cultura china y la latinoamericana en los negocios?
Este tema es muy interesante. En China tenemos una palabra que se llama competencia interna. No es solo entre personas, es con nosotros mismos. Ejecutamos las metas de forma muy tensa; si a las 9:00 tengo una tarea, a las 10:00 tengo otra, tenemos que terminarlo a tiempo Las personas locales son más relajadas. También trabajan bien y con mucho afán, pero más relajados. Los chinos incluso en fin de semana necesitan trabajar o escribir reportes.
Aquí se separa mucho la vida y el trabajo. En China no tanto. Mi trabajo es dejar que los jefes en China sepan cómo trabajamos y también aquí podemos lograr el éxito. El intercambio cultural es muy importante.
—¿Cómo llevás esto a la práctica en tu rol como CEO para Latinoamérica?
Lo más importante es construir confianza con los empleados locales y explicar muy claramente la meta de la compañía. No es posible que solo los chinos ejecuten la meta. Siempre trabajamos en equipo. Ambas partes tienen que entender muy bien qué estamos haciendo y cómo lo haremos en el futuro. Estoy intentando construir un sistema de KPI más claro y justo para todos. Definimos una meta a cada uno según su trabajo y al siguiente año hacemos una evaluación. Quien llega a la meta recibe un aumento de salario o premios según la regla.
—¿Por qué elegiste Latinoamérica para desarrollarte profesionalmente?
Me gusta mucho América Latina. Toda mi carrera de trabajo se basó aquí. Después de graduarme viajé para acá por negocios y ya llevo más de 13 años. Estoy en el centro, en el intermedio: puedo combinar la cultura china y aceptar la cultura latinoamericana. Eso me ayuda bastante en la vida y en el trabajo. Me siento muy cómoda aquí.
—¿Qué soluciones vienen a responder al mercado y qué diferencial tiene Solis?
Tenemos una base muy buena porque tenemos inversores on-grid desde hace varios años. En la parte residencial tenemos mucha ventaja. En lo comercial e industrial, este año trajimos nuestro inversor híbrido que es muy competitivo. He visto los datos de ventas y hay un gran avance comparado con el año pasado.
Si fortalecemos el servicio de preventa y posventa, tengo mucha confianza en un gran crecimiento porque México está desarrollando mucho el mercado de industria por las políticas recientes.
—¿Qué ventajas técnicas ofrece la arquitectura de AC/DC separada?
Nuestros inversores híbridos se aplican tanto a estaciones solares como de almacenamiento. El cliente no necesita preparar dos sistemas de inversores. Nuestro inversor híbrido puede cumplir ambos roles. Esto permite un gran ahorro en costos de construcción, porque podemos ahorrar costos de inversores y de accesorios como cables o conectores.
—Si nos encontráramos en abril de 2027, ¿qué tendría que haber pasado en 2026 para que estés feliz?
Voy a revisar las metas que estamos construyendo ahora para ver cuánto porcentaje terminamos. Tengo confianza en que para entonces la solución de almacenamiento de Solis será muy madura y aceptada por los clientes.
La solución de Solis es muy compatible. Ofrecemos inversores híbridos separados que pueden ser compatibles con cualquier marca de batería y al mismo tiempo podemos ofrecer la solución completa. Creo que vamos a obtener un gran crecimiento en el mercado.
EverCore, desarrollado sobre un inversor híbrido C&I cuatro en uno de 125 kW como plataforma central, se basa en una arquitectura AC/DC separada e incluye configuraciones de 100 kWh, 120 kWh y 261 kWh. Estas soluciones permiten una integración fluida con sistemas solares fotovoltaicos, la red eléctrica y generadores de respaldo.
En paralelo, la compañía exhibió su portafolio de almacenamiento residencial, con baterías IntelliHome, disponibles en versiones montadas en pared o suelo (5 a 16 kWh), y baterías apilables FlexHome (5 a 40 kWh). Estas tecnologías están orientadas a garantizar independencia energética, respaldo confiable y optimización del ahorro a largo plazo para los usuarios.
Las soluciones generaron un alto interés y una respuesta positiva por parte de los asistentes, en línea con la estrategia de la compañía de fortalecer su posicionamiento en almacenamiento y soluciones híbridas en la región.
Pan American Energy (PAE) lanzó una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales, una iniciativa orientada a atraer y desarrollar jóvenes talentos que quieran dar sus primeros pasos en la industria energética. Desde su primera edición en 2018, más de 235 jóvenes ya formaron parte del programa.
La propuesta está dirigida a graduados y estudiantes próximos a graduarse que busquen insertarse en un entorno dinámico, con desafíos concretos y oportunidades de aprendizaje continuo, formando parte de equipos que lideran el desarrollo energético en la Argentina y la región.
Los interesados podrán inscribirse hasta el 4 de mayo en la siguiente dirección: www.jovenesprofesionalespae.com.ar
PAE convoca a jóvenes de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, entre otras disciplinas, para sumarse a las áreas de Operaciones Upstream, Downstream y áreas Corporativas. Bajo la premisa “Una nueva temporada en tu desarrollo comienza”, la compañía propone una experiencia que conecta el talento joven con principales desafíos del negocio.
El programa comenzará en julio de 2026, tendrá una duración aproximada de un año y se llevará a cabo en distintas localidades del país donde la compañía tiene operaciones. Los participantes se integrarán a equipos que trabajan en proyectos estratégicos, donde podrán involucrarse activamente en iniciativas clave para la operación y el crecimiento de la compañía.
Los jóvenes profesionales atravesarán distintas instancias de desarrollo, incluyendo rotaciones por áreas, participación en proyectos, acompañamiento de tutores y mentoría de referentes senior.
“En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro”, afirmó Victoria Traverso, Gerente Corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.
Las empresas Naturgy y Trafigura mejoraron sus ofertas económicas, respecto de las que habían presentado el lunes 13 (Sobre 2) en la licitación convocada por la Secretaría de Energía para definir quien se adjudicará, y a que costo tarifario (fee) por Millón de BTU, la importación de GNL para satisfacer la mayor demanda interna durante el invierno.
El lunes Trafigura realizó una oferta de U$S 4,91 el MBTU y Naturgy de U$S 4,95, que fueron evaluadas por ENARSA habida cuenta de que se planteó así una suerte de empate técnico.
En sus nuevas propuestas económicas Naturgy ofertó U$S 4,50 por MBTU, en tanto que Trafigura cotizó U$S 4,57 el MBTU. Ahora, Energía vuelve a evaluar para resolver la adjudicación. Sería el 21/4.
Se estima que será necesario importar el cargamento de unos 20 buques. El GNL será regasificado en la planta flotante situada en el puerto de Escobar (Buenos Aires) e inyectado en el sistema de transporte troncal en el arranque de mayo.
Desde 2008 esta operatoria estuvo a cargo de la estatal ENARSA, cuyas actividades el gobierno esta desguazando. No obstante, esta empresa encaró una última compra de GNL, sería el cargamento de dos buques, mientras el operador privado arranque con su tarea.
El gobierno busca así dejar sin efecto el subsidio estatal a esta importación, y que la demanda pague el costo pleno del GNL.
Habrá que ver cual es la incidencia final en las facturas considerando el costo adicional por la aplicación de la tarifa (fee) del operador, en un contexto internacional de muy fuerte suba del precio de este insumo (en torno a los U$S 20 el MBTU), provocado por la crisis de provisión que está ocurriendo desde países de Medio Oriente (Estrecho de Ormuz), desde los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán.
Argentina ya conoce las tres empresas que buscan quedarse con las acciones que el Estado Nacional posee en CITELEC, sociedad controlante de Transener, la mayor transportista eléctrica en alta tensión del país y una valuación estimada de USD 206 millones.
Los oferentes que presentaron sus propuestas ayer jueves 14 de abril son Genneia junto al Grupo Edison (mediante Edison Transmisión), Central Puerto SA y la distribuidora Edenor, con el objetivo de hacerse con los activos de la compañía que administra más de 12600 kilómetros de líneas en 500 kV y más de 160 estaciones transformadoras en todo el territorio argentino.
La red involucrada incluye a la subsidiaria Transba y constituye el eje fundamental del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con una extensión de 3700 kilómetros entre el norte y el sur.
La operación se inscribe dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA), en línea con la estrategia oficial de reducir la participación pública en el sector. En tanto que las ofertas económicas se revelarán en menos de tres semanas y la adjudicación está prevista para junio.
¿Quiénes son las empresas que compiten?
Genneia, la mayor generadora renovable del país (1580 MW instalados + 170 MW solares y 40 MW BESS en construcción) y cuyo presidente es el empresario y ex-presidente de River Plate, Jorge Brito, se alió con el Grupo Edison para competir en esta instancia, bajo la nómina de Edison Transmisión.
El Grupo Edison es el holding energético creado el año pasado por los hermanos Juan y PatricioNeuss, en asociación con Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, referentes del grupo Newsan, uno de los mayores fabricantes de electrónica en Tierra del Fuego.
El holding mencionado ya ha dado a conocer una estrategia de rápido crecimiento por la prevé realizar inversiones en infraestructura energética por USD 300 millones en los próximos años. Incluso, durante el 2025 se quedó con la concesión de las grandes centrales hidroeléctricas Alicurá y Cerros Colorados, que entre sí suman más de 1500 MW de capacidad.
Además, el Grupo Edison ya compró a la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPSA en Mendoza, por lo que su participación por Transener no sorprende en el sector.
La segunda oferta llegó de la mano de Central Puerto, otra de las grandes energéticas del país que se encuentra en plena expansión y que, en materia de transición energética posee +570 MW renovables operativos y 126 MW ERNC en construcción.
En 2025, la compañía también fue una de las ganadoras de lalicitación de baterías AlmaGBA con 205 MW BESS en dos proyectos y resultó adjudicataria de la concesión para continuar operando la hidroeléctrica Piedra del Águila, de 1440 MW de capacidad.
Asimismo, lleva adelante estudios técnicos, económicos y ambientales para un proyecto de transmisión de 140 km (posibilidad de ampliarse hasta 350 km), que prevé abastecer entre 400 y 450 MW de potencia para varios proyectos mineros ubicados entre el norte de Salta y Catamarca con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Mientras que días atrás anunció la compra de la petrolera Patagonia Energy para desembarcar en Vaca Muerta.
Edenor completa la lista de oferentes, aunque su participación requiere de una autorización expresa del Poder Ejecutivo, a pesar de tratarse de la mayor distribuidora de energía eléctrica de la Argentina en términos de cantidad de clientes y electricidad vendida (abarca 4.637 km2).
¿Por qué? Debido a las limitaciones de la Ley 24065 (Régimen de la Energía Eléctrica), el grupo liderado por los empresarios Vila, Manzano y Filiberti deberá esperar el aval oficial para poder operar activos de transmisión eléctrica.
Colombia publicó el Decreto N° 0393/2026, que por primera vez define los lineamientos para integrar los sistemas de almacenamiento de energía (SAE), tanto en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) como en las Zonas No Interconectadas (ZNI).
El nuevo marco no solo habilitó la incorporación de estas tecnologías, sino que además definió su rol dentro de la planificación y abrió la puerta a su remuneración en el mercado eléctrico, un aspecto clave para destrabar inversiones en este segmento.
“Hoy Colombia da un paso estructural hacia la confiabilidad energética. No es un decreto más, es el habilitador que faltaba”, afirmó el director de Energía del Ministerio de Minas y Energía, Diego Fernando Román.
En términos regulatorios, el decreto estableció las condiciones para la incorporación y remuneración de los SAE, consolidando su reconocimiento como infraestructura estratégica dentro del sistema energético
La medida marcó un cambio de etapa para el sector eléctrico colombiano, que pasó de una discusión conceptual a una fase de implementación concreta, en un contexto de creciente penetración renovable que exige mayor flexibilidad operativa.
La normativa, por ende, ingresa en un momento clave para el país, ya que actualmente Colombia supera los 3000 MW de capacidad solar instalada, con proyectos utility scale cada vez más relevantes dentro de la matriz, lo que incrementa la necesidad de flexibilidad operativa para gestionar la variabilidad de estas fuentes.
En paralelo, el pipeline renovable ya alcanza 4200 MW en desarrollo, aunque el propio sistema reconoce que aún serán necesarios al menos 6000 MW adicionales para cubrir la demanda futura y garantizar confiabilidad, lo que profundiza la necesidad de soluciones como el almacenamiento.
Además, la normativa reconoce servicios clave como regulación de frecuencia, control de tensión, respuesta rápida y arranque autónomo, fundamentales para la estabilidad operativa del sistema
A esto se suma la posibilidad de realizar arbitraje energético, permitiendo optimizar costos mediante la gestión de precios en distintos momentos del día.
El impacto del decreto cobró especial relevancia en las Zonas No Interconectadas, donde el almacenamiento puede modificar la lógica de prestación del servicio eléctrico, mejorando la continuidad y ampliando soluciones tecnológicas disponibles.
A su vez, el marco regulatorio estableció una hoja de ruta concreta para su implementación, con señales claras para el mercado.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá definir los esquemas de remuneración en un plazo máximo de 12 meses, mientras que la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y el Ministerio integrarán estas tecnologías en los planes de expansión
El decreto también contempló un mecanismo de respaldo que habilita al Ministerio a avanzar en caso de demoras regulatorias, asegurando la implementación efectiva.
En paralelo, Colombia avanzó con la Resolución 40178 de 2026, que define las reglas generales para la implementación de mecanismos de contratación a largo plazo de energía limpia, introduciendo un cambio estructural en el mercado eléctrico.
A diferencia del decreto —que establece lineamientos de política pública para la integración de los SAE—, esta resolución actúa sobre el diseño de mercado, habilitando la participación del almacenamiento dentro de esquemas competitivos como las subastas.
El nuevo marco permite contratos de largo plazo —de hasta 15 años— y amplía el alcance de las subastas al integrar no solo generación, sino también almacenamiento como parte de soluciones energéticas, lo que modifica la lógica tradicional del mercado eléctrico colombiano.
De hecho, las últimas señales regulatorias muestran que los sistemas BESS comienzan a ser un requisito o un diferencial competitivo dentro de las subastas, en línea con la necesidad del sistema de contar con capacidad firme y gestionable.
Ambos instrumentos, aunque diferentes en su naturaleza, resultan complementarios: mientras el decreto habilita, ordena y define el rol del almacenamiento en el sistema eléctrico, la resolución crea condiciones de mercado para su desarrollo y financiamiento.
El sistema eléctrico peruano registró en marzo de 2026 un incremento extraordinario en los pagos por transferencias de energía activa, que superaron los 510 millones de soles, cuadruplicando el promedio de los últimos tres años (101 millones de soles).
El dato, publicado en el informe preliminar del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), refleja el impacto directo de la interrupción del suministro de gas natural sobre la operación del mercado eléctrico.
Este aumento en los pagos entre generadores ocurre en paralelo a un fuerte incremento en los costos de generación, que llevó los precios spot por encima de los 250 dólares por MWh, superando los valores habituales del sistema, por lo que la reducción en la disponibilidad de gas obligó a reemplazar generación eficiente por tecnologías más costosas, trasladando ese impacto directamente a las liquidaciones del mercado.
Se trata de los pagos que se realizan entre los participantes del Mercado Mayorista Eléctrico como resultado de la valorización de las inyecciones y retiros de energía. En este esquema, cualquier desviación respecto del despacho económico óptimo —como ocurrió en marzo— incrementa las diferencias entre agentes y, por ende, los montos a compensar.
Brendan Oviedo Doyle, socio de DLA Piper, advirtió que “el monto total de transferencias asciende a más de 510 millones de soles, como resultado directo de la interrupción del suministro de gas natural”, vinculando de forma directa el evento operativo con el resultado económico del sistema.
El informe del COES detalla que durante marzo el sistema operó bajo condiciones de estrés, registrando congestiones en la red de transmisión y restricciones en equipos críticos como los transformadores de las subestaciones Independencia y San Nicolás. Estas limitaciones generaron rentas por congestión y obligaron a modificar el despacho, incrementando los costos marginales de corto plazo.
A esto se sumó la necesidad de redistribuir el gas natural disponible entre generadores térmicos, mediante mecanismos excepcionales basados en contratos y criterios de eficiencia. Este proceso alteró las inyecciones reconocidas a cada agente, impactando directamente en la valorización de las transferencias y en los pagos finales entre empresas.
El impacto económico se distribuye entre los principales actores del sistema, incluyendo empresas como Kallpa Generación, Engie Energía Perú, Fenix Power, Electroperú, Celepsa y Enel Generación Piura. Estas compañías participan en un esquema que combina generación, contratos de suministro y respaldos entre participantes, lo que amplifica las compensaciones económicas en escenarios de operación restringida.
El informe también identifica contratos cruzados y esquemas de respaldo entre generadores, donde múltiples empresas cubren una misma demanda, incrementando la magnitud de los pagos cuando el sistema se aparta de su operación habitual.
Asimismo, se registraron inconsistencias en la información declarada por algunos participantes, lo que obligó al COES a utilizar criterios técnicos provisionales para asignar consumos y retiros. Se detectaron discrepancias entre generadores como Electroperú y Eghuallaga, así como consumos no declarados que debieron ser incorporados al cálculo de las transferencias.
Estos ajustes reflejan un nivel elevado de incertidumbre operativa y contribuyen a la volatilidad de los pagos dentro del mercado.
En paralelo, la crisis volvió a poner en evidencia la necesidad de diversificar la matriz eléctrica y fortalecer su resiliencia. El episodio reactivó el debate sobre la incorporación de energías renovables y sistemas de almacenamiento, especialmente en un sistema altamente dependiente del gas natural.
De hecho, el informe ya muestra la participación de almacenamiento energético, con sistemas BESS en Chilca y Kallpa integrados a la operación mediante esquemas de vinculación con centrales hidroeléctricas. Estos activos incorporan nuevas dinámicas en el mercado al registrar tanto inyecciones como consumos en la valorización de transferencias.
«La interrupción del suministro de gas natural vuelve a evidenciar un sistema eléctrico abandonado. Incluso hay reglamentos pendientes de la Ley N° 32249 hace más de un año», manifestó Oviedo Doyle.
“Existe una falta total de siquiera considerar cambios regulatorios para el reconocimiento de potencia y el arbitraje de energía de sistemas de almacenamiento (BESS). La inacción regulatoria está trasladando el riesgo sistémico directamente a las empresas, generando sobrecostos y afectando la predictibilidad que exige cualquier decisión de inversión. Desafortunadamente, esto no es sostenible en el tiempo”, agregó.
Finalmente, el diagnóstico apunta a una debilidad en la conducción del sector energético, ya que bajo la mirada del especialista, la demora normativa responde a un problema de «priorización, conducción y ejecución», más que de complejidad técnica.
«Nuestra política energética tiene más de 15 años sin actualización y la falta total de un plan energético implementable”, concluyó.
TDDL inicia su ingreso al mercado argentino con una estrategia orientada a consolidarse en proyectos vinculados a la transición energética, la ampliación del sistema eléctrico y la modernización de infraestructura, aprovechando un contexto favorable impulsado por el crecimiento de las energías limpias y la necesidad de robustecer las redes.
“Contamos con más de 15 años de experiencia en América Latina y Argentina representa un mercado altamente estratégico para TDDL dentro de la región. Vemos a Argentina no solo como un mercado doméstico con alto potencial, sino también como una plataforma clave para la expansión regional a largo plazo”, aseguraron desde TDDL en diálogo con Energía Estratégica.
Uno de los ejes centrales de esta estrategia es la alianza con LH Energy, empresa internacional de desarrollo de negocios con más de 15 años de experiencia en distintos mercados, que se especializa en soluciones de cadena de suministro internacional y desarrollo de proyectos EPC en energía e infraestructura.
LH Energy conecta fabricantes globales, inversores y socios estratégicos para optimizar tecnología, costos y tiempos de ejecución. Por lo que la alianza con TDDL permitirá acelerar la inserción en el mercado y mejorar la ejecución de proyectos.
“La alianza con LH Energy representa un paso estratégico para fortalecer nuestra presencia local y capacidades de ejecución en Argentina. Al combinar la experiencia tecnológica y capacidad global de suministro de TDDL con el profundo conocimiento del mercado local y la experiencia en ejecución de proyectos de LH Energy, podemos ofrecer soluciones más ágiles, localizadas y de alto valor”, indicaron desde TDDL.
El desembarco se apoya en un modelo de largo plazo basado en alianzas, adaptación con normas técnicas y marcos regulatorios, desarrollo de capacidades locales, provisión de soluciones de ingeniería personalizadas y soporte técnico dedicado.
Su portafolio integral incluye sistemas de cables de Baja Tensión (BT), Media Tensión (MT) y Alta Tensión (AT), así como soluciones de cableado subterráneo, en pos de apoyar la creciente demanda de energías renovables mediante soluciones integradas para proyectos eólicos, solares y de almacenamiento de energía.
“Nuestros servicios también incluyen ingeniería, provisión y soporte técnico, adaptados a los requerimientos específicos de desarrollos de infraestructura complejos. Vemos un fuerte potencial en este mercado y estamos comprometidos a convertirnos en un socio confiable de largo plazo para utilities, contratistas EPC y desarrolladores de energías renovables”, complementaron desde la compañía.
En ese sentido, identifican crecimiento en renovables, desarrollo de sistemas de almacenamiento BESS, refuerzo de la infraestructura de transmisión y electrificación de sectores industriales y urbanos.
La participación en licitaciones energéticas también forma parte del plan de expansión en el país y la región, dado que la continuidad del Mercado a Término (MATER) y la convocatoria AlmaSADI para 700 MW BESS aparecen como oportunidades para insertarse en proyectos de gran escala.
En ese contexto, sostienen que “TDDL puede desempeñar un rol crítico como proveedor confiable y socio técnico en estas licitaciones”, aportando “sistemas de cables de alto rendimiento adaptados a proyectos renovables y de transmisión”.
Estrategia regional y objetivos hacia 2026
Asimismo, la compañía proyecta un crecimiento sostenido en América Latina, con Argentina como uno de los mercados prioritarios dentro de su hoja de ruta, con la mirada puesta en consolidarse como proveedor clave en infraestructura energética.
“En Argentina específicamente, buscamos establecer una fuerte presencia local, participar en grandes proyectos de infraestructura y energías renovables, y construir relaciones de largo plazo con los principales actores del sector”, subrayaron desde TDDL.
“El ingreso y consolidación en Argentina es una prioridad clave para TDDL. Actualmente estamos trabajando en el desarrollo de una estructura comercial y operativa sólida, incluyendo alianzas locales y participación en proyectos, para asegurar un crecimiento sostenible y de largo plazo en el mercado”, concluyeron.
El Gobierno deberá resolver entre este miércoles y, a más tardar, el jueves por la mañana si adjudica a un agregador privado la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir la demanda del invierno. La definición llegará luego de que este miércoles por la mañana se abran las ofertas finales de Trafigura y Naturgy, las dos compañías que continúan en carrera en la licitación en cabeza de Enarsa.
El proceso entró en una instancia de desempate —tal como adelantó este medio el lunes— luego de que en la primera ronda, realizada el lunes, la diferencia entre ambas propuestas fuera inferior al 1 por ciento. En concreto, Trafigura ofertó una prima de US$ 4,91 por millón de BTU sobre el precio del gas en Europa (TTF), mientras que Naturgy presentó una oferta apenas superior, de 4,95 dólares.
Cammesa licitó la compra de 150.000 m3 de gasoil para generar electricidad.
Este miércoles se conocerán las mejoras de ambas compañías y, con esos números sobre la mesa, el Gobierno definirá si adjudica a un privado la importación y comercialización del GNL para los meses de frío o si, en un contexto de alta volatilidad internacional, decide mantener esa tarea bajo la órbita de la estatal.
Primas competitivos en un contexto adverso
De un relevamiento realizado entre altos directivos del mercado de gas —productores, comercializadores y distribuidores— y especialistas del sector se desprende que existe un consenso extendido respecto de que las primas ofertadas por ambas compañías resultan competitivas en el contexto actual, marcado por la suba del petróleo y sus derivados y por el aumento de los riesgos operativos.
A la espera de esa definición, la estatal Enarsa avanzó en paralelo este martes con un primer tender para importar dos cargamentos de GNL con entrega prevista para la segunda quincena de mayo, con el objetivo de garantizar el suministro en caso de que las temperaturas registren un descenso marcado durante el próximo mes.
De todos modos, esta compra puntual no es comparable con el proceso licitatorio en curso para seleccionar un agregador privado. En efecto, las primas que surjan del tender de Enarsa no pueden contrastarse directamente con las ofertas de Trafigura y Naturgy, ya que estas últimas incluyen costos adicionales que no recaen sobre la estatal. Entre ellos se destacan el costo de utilización de la terminal regasificadora de Escobar —valorizado en el pliego redactado por Enarsa en 98 millones de dólares—, gastos logísticos como remolcadores, componentes impositivos de los que Enarsa está exenta y los riesgos comerciales asociados a la colocación del gas en el mercado local.
Compras de gasoil para generación
Por su parte, Cammesa —la empresa encargada del despacho de energía— licitó esta semana la adquisición de 150.000 metros cúbicos de gasoil para recomponer los stocks de combustibles líquidos de cara al invierno.
Se trata de un período estacional en el que el parque de generación termoeléctrica opera durante los picos de demanda con combustibles alternativos —principalmente gasoil y, en menor medida, fuel oil— ante la falta de gas natural, que se redirecciona para abastecer la demanda prioritaria residencial.
La terminal regasificadora de GNL de Escobar, la única activa en la Argentina.
La operación de Cammesa funcionará, en los hechos, como un test del mercado para medir el nivel de precios del gasoil. En condiciones normales, el gasoil se importa tomando como referencia el precio del heating oil —principal indicador del diésel en Occidente— más una prima de entre 5 y 7 centavos de dólar por galón.
Sin embargo, a raíz de la escalada del conflicto en Medio Oriente, esos premios se dispararon. En las últimas semanas se registraron operaciones con primas de entre 30 y 70 centavos de dólar por galón, es decir, hasta diez veces por encima de los niveles habituales.
En ese contexto, Cammesa apunta a cubrir una parte de la demanda con gasoil proveniente del mercado doméstico. No obstante, las distorsiones de precios vigentes abren un interrogante sobre esa posibilidad.
En la práctica, el precio del gasoil en el mercado interno —con valores minoristas congelados durante las últimas semanas— se ubica hasta un 40% por debajo del precio de paridad de importación (import parity). Esa brecha se da, además, en un momento de alta demanda estacional del campo, impulsada por la cosecha gruesa, lo que incrementa la presión sobre el abastecimiento.
Las empresas vinculadas a Vaca Muerta obtuvieron el mayor volumen de financiamiento, mejores tasas y mayores plazos.
El mercado de capitales local mantuvo su rol como aliado financiero para el sector energético, y durante el primer trimestre de 2026, el segmento primario de Obligaciones Negociables (ON) en la Argentina registró colocaciones por un total de US$3.930 millones. Dentro de este volumen, el sector energético se consolidó como el principal demandante de financiamiento corporativo al captar US$1.848 millones, lo que representó el 47,03% del monto total emitido en el período.
Así se desprende de un informe financiero realizado por RICSA Alyc para EconoJournal en el que se destaca que si bien el volumen general del mercado mostró una retracción del 2% respecto al primer trimestre de 2025, la industria energética incrementó su liderazgo en la captación de capitales para el desarrollo de infraestructura y producción.
Este protagonismo sectorial se destaca por su alta eficiencia en la captación de recursos: el volumen de US$1.848 millones fue capturado por apenas 11 series, las cuales representaron solo el 20% de la cantidad total de emisiones del trimestre.
Durante 2025, el sector de la energía cerró un ciclo de dinamismo histórico movilizando más de U$S10.500 millones a través de 80 emisiones de ONs. Este volumen, que representó casi el 30% del financiamiento corporativo total del año, se caracterizó por una fuerte aceleración tras las elecciones legislativas de octubre, permitiendo que apenas cinco grandes empresas concentraran el 68% del financiamiento total del sector.
Los indicadores del primer trimestre de 2026 confirman la profundización de la tendencia observada hacia fines del año pasado en materia de concentración y calidad crediticia. Mientras que el cierre de 2025 mostró una extensión de los plazos y una mejora progresiva en las condiciones de financiamiento , el inicio de 2026 ratifica este proceso con una industria energética que ahora captura el 47% del volumen total.
El informe reseñó que a diferencia de la mayor atomización de emisoras registrada a comienzos de 2025, la dinámica actual valida la selectividad del mercado, que continúa priorizando instrumentos de gran tamaño y moneda dura para proyectos estratégicos de infraestructura.
Un comienzo de año de menores tasas y mayores plazos
En términos globales, el mercado registró 55 series emitidas entre enero y marzo de 2026, lo que significó una caída del 30% en la cantidad de instrumentos respecto al primer trimestre de 2025. Estos datos evidencian una marcada tendencia hacia la concentración del financiamiento en instrumentos de mayor tamaño y emisores de primera línea, una dinámica que se profundizó respecto al balance de cierre del año pasado.
La estructura de las colocaciones ratifica la vigencia del «hard dollar» como moneda de preferencia para la industria. El 90,9% de las emisiones del sector se canalizó en dólares estadounidenses. Esta preferencia responde a la necesidad de las operadoras de calzar sus pasivos con flujos de ingresos mayoritariamente dolarizados, una estrategia recurrente en las empresas con perfil exportador o vinculadas a la actividad en Vaca Muerta.
En términos de costos, el mercado validó una compresión de tasas para los créditos más robustos. La tasa promedio de financiamiento en dólares para el sector se ubicó en el 7,94% TNA , lo que representa una mejora frente al 10% promedio ponderado observado en el primer trimestre de 2025. Esta dinámica sugiere condiciones de financiamiento más favorables para los emisores de referencia en la plaza local.
Sin embargo, el informe de RICSA destaca una importante dispersión intra-sectorial, donde el spread alcanzó los 600 puntos básicos. Mientras que emisores como Pampa Energía lograron financiarse con tasas del 5% TNA, otras compañías como Crown Point debieron convalidar tasas del 11%. Esta brecha indica una discriminación crediticia cada vez más activa de los inversores, basada en el perfil de riesgo y flujo de cada compañía.
Las compañías que protagonizaron el trimestre
YPF volvió a ser el actor dominante del trimestre, absorbiendo US$711 millones a través de sus distintas series. La petrolera no solo lideró en volumen, sino que también contribuyó a la extensión de los plazos de la curva de crédito, con colocaciones que alcanzaron una duración de 97,1 meses. Esta capacidad de captar capital a largo plazo es fundamental para el sostenimiento de inversiones intensivas en infraestructura.
Detrás de la petrolera estatal se ubicaron Pan American Energy (PAE) con US$375 millones y Pampa Energía con US$200 millones. Para los analistas es destacable el caso de PAE, que logró colocar deuda al plazo más extenso del trimestre, alcanzando los 133,9 meses de duración con una tasa del 8%. Estas condiciones reflejan una maduración del mercado local, que ofrece horizontes temporales superiores a los 11 años.
El segmento del midstream también mostró actividad relevante a través de Oleoductos del Valle (Oldelval), que captó US$110 millones a una tasa del 7%. El financiamiento de este subsector es clave para los proyectos de evacuación de crudo. En contraste, otras empresas vinculadas al sector energético, como Edenor y CGC, debieron convalidar tasas del 10% TNA para plazos más acotados.
En cuanto a la dinámica mensual, el promedio por emisión en el sector energético se situó en US$168 millones. Esta cifra es sensiblemente superior al promedio general del mercado de ON, que fue de US$71,5 millones. Estos datos confirman que la energía opera en una escala de financiamiento que tracciona los indicadores globales del mercado primario en el medio local.
La distribución de tasas por emisor también revela que la mayoría de las colocaciones de referencia se concentraron en el rango del 5% al 7%. No obstante, la diferenciación ya no responde únicamente al tamaño de la empresa, sino también al subsector, el perfil de flujos y el historial de acceso al mercado. Esto posiciona a los inversores en un rol más selectivo frente a la oferta de deuda corporativa.
El análisis subraya que el sector energético diversificó sus subsectores de emisión, abarcando desde exploración y producción (E&P) hasta generación y distribución. Esta amplitud de emisores permite consolidar una curva de crédito propia para la industria en la Argentina, con plazos que en casos líderes superan la década.
El inicio de 2026 ratifica que la energía es el principal demandante de financiamiento estructural en la Argentina. Con una fuerte dolarización y una compresión de tasas para los principales actores, el mercado de capitales se consolida como la herramienta central para financiar la expansión de la infraestructura energética nacional.
La integración energética entre Chile y Argentina vuelve a ocupar el lugar que siempre debió tener: el de un espacio de colaboración estratégica, de beneficios compartidos y de construcción de confianza entre dos países llamados naturalmente a complementarse. Los avances recientes en el comercio de petróleo y gas muestran que, cuando existe visión de largo plazo y voluntad de cooperación, la energía se transforma en un puente y no en una frontera.
Un ejemplo es el acuerdo de suministro de petróleo firmado por ENAP con productores argentinos de Vaca Muerta por un monto de US$12.000 millones, con vigencia hasta 2033. Este acuerdo contempla volúmenes de hasta 70 mil barriles por día y se apoya en el Oleoducto Trasandino: una infraestructura construida en la década de los 90 que estuvo inactiva durante 17 años y que hoy vuelve a cumplir su propósito original, conectando ambos países de manera eficiente.
Para Argentina, significa ampliar su capacidad de exportación, diversificar mercados y consolidar una salida hacia el Pacífico. Para Chile implica mayor seguridad de abastecimiento y menores costos logísticos. Es un caso de integración que genera valor a ambos lados de la cordillera.
En gas natural, el potencial de cooperación es igualmente profundo. En esa misma línea, también se observan señales muy concretas desde la industria. En su último reporte al mercado, Methanex destacó que la planta Chile I operó a plena capacidad durante todos los meses de invierno del hemisferio sur, marcando la primera vez en más de diez años que logra sostener esas tasas en dicho período, apoyada por gas proveniente de Argentina.
Argentina cuenta con recursos abundantes y una capacidad creciente, mientras que Chile necesita energía limpia, segura y competitiva para su industria, su sistema eléctrico y su minería. Existen gasoductos ya construidos en la Región de Magallanes, en el centro, en el centro-sur y en el norte de Chile, con capacidad disponible para aumentar flujos en función de la demanda.
Alejandro Larrive llamo a reconstruir confianzas, romper inercias y animarse a pensar la energía como un proyecto común.
Desde el punto de vista económico y ambiental, el gas natural puede cumplir un rol relevante en una transición energética ordenada y realista, especialmente si permite reducir el uso de combustibles más caros o con mayor huella de carbono.
Por su parte, Chile cuenta con un abundante recurso solar en el norte del país. Sin embargo, ante la falta de sistemas de transmisión que permitan evacuar esta energía a los principales puntos de consumo, gran parte de esa energía se debe verter y, por ende, se pierde. Es aquí donde otra infraestructura que permite la integración energética entre ambos países juega un rol clave: la línea de transmisión eléctrica InterAndes, de propiedad de AES Andes.
Se trata de una línea de transmisión de 345 kV entre la subestación Andes en Chile y la subestación Cobos en Argentina. Los intercambios eléctricos permiten optimizar el uso de recursos entre ambos países. Esta línea tiene un alto potencial para incrementar los niveles de exportación e importación de energía entre ambos países.
El pasado dejó aprendizajes difíciles. Los cortes de suministro de gas entre 2005 y 2009 golpearon la confianza y tuvieron impactos relevantes en la economía chilena. Pero mirar hacia adelante también implica reconocer que el contexto ha cambiado. Hoy existe una convergencia genuina de intereses: Argentina busca mercados estables y previsibles para su producción creciente, y Chile necesita diversificar y fortalecer su seguridad energética.
Persisten desafíos regulatorios y de mercado. En Argentina, los precios del gas aún están parcialmente condicionados por esquemas que introducen rigideces y limitan ciertas señales competitivas. En Chile, en tanto, los menores precios del gas argentino todavía no han permeado plenamente a las cuentas de los hogares ni a los costos energéticos de las pequeñas industrias.
Sin embargo, a medida que Argentina siga desarrollando más producción y ampliando la infraestructura de transporte, es esperable que estas restricciones se vayan flexibilizando y que el mercado avance gradualmente hacia una mayor liberalización, facilitando acuerdos más eficientes y de largo plazo.
El verdadero desafío no es técnico ni de recursos, es reconstruir confianzas, romper inercias y animarnos a pensar la energía como un proyecto común. La integración energética entre Chile y Argentina no es solo una oportunidad comercial; es una oportunidad para profundizar la relación entre dos países vecinos, generar desarrollo compartido y demostrar que trabajando juntos el todo puede ser mucho más que la suma de las partes.
Desde la Cámara Chileno Argentina de Comercio trabajamos para impulsar iniciativas y acuerdos de largo plazo que fortalezcan la confianza, aporten estabilidad y generen beneficios concretos a ambos lados de la frontera, convencidos de que una mayor integración energética es clave para el desarrollo de Chile y Argentina.
(*) Vicepresidente Cámara Chileno Argentina de Comercio
AES Chile anunció el inicio de operaciones de Andes Solar III, ubicado en la Región de Antofagasta, continuando con el desarrollo de su Hub Andes Solar, uno de los más grande de Latinoamérica en su tipo, y que considera a la fecha una inversión total que supera los USD 1300 millones.
Andes Solar III corresponde a una planta solar de 171 MW de capacidad instalada y un sistema de almacenamiento en baterías (BESS) de 171 MW por 3 horas, lo que permite aportar energía renovable y flexible al Sistema Eléctrico Nacional.
Y con la suma de esta nueva fase, el complejo alcanza un total de 692 MW fotovoltaicos y 510 MW de storage.
El CEO de AES Andes, JavierDib, destacó que «el ingreso a operación comercial de Andes Solar III nos llena de orgullo y marca un hito clave en nuestra trayectoria, consolidando nuestro Hub Andes Solar como el más grande de Latinoamérica, lo que nos permite consolidar un ciclo estratégico en nuestra transformación».
«Seguimos avanzando con nuestro equipo en la construcción de más de 2000 MW que iniciarán operación comercial entre 2026 y 2027, lo que constituye una señal clara de la confianza de AES en Chile como una plataforma sólida y competitiva para continuar invirtiendo en energías renovables. Seguiremos aportando con eficiencia y responsabilidad al sistema eléctrico, reafirmando nuestro compromiso de largo plazo con el desarrollo energético sostenible de Chile», agregó.
La energía renovable proveniente de las operaciones del Hub Andes son equivalentes al consumo de cerca de 800000 hogares, constituyéndose como un elemento clave para facilitar la descarbonización del Sistema Eléctrico Nacional.
Este aporte se ve reforzado por una infraestructura de transmisión, donde la Subestación Andes se posiciona como un punto clave en el norte y como conexión de la única línea de transmisión eléctrica internacional entre Chile y Argentina (InterAndes).
Con este hito, AES Andes reafirma su compromiso con la transición energética del país, impulsando soluciones que combinan energías renovables y almacenamiento para avanzar hacia un sistema eléctrico más seguro y eficiente.
La obsolescencia del marco regulatorio de la distribución derivó el año pasado en la creación de dos instancias de trabajo que bajo objetivos distintos estudiaron cómo debería incorporarse la comercialización de energía.
En la mesa del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI), de acuerdo con RodrigoMoreno, profesor de la Universidad de Chile y director del Centro de Energía ENLACE, recomendaron avanzar gradualmente hacia la apertura de clientes regulados, incorporar la figura del comercializador puro y fomentar mayor transparencia y comparabilidad entre distintas opciones de suministro que puede tener un cliente, así como el empoderamiento del usuario final.
Mientras, el panel de expertos, del cual también él formó parte, no consideró prioritario en el corto plazo avanzar en reformas legales para la comercialización, sino que más bien en medidas administrativas para favorecer la libre elección del suministrador, básicamente evaluar la pertinencia de una nueva reducción del umbral de potencia.
En este contexto, el webinario sobre suministro y comercialización que organizó la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) discutió sobre la necesidad de llevar a cabo algunas de estas reformas sugeridas por los expertos.
La visión de la CEO de CopecEmoac, VanniaToro, es que existe una coincidencia en el diagnóstico inicial, pero que está limitado solamente a un segmento de clientes que son los clientes libres que pueden ser atendidos por empresas comercializadoras, “pero todavía no es masivo y para eso se requiere avanzar en la regulación”.
Según, Miguel Iglesias, CEO de Energyasset, faltaron varios temas que poner en discusión y que el mercado eléctrico se debe mirar de una manera más estratégica. “El desafío es avanzar en independencia energética y en el proceso de electrificación. Tenemos que retomar la visión de regulación con más elementos de mercado”.
Por su lado, SebastiánNovoa, CEO de Evol y vicepresidente de ACEN, señaló que “la solución para el tema tarifario, para la participación de los MED, para la granularidad tarifaria y el costo reflectivo es la comercialización. Regulando la comercialización de alguna forma que se permita que ocurra bien y que esto llegue a los consumidores finales avanzamos en todas estas líneas al mismo tiempo”.
Para Novoa, el camino de bajar el límite de la potencia si bien es positivo no permite que se llegue a todos los usuarios finales, mientras que para Toro si bien es un mecanismo para abrir el mercado, no es suficiente per se. “Efectivamente tiene que estar acompañada de ciertas medidas de información. Al respecto, hace un tiempo la Fiscalía Nacional Económica entregó una serie de recomendaciones como el acceso a la información que deber ser transparente, comparable, así como resguardos que tienen que ver con los clientes más vulnerables. Eso sí tiene que ir por el ámbito regulatorio”, enfatizó la ejecutiva.
No es una tarea trivial, de acuerdo a Moreno, hacer una reducción del límite de la potencia de forma importante porque hay que tomar una serie de medidas adicionales para que la competencia llegue finalmente como beneficio al cliente final.
“Esto requiere un músculo importante de parte de la autoridad porque cada vez que estamos haciendo licitaciones por contratos regulados hacia el futuro estamos “matando” el negocio de la comercialización que eventualmente se podría abrir. Debiésemos atrevernos a hacer el esfuerzo”, sostuvo.
Además, la regulación para Moreno tiene que hacerse cargo de la relación muy asimétrica entre potenciales oferentes para que la competencia sea lo más justa posible y pueda beneficiar al consumidor. “Hay un incumbente que obviamente tiene una posición distinta a la de los comercializadores que no tienen el negocio de la red”.
Precios
Finalmente, los panelistas coincidieron en que habrá alzas relevantes en los precios de la energía debido a la guerra en Medio Oriente porque tenemos una matriz diversificada y múltiples tecnologías.
“En vez de alzas en las tarifas, vamos a tener un aplanamiento de la curva donde quizás los costos marginales que han estado cercanos a cero desde Temuco hasta Arica en el horario día van a subir algo y esa energía que se esté desplazando en la noche va a ir bajando y vamos a tener un escenario de precios spots bastante más controlados”, subrayó Iglesias.
Novoa concuerda con esta visión y añadió que “hoy se da un coyuntura y efectivamente nos vamos a ver poco afectados principalmente porque hay una cantidad de gas en Argentina que es muy importante y que no puede salir al exterior, por lo tanto, se forma un precio local de gas que solo puede ser exportado hacia Chile.
«Mientras Argentina no tenga una licuefacción de ese gas y se acople su precio local al mercado internacional, no debiera haber mayores problemas. Sí creo que puede impactar en términos de volatilidad por el hecho de que en momentos de estrechez se tenga que despachar diésel caro. En el corto plazo en principio no debiese haber tanto impacto en el nivel de precios de contratos futuros, tal vez de contratos muy cortos sí”, agregó.
Por su lado, Toro indicó que si el conflicto se alarga en demasía “podría poner presión sobre las cadenas de suministro de los minerales que son base para la transición energética y que el costo de construir estas nuevas tecnologías podría tener algún efecto sobre el precio”.
El GAPP presentó los resultados de su último monitoreo trimestral de actividad PyME Industrial
El GAPP, la red de colaboración estratégica conformada por empresas nacionales que desarrollan, producen y comercializan equipamiento y servicios técnicos para las industrias del Oil & Gas, presentó los resultados de su último monitoreo trimestral de actividad PyME Industrial, correspondiente al período enero-marzo de 2026.
El informe, basado en una muestra de 160 empresas socias, presenta una leve recuperación en el nivel de actividad, reflejado en una mejora en la capacidad ociosa, aunque en un contexto donde persisten desafíos vinculados a la competitividad estructural y las condiciones de mercado.
En términos productivos, más de la mitad de las empresas (52%) opera actualmente con niveles de ociosidad bajos o nulos, una mejora significativa respecto del 34% registrado al cierre de 2025. A su vez, los niveles críticos de capacidad ociosa (superiores al 50%) se redujeron del 16% al 10%, dando cuenta de una mayor utilización de la capacidad instalada en el entramado industrial.
Empleo en el sector de Oil&Gas
En materia de empleo (un indicador clave dentro de este segmento), el relevamiento indica que el 47% de las empresas se vio afectada en relación a su dotación de personal, donde el 31% de las empresas debieron incurrir en despidos, el 15% debió realizar reducciones de jornada y solo un 1% suspensiones. En relación a las perspectivas de contratación se observa una leve mejora, dado que el 66% de las empresas no cancelaron ingresos previstos de personal, marcando un cambio respecto de la tendencia registrada a fines de 2025 (30% en aquella oportunidad).
Datos del informe del GAPP
Desde el GAPP, su director ejecutivo, Leonardo Brkusic, señaló: “Los datos muestran una leve mejora en el nivel de actividad de las PyMEs industriales, aunque permanecen condiciones estructurales que las afectan en términos de competitividad y generan condiciones de desventaja frente a proveedores internacionales, en particular los asiáticos. Hoy el desafío es sostener la producción, y continuar potenciando y desarrollando las capacidades locales existentes, promoviendo el empleo y la inversión para generar y captar el valor agregado en el país. Si bien la producción de hidrocarburos está en alza, aún no ha comenzado el desarrollo masivo de obras que generen un repunte marcado de la actividad de perforación y construcción de facilidades que repercuta en los proveedores”.
A su vez, el ejecutivo señaló que “la incorporación de los proyectos de upstream e infraestructura asociada al Régimen de Incentivo a Granes Inversiones (RIGI) también genera preocupación en el sector, en cuanto incluye proyectos de plantas de tratamiento de crudo y gas, flowlines, y facilities en general, aumentando la brecha competitiva frente a jugadores que acceden a beneficios fiscales, cambiarios y aduaneros exclusivos, ahora también en la etapa de perforación y desarrollo de yacimientos. En la práctica esto vulnera la seguridad jurídica dado que cambia las reglas del segmento para los proveedores locales”.
El informe
En este sentido, el informe evidencia un cambio hacia una postura más moderada: mientras que el optimismo cayó del 60% al 48%, creció significativamente el grupo de empresas que se declara cauteloso frente a la evolución de proyectos estratégicos como Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura de GNL (VMOS, SESA, Argentina LNG) y las iniciativas presentadas bajo el RIGI.
Entre las principales preocupaciones del sector, la competitividad encabeza la agenda (80%), seguida por los niveles de actividad en Oil & Gas (70%) y minería (57%). A esto se suman problemáticas como los plazos de pago y la presión de importaciones, y preocupaciones de niveles de productividad debido a la baja demanda.
Este clima de expectativa también se percibe en el sector convencional, a la espera de que la situación se revierta en el mediano plazo. Durante la última reunión plenaria del GAPP, donde se reunieron 120 empresarios del sector, coincidieron en que comienza a observarse un incipiente movimiento en el avance o inicio de algunos proyectos, aunque aún por debajo de los niveles históricos.
En relación al mercado convencional, uno de los empresarios participantes manifestó: “Se está viendo una leve mejora y los proyectos empiezan a avanzar después del cimbronazo inicial de adjudicaciones de las áreas. Probablemente no volvamos a los niveles de actividad de años anteriores en el corto plazo, pero hay mucho por hacer. Hay pozos que necesitan reactivarse y oportunidades que el país no puede desaprovechar por falta de infraestructura, sobre todo en el contexto internacional actual. Lo positivo es que hay señales de que el sector podría ir consolidándose en los próximos meses”.
Proyectos de Oil&Gas
Desde el GAPP coinciden en que, a medida que los grandes proyectos de Downstream se concreten, esto repercutirá en mayor actividad Upstream en el sector. Cuando esto suceda, el grupo empresario espera que “el equipamiento y la tecnología a utilizar sea argentina y no extranjera, para evitar que las importaciones desplacen la capacidad, el know-how y los empleos generados en la industria nacional. De esta forma, se lograría que la mejora en la actividad PyME evidenciada en el último trimestre se sostenga y potencie a futuro”.
Desde su primera edición en 2018, más de 235 jóvenes ya formaron parte del programa
Pan American Energy (PAE), una de las mayores productoras de hidrocarburos del país, lanzó una nueva edición de su programa de Jóvenes Profesionales, una iniciativa orientada a atraer y desarrollar jóvenes talentos que quieran dar sus primeros pasos en la industria energética. Desde su primera edición en 2018, más de 235 jóvenes ya formaron parte del programa.
La propuesta está dirigida a graduados y estudiantes próximos a graduarse que busquen insertarse en un entorno dinámico, con desafíos concretos y oportunidades de aprendizaje continuo, formando parte de equipos que lideran el desarrollo energético en la Argentina y la región. Los interesados podrán inscribirse hasta el 4 de mayo en esta dirección.
Incorporación de jóvenes profesionales
PAE convoca a jóvenes de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, entre otras disciplinas, para sumarse a las áreas de Operaciones Upstream, Downstream y áreas Corporativas. Bajo la premisa “Una nueva temporada en tu desarrollo comienza”, la compañía propone una experiencia que conecta el talento joven con principales desafíos del negocio.
El programa comenzará en julio de 2026, tendrá una duración aproximada de un año
El programa
El programa comenzará en julio de 2026, tendrá una duración aproximada de un año y se llevará a cabo en distintas localidades del país donde la compañía tiene operaciones. Durante este período, los participantes se integrarán a equipos que trabajan en proyectos estratégicos, donde podrán involucrarse activamente en iniciativas clave para la operación y el crecimiento de la compañía.
Los jóvenes profesionales atravesarán distintas instancias de desarrollo, incluyendo rotaciones por áreas, participación en proyectos, acompañamiento de tutores y mentoría de referentes senior. Este enfoque busca potenciar sus capacidades y prepararlos para asumir a futuro posiciones de mayor responsabilidad dentro de la organización.
“En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro. Nuestro programa apuesta a formar profesionales integrales, con visión y liderazgo para anticiparse, desafiar lo establecido y dar forma a los desafíos que vienen”, afirmó Victoria Traverso, Gerente Corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.
Argentina dio un paso estructural en su política energética: el gobernador Alberto Weretilneck firmó el acuerdo que habilita el megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) en la costa rionegrina.
Una inversión estimada en USD 15.000 millones que conecta directamente a Vaca Muerta con los mercados globales. El proyecto instala a Río Negro como nodo logístico del gas argentino y consolida una infraestructura que permitirá exportar durante 30 años con dos buques de licuefacción operando en el Golfo San Matías.
El esquema incluye un gasoducto de 48 pulgadas desde Neuquén, un poliducto complementario, una planta de fraccionamiento en la costa y un régimen de estabilidad fiscal y seguridad jurídica para garantizar previsibilidad a inversores internacionales. La provincia aseguró condiciones de contratación local, estándares ambientales y un marco regulatorio diseñado para proyectos de escala global.
La arquitectura empresarial reúne a YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy, Golar LNG, Southern Energy (SESA) y San Matías Pipeline, en coordinación con los gobiernos de Río Negro, Neuquén y la Nación. La magnitud del consorcio confirma que el GNL argentino ingresa en una etapa industrial, con capacidad para competir en un mercado internacional que demanda contratos de largo plazo y volúmenes crecientes.
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El impacto económico para Río Negro supera los USD 490 millones en infraestructura, servicios y aportes directos, además de empleo calificado y una red de proveedores locales. Para el país, el proyecto es un punto de inflexión: abre la puerta a un nuevo vector exportador, complementa el desarrollo de Vaca Muerta y posiciona a la Norpatagonia como plataforma energética del Cono Sur.
La firma del acuerdo envía una señal de estabilidad y visión estratégica en un contexto global donde el gas mantiene demanda firme como energía de transición. Si Argentina completa la infraestructura crítica y sostiene reglas previsibles, el GNL puede convertirse en uno de los pilares de su balanza comercial en la próxima década.
El Gobierno nacional proyecta que Argentina alcanzará un superávit comercial de USD 60.000 millones entre energía y minería dentro de cinco años, impulsado por la expansión del petróleo, la entrada del gas natural al mercado global y el desarrollo del cobre.
La estimación fue presentada por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, durante el AmCham Summit 2026, donde afirmó que el país ya transita un ciclo de crecimiento exportador que podría acelerarse si se completan las obras de infraestructura críticas.
El cálculo parte de un superávit actual de USD 11.200 millones y se apoya en un salto productivo del sector energético. El Gobierno anticipa que la producción de petróleo superará el millón de barriles diarios en 2026, un hito que consolidaría a Argentina como exportador estructural.
En gas, la primera planta de licuefacción prevista para 2027 permitiría abrir un mercado global que hoy permanece cerrado por falta de infraestructura. La combinación de VMOS, ampliaciones de gasoductos y nuevas terminales marítimas es considerada clave para sostener el ritmo de crecimiento.
La minería aparece como el segundo motor del superávit proyectado. El cobre —con proyectos avanzados en San Juan, Catamarca, Salta y Mendoza— es señalado como el principal multiplicador de divisas hacia 2031. El Gobierno destacó que el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) ya tiene proyectos en ejecución y fue presentado como “una historia de éxito” para atraer capital de largo plazo. La demanda global de metales vinculados a la transición energética refuerza la expectativa oficial.
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La estrategia económica se apoya en un mensaje de desregulación: el Estado busca “correrse y dejar trabajar al sector privado”, con reformas en los marcos de hidrocarburos, gas y electricidad para reducir costos y acelerar inversiones. El diagnóstico oficial es que Argentina tiene recursos competitivos, pero necesita infraestructura, estabilidad y escala para capturar la ventana internacional.
La proyección de USD 60.000 millones es ambiciosa, pero se basa en proyectos concretos en ejecución y en desarrollo. Si el país logra completar las obras críticas y sostener reglas previsibles, energía y minería podrían convertirse en los principales motores de divisas de la próxima década.
Tango Energy atraviesa una reconfiguración profunda de su estructura productiva tras el farm‑out firmado en diciembre de 2024, cuando la compañía aún estaba bajo la gestión de Aconcagua Energía.
Ese contrato transfirió a Vista Energy la titularidad de la producción gasífera de Río Negro, aunque Tango mantuvo la operación de los activos y la disponibilidad física del gas. El cambio contractual explica la caída del 95% en los registros oficiales de producción durante 2025–2026: no se trata de un problema técnico, sino de una reasignación estadística derivada del acuerdo.
La empresa reorganizó su matriz energética y comenzó a utilizar el gas disponible para autoabastecimiento y generación eléctrica propia, una estrategia que reduce costos, estabiliza operaciones y le permite sostener actividad aun cuando la producción ya no figura bajo su nombre en los reportes regulatorios. Tango opera 14 concesiones en Neuquén, Río Negro y Mendoza, lo que le da margen para integrar petróleo, gas y energía en un esquema híbrido que prioriza eficiencia y autonomía.
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El farm‑out también incluyó cláusulas de retención de producción ante incumplimientos, mecanismo que Vista aplicó en 2025 y que profundizó la caída estadística. Sin embargo, la disponibilidad real de gas para Tango no se vio afectada. La compañía mantuvo actividad en petróleo con un comportamiento distinto al del gas, incluso con incrementos puntuales por ajustes contractuales.
El nuevo esquema muestra cómo los contratos de cesión pueden distorsionar indicadores sin reflejar la realidad operativa. Tango Energy apuesta ahora a un modelo de generación propia que le permite sostener su estructura mientras redefine su estrategia en un mercado energético más competitivo. En un contexto de transición y presión por eficiencia, la integración entre producción y energía aparece como un camino para recuperar estabilidad y preparar un eventual relanzamiento productivo.
Chevron confirmó en Neuquén que está dispuesta a ampliar su inversión en Vaca Muerta, pero dejó un mensaje directo al sector: la continuidad del capital dependerá de la competitividad estructural del país.
La compañía, que opera junto a YPF en Loma Campana, uno de los desarrollos no convencionales más importantes del mundo fuera de Estados Unidos, sostuvo que la productividad por pozo y la eficiencia operativa serán determinantes para definir la asignación de fondos dentro de su portafolio global.
La empresa remarcó que Vaca Muerta es uno de sus tres pilares internacionales en materia de shale, pero advirtió que la infraestructura de evacuación sigue siendo el principal límite para escalar producción. En ese sentido, señaló que obras como el Vaca Muerta Oil Sur, la ampliación de gasoductos troncales y la disponibilidad de terminales marítimas son esenciales para sostener un sendero exportador. También planteó que la estabilidad regulatoria y la previsibilidad en costos son condiciones necesarias para contratos de largo plazo.
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Chevron destacó los avances en eficiencia logrados en los últimos años: reducción de tiempos de perforación, estandarización de pads y mejoras en completación que permiten mantener altos niveles de productividad. Sin embargo, insistió en que la competitividad debe consolidarse para que Argentina pueda competir por capital con otras cuencas globales donde la compañía opera.
El mensaje deja una señal clara para el sector: Vaca Muerta tiene el potencial técnico y geológico para seguir creciendo, pero el ritmo de inversión dependerá de la capacidad del país para sostener costos, ampliar infraestructura y ofrecer reglas estables. En un contexto internacional de demanda firme por petróleo y gas no convencional, la competitividad será el factor que determine si Argentina logra capturar una mayor porción del capital global destinado al shale.
El gobernador Claudio Vidal presentó en Alberta el potencial geológico y productivo de Palermo Aike, el play no convencional de la Cuenca Austral que Santa Cruz busca posicionar como la segunda gran frontera energética del país.
La misión incluyó reuniones con empresas, cámaras y fondos del ecosistema petrolero canadiense, además de encuentros institucionales con autoridades de Alberta. El objetivo fue mostrar el volumen de recursos, el plan de desarrollo y el esquema de incentivos diseñado para atraer capital internacional.
La provincia expuso que Palermo Aike cuenta con más de 10.000 millones de barriles equivalentes y 130 TCF de gas estimados por estudios técnicos, con parámetros comparables a Vaca Muerta en espesor, presión y continuidad. Vidal detalló que YPF perforará un nuevo pozo exploratorio en 2026, mientras que CGC avanza con estudios y resultados preliminares alentadores. También destacó que la Cuenca Austral dispone de infraestructura operativa, gasoductos y acceso logístico a Atlántico y Pacífico, un diferencial competitivo para futuros desarrollos.
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La presentación incluyó el esquema de incentivos aprobado por Santa Cruz: regalías reducidas al 5% por 10 años para proyectos en Palermo Aike, beneficios fiscales asociados a inversión real y un plan de nuevas licitaciones de áreas. Vidal sumó el proyecto del parque industrial de La Esperanza, orientado a servicios energéticos y proveedores locales, y la articulación con FOMICRUZ para fortalecer la presencia provincial en la cadena de valor.
La misión en Canadá busca instalar a Palermo Aike en el radar de capitales internacionales en un momento de demanda global firme por petróleo y gas no convencional. Santa Cruz apuesta a consolidar una nueva frontera productiva que complemente a Vaca Muerta y diversifique la matriz energética del país. Si logra atraer inversión sostenida, el play podría convertirse en un polo de desarrollo para la provincia y en un nuevo vector exportador para Argentina.
Santa Cruz puso en marcha una nueva fase de exploración con la Licitación Pública 001/26 de FOMICRUZ S.E., orientada a ejecutar 4.000 metros de perforación diamantina en áreas bajo control provincial.
La apertura de sobres en Río Gallegos confirmó la participación de Macizo del Deseado Perforaciones S.A. y Perforaciones Santacruceñas S.R.L., dos empresas locales con trayectoria en campañas de subsuelo. La iniciativa busca ampliar el conocimiento geológico y generar información técnica que permita evaluar nuevos recursos en un distrito que concentra la mayor producción metalífera del país.
El programa se focaliza en el Macizo del Deseado, una de las provincias metalogénicas más relevantes de Argentina. La perforación diamantina permitirá obtener testigos para análisis mineralógico, estructural y geoquímico, insumos esenciales para definir continuidad de vetas, estimar leyes y planificar futuras etapas de inversión. La zona incluye proyectos activos y targets en evaluación, entre ellos San Agustín, un activo provincial que avanza de manera gradual en su caracterización.
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La exploración es un componente crítico para sostener el pipeline minero de Santa Cruz. La provincia concentra más de la mitad de las exportaciones metalíferas del país y depende de nuevas campañas para garantizar la vida útil de yacimientos y habilitar proyectos de próxima generación. Cada metro perforado reduce incertidumbre, mejora la calidad de la información y fortalece la capacidad de atraer capital en un contexto global de alta demanda de metales.
El avance de FOMICRUZ combina empresa estatal, proveedores locales y un esquema de licitación transparente que ordena procesos y genera empleo técnico. La estrategia refuerza la posición de Santa Cruz como distrito minero maduro y con potencial para nuevos descubrimientos. En un escenario internacional donde oro, plata y uranio recuperan protagonismo, la provincia apuesta a consolidar su liderazgo mediante exploración sostenida y una cartera geológica robusta que permita escalar inversiones en la próxima década.
El AmCham Summit 2026 reunió a Pan American Energy (PAE), Chevron y Central Puerto, tres actores centrales del sistema energético, con un mensaje común: Argentina puede multiplicar sus exportaciones de petróleo, gas y electricidad, pero necesita acelerar obras de infraestructura y consolidar reglas estables.
Las compañías coincidieron en que la transición energética dejó de ser un debate ambiental y pasó a ser una competencia industrial donde el país tiene oportunidades concretas si logra ordenar inversiones y capacidad de transporte.
PAE remarcó que la ventana exportadora está abierta y que el país podría duplicar ventas externas de crudo y gas en los próximos años. Para eso, señaló como prioritarias la ampliación de gasoductos troncales, la ejecución completa del Vaca Muerta Oil Sur, nuevas terminales marítimas y mayor capacidad de bombeo. La empresa, principal productora privada de petróleo, destacó que la estabilidad operativa de Vaca Muerta permite planificar inversiones de largo plazo siempre que exista infraestructura para evacuar volúmenes crecientes.
Chevron reforzó esa lectura y ubicó a Vaca Muerta como uno de los tres pilares globales de su portafolio no convencional. La compañía subrayó que la competitividad será el factor que defina la asignación de capital en los próximos años. Además, planteó que la productividad por pozo, la eficiencia en completación y la previsibilidad regulatoria son condiciones necesarias para sostener un flujo de inversión estable. La empresa también insistió en que la infraestructura de transporte es el principal límite para expandir exportaciones.
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Central Puerto llevó la discusión al plano eléctrico y advirtió que el país necesita modernizar redes de alta tensión, incorporar almacenamiento y sumar generación eficiente para acompañar el crecimiento industrial. La compañía detalló su estrategia de diversificación hacia hidrocarburos, minería y proyectos de baterías, y señaló que la electrificación de la economía exige un sistema más robusto y flexible.
El encuentro dejó una señal clara: las empresas globales ven potencial en Argentina, pero el ritmo de inversión dependerá de la capacidad del país para ejecutar obras estratégicas y sostener reglas previsibles. La combinación de infraestructura, competitividad y estabilidad puede convertir a la energía en un motor exportador de escala. En un contexto internacional de demanda firme, el país tiene margen para posicionarse como proveedor confiable si logra ordenar prioridades y acelerar proyectos clave.
YPF comenzará a utilizar ZEUS, la flota de fractura eléctrica de Halliburton, en sus operaciones de completación en Vaca Muerta.
La tecnología reemplaza los motores diésel tradicionales por motores eléctricos de alta potencia, capaces de operar con energía generada en sitio a partir de gas del yacimiento o mediante conexión a red. El sistema reduce consumo de combustibles líquidos, baja emisiones y disminuye el nivel de ruido en superficie, un punto clave para operaciones continuas en áreas de alta actividad.
ZEUS integra turbobombas eléctricas, generación modular y un sistema de control digital que monitorea presión, caudal y desempeño en tiempo real. Además, incorpora OCTIV AutoFrac, una plataforma que automatiza cada etapa de fractura y mantiene parámetros constantes durante toda la operación. Esta consistencia técnica reduce variabilidad, mejora la eficiencia del bombeo y acorta los tiempos de terminación por pozo, dos factores centrales para la competitividad del shale.
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Halliburton es hoy el principal operador de completación de la cuenca y realizó cerca del 44% de las etapas de fractura en los últimos meses. La incorporación de ZEUS se enmarca en un contrato plurianual adjudicado por YPF para servicios integrados, con foco en estandarización, reducción de costos y menor huella ambiental. La flota eléctrica también disminuye la logística asociada al transporte de diésel y permite operar con mayor estabilidad en locaciones de alta demanda.
La llegada de ZEUS posiciona a Vaca Muerta entre los primeros polos internacionales en adoptar fractura eléctrica a gran escala. La combinación de menor impacto ambiental, mayor eficiencia operativa y digitalización del proceso fortalece la competitividad del yacimiento y mejora la productividad por etapa. En un contexto de expansión de proyectos y mayor exigencia de mercados internacionales, la incorporación de tecnología avanzada consolida a la cuenca como un referente global en innovación para petróleo y gas no convencional.
Puerto Quequén completó una operación inédita para la logística energética nacional con la descarga de 12 anclas de gran porte y 12 cadenas de alta resistencia destinadas al sistema de amarre offshore del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
El buque BBC Odesa realizó la maniobra en el Giro 10 bajo supervisión del Consorcio de Gestión del puerto, Aduana y equipos técnicos especializados. Las piezas, de dimensiones excepcionales, forman parte del equipamiento crítico que permitirá instalar la terminal marítima de Punta Colorada, punto de salida del crudo neuquino hacia exportación.
Las anclas superan las 40 toneladas y alcanzan casi ocho metros de largo, mientras que cada cadena ronda las 70 toneladas y los 400 metros de extensión. Este tipo de equipamiento se utiliza en sistemas de amarre de boyas de última generación, necesarios para operar buques de gran porte con seguridad y continuidad. La carga quedó almacenada en la plazoleta logística de ALN, desde donde será trasladada en etapas hacia la obra marítima.
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La operatoria continuará con el buque Skandi Hera, que realizará dos viajes para transportar el equipamiento hacia Punta Colorada. El primero incluye seis anclas y seis cadenas; el segundo, previsto para fines de mayo, completará el envío. Este esquema escalonado confirma que VMOS avanza en su fase de instalación offshore y que la infraestructura portuaria del país puede sostener cargas de proyecto de alta complejidad.
La descarga posiciona a Quequén como un puerto multipropósito capaz de integrarse a obras energéticas estratégicas. Además, muestra coordinación entre YPF, logística privada y organismos estatales en un proyecto que permitirá multiplicar exportaciones de crudo y ampliar la capacidad de transporte del país. En un contexto de mayor demanda global de petróleo no convencional, la eficiencia logística se vuelve un factor decisivo para sostener inversiones y consolidar a Argentina como proveedor energético regional.
TSB incorporó 40 camiones Scania configurados para operaciones de petróleo y gas en la Cuenca Neuquina.
La empresa suma unidades G360, G420 y G550 en versiones 6×2 y 6×4, diseñadas para soportar cargas pesadas, caminos de ripio y operación continua en entornos de alta exigencia. La renovación fortalece una flota que supera los 600 camiones pesados y que sostiene servicios críticos en perforación, fractura y producción.
Los equipos incluyen el sistema Scania Smart, que permite monitorear consumo, seguridad y desempeño en tiempo real. Además, integran mantenimiento predictivo y gestión digital de flota, dos elementos que reducen costos operativos y mejoran la disponibilidad en un yacimiento que trabaja 24 horas. La marca instaló un taller in situ dentro de la base de TSB para asegurar repuestos y asistencia técnica inmediata, un diferencial clave en una cuenca donde cada hora de detención impacta en la productividad.
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La operación también refuerza el ecosistema de proveedores regionales. Feadar, concesionario oficial en Neuquén, participa del soporte técnico y logístico, mientras la estandarización de flota permite mejorar eficiencia, seguridad y tiempos de respuesta en los servicios petroleros. La logística pesada es uno de los segmentos con mayor inversión privada en Vaca Muerta y se consolida como un pilar para sostener el crecimiento del shale.
La incorporación de estos camiones muestra cómo la cadena de servicios se profesionaliza y adopta tecnología para acompañar la expansión del yacimiento. La combinación de digitalización, mantenimiento en sitio y renovación de flota mejora la competitividad de TSB y eleva el estándar operativo de la cuenca. En un contexto de mayor actividad y nuevos proyectos, la logística eficiente se convierte en un factor decisivo para atraer inversión y ampliar la capacidad productiva de Vaca Muerta.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó “las medidas implementadas por el Gobierno Nacional para ordenar la economía, que permitirán que en los próximos meses se acelere el proceso de desinflación y de crecimiento económico”, describió el Ministerio.
Caputo fue entrevistado en el AmCham Summit 2026 acerca de “Una Argentina federal en desarrollo”. pocas horas antes de que se oficializaran los datos del IPC del mes de marzo : Subió 3,4 por ciento promedio.
Ante un auditorio de empresarios ligados a firmas estadounidenses, el titular de Economía explicó que “el proceso de desinflación, que venía muy pronunciado, se vio interrumpido el año pasado en el proceso previo a las elecciones donde hubo una dolarización masiva y una caída fuerte de la demanda de dinero”.
“Todavía estamos purgando esa caída de la demanda de dinero, pero a partir de abril vamos a ver una desaceleración de la inflación importante. Vamos a ver un proceso de desinflación con mayor crecimiento, anticipó Caputo.
El Ministro aseguró que “mientras sigamos haciendo las cosas que estamos haciendo, la inflación va a tener certificado de defunción”, y afirmó que “el cuándo depende de cuánto se recupere la demanda de dinero, la confianza y la tasa de interés, que ya está bajando”.
“Entramos en un proceso virtuoso en el cual los próximos 18 meses (plazo que concluya el gobierno de Javier Milei) van a ser los mejores que Argentina haya visto en las últimas décadas”, aseveró.
Caputo hizo hincapié en la importancia “de haber estabilizado la macroeconomía” por decisión política para acelerar la llegada de inversiones al país. “El Presidente es un líder mundial. El caso argentino genera interés en el mundo y eso es un atajo para las inversiones”, manifestó el Ministro, al tiempo que mencionó que en el caso del RIGI ya hay más de 35 proyectos presentados por más de 80.000 millones de dólares y 13 proyectos aprobados por 28.000 millones de dólares.
El Ministro añadió que el Gobierno está impulsando mejoras en la logística del país y que “a partir de junio van a estar en marcha las obras de los 9.000 kilómetros de corredores viales”. “Además, vamos a estar licitando 12.000 km más de corredores y les estamos dando también a las provincias, con financiamiento en algunos casos, rutas nacionales para que ellos las hagan”.
El funcionario resaltó la necesidad de seguir fomentando “la inversión y la competencia para que la gente pueda tener acceso a mejores productos y a mejores precios”. Convocó a los empresarios presentes en el encuentro a que “participen activamente en este proceso de cambio que estamos llevando adelante en la Argentina”.
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