Argentina se encamina a un salto estructural en su matriz energética. Las proyecciones oficiales y privadas coinciden en que el país superará 1 millón de barriles diarios en 2026 y alcanzará más de 1,5 millones de barriles por día hacia 2031, impulsado por la expansión del shale y la consolidación de infraestructura crítica para evacuar producción.
El crecimiento proyectado se apoya en tres vectores: mayor productividad en Vaca Muerta, ampliación del midstream y un esquema de inversiones que podría acumular USD 130.000 millones en la próxima década. Con ese volumen, el país pasaría a integrar el grupo de productores de escala media-alta, con capacidad para sostener un flujo exportador estable.
Las exportaciones energéticas podrían ubicarse entre USD 30.000 y 45.000 millones anuales a comienzos de la década de 2030, dependiendo del nivel de precios internacionales y del ritmo de ampliación de la infraestructura. El petróleo será el principal motor del crecimiento, acompañado por el desarrollo del gas y la diversificación de nodos logísticos.
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El desafío central está en la logística: ductos, plantas de tratamiento, ampliación de capacidad de transporte y nuevos puntos de salida al exterior. Neuquén, Río Negro y Buenos Aires concentran la mayor parte de las obras previstas, con un impacto directo en proveedores, empleo y actividad regional.
La proyección de 1,5 millones de barriles diarios hacia 2031 no es un escenario optimista: es un escenario posible si la infraestructura acompaña. El salto exportador dependerá de la capacidad del país para sostener inversiones, ordenar la logística y consolidar un marco operativo que permita transformar recursos en divisas.
El mapa energético argentino entra en una fase donde la escala deja de ser aspiración y empieza a ser planificación.
El oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) alcanzó un avance del 58% y entró en la etapa crítica de obra que permitirá habilitar las primeras exportaciones de crudo desde Punta Colorada a fines de 2026.
El proyecto, uno de los desarrollos de infraestructura energética más grandes del país, ya completó la soldadura automática en toda la traza y avanza en simultáneo en los frentes de obra terrestre, portuaria y offshore.
En Allen se finalizó la prueba hidrostática del tanque de 70.000 m³, un hito clave para validar la integridad del sistema. Otro punto crítico fue el cruce del río Negro, ejecutado mediante perforación horizontal dirigida a 25 metros de profundidad y con un ducto de 30 pulgadas. La obra se realizó en una sola maniobra y permitió mantener el ritmo general del proyecto.
En Punta Colorada continúan las tareas de movimiento de suelo, montaje de bases y construcción de los seis tanques de almacenamiento que conformarán el nuevo nodo exportador del Atlántico Sur. La instalación de las monoboyas está prevista para septiembre, en paralelo con la finalización de los sistemas de bombeo y la infraestructura de carga.
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El ducto principal, de 437 kilómetros, tendrá una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, con una ampliación prevista a 390.000 barriles y un objetivo final de 550.000 barriles por día hacia 2028. El proyecto es desarrollado por un consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol.
Para las provincias productoras, VMOS representa un cambio estructural: reduce la dependencia del sistema existente, elimina cuellos logísticos y habilita una salida directa al mar para el crudo de Vaca Muerta. La obra moviliza proveedores locales, contratistas regionales y mano de obra especializada en soldadura, movimiento de suelos, perforación dirigida y montaje industrial.
El avance del 58% confirma que Vaca Muerta Sur ya no es un proyecto en ejecución, sino una infraestructura que empieza a definir el mapa energético del país. La combinación de obra civil, ingeniería de ductos y desarrollo portuario convierte a Punta Colorada en un nuevo polo exportador. Si el cronograma se sostiene, Argentina sumará capacidad para colocar su shale en mercados internacionales con mayor estabilidad logística y un impacto directo en empleo, proveedores y actividad regional.
Phoenix Global Resources definió un plan de inversión de USD 6.000 millones para expandir su operación en Vaca Muerta durante la próxima década. La compañía, controlada por Mercuria Energy Group, presentará su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), un esquema que mejora la ecuación fiscal y financiera de los proyectos de shale.
El plan se apoya en un CAPEX ya ejecutado de USD 1.000 millones desde 2024. La nueva etapa incluye el desarrollo del flanco oriental de la formación, la posible adquisición de un activo adicional y la incorporación de un tercer equipo de perforación. El objetivo es elevar la producción desde los actuales 22.000 barriles diarios hasta un rango cercano a 80.000 barriles por día hacia 2030.
La evacuación del crudo se realizará a través del sistema ampliado de Oldelval, que incrementó su capacidad para sostener mayores volúmenes de exportación. La disponibilidad de infraestructura es un factor central para la rentabilidad del proyecto, ya que reduce cuellos logísticos y mejora la previsibilidad del flujo de caja.
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El CEO de la compañía, Pablo Bizzotto, destacó que el RIGI aporta estabilidad fiscal, amortización acelerada y un horizonte regulatorio que permite proyectar retornos con menor volatilidad. Para Mercuria, el régimen mejora la competitividad de Argentina frente a otras geografías productoras y habilita un ciclo de inversión de largo plazo.
La apuesta de Phoenix se suma a los anuncios de Tecpetrol y Pampa Energía, que también preparan inversiones multimillonarias bajo el RIGI. El movimiento coincide con la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, que ampliará la capacidad exportadora desde 2026 y permitirá sostener una curva de producción creciente.
El ingreso de Phoenix al RIGI confirma que el régimen está generando decisiones de inversión concretas en el upstream. Además, la combinación de estabilidad normativa, infraestructura disponible y precios alineados a la paridad de exportación crea un entorno competitivo para atraer capital global.
Con un CAPEX proyectado de USD 6.000 millones, la compañía se posiciona como un operador de escala en Vaca Muerta. Si el marco regulatorio se sostiene, estos proyectos pueden traducirse en producción, exportaciones y divisas, tres variables centrales para el desarrollo energético argentino.
UBS revisó su modelo sobre Vista y elevó el precio objetivo a 86 dólares por acción. La actualización se apoya en un cambio estructural del escenario energético y en una mayor visibilidad sobre la generación de caja de la compañía. El papel opera en torno a 77 dólares y acumula un avance cercano al 28% en lo que va del año.
Además, el banco sostiene que Vista dejó de ser una historia de recuperación para consolidarse como un vehículo de crecimiento con ejecución comprobada en Vaca Muerta. La entidad trabaja ahora con un Brent de 86 dólares para 2026, muy por encima de los 62 dólares que utilizaba previamente.
En una compañía con fuerte apalancamiento operativo, ese ajuste modifica de manera significativa las proyecciones de EBITDA y flujo de caja.
Por otra parte, UBS estima que cada incremento de 5 dólares por barril agrega unos 200 millones de dólares de EBITDA anual y cerca de 110 millones de flujo de caja para el equity.
Ese efecto amplifica el impacto del nuevo escenario de precios y mejora la lectura de valuación relativa. Incluso después del rally reciente, Vista cotiza a 3,5 veces EV/EBITDA proyectado para 2027, por debajo del promedio histórico cercano a 4 veces que utiliza el banco en su modelo.
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En paralelo, la entidad revisó al alza sus estimaciones de producción. El banco proyecta 185 mil barriles equivalentes diarios para 2027 y más de 200 mil hacia 2028. El crecimiento está respaldado por las adquisiciones recientes en Bajo del Toro y Bandurria Sur, que incrementan volumen y refuerzan la exposición a activos de alta calidad dentro de Vaca Muerta.
El documento destaca que la compañía muestra mejoras consistentes en productividad, costos y desarrollo de pozos, lo que reduce el riesgo de ejecución, un factor que suele penalizar a las empresas de shale.
A la vez, UBS incorpora un elemento que empieza a ganar peso en la tesis de inversión: la generación de caja. Con precios altos y producción en expansión, Vista podría ingresar en una etapa donde la asignación de capital cobre mayor relevancia.
Si no aparecen nuevas oportunidades de adquisición, el banco considera probable una aceleración en la remuneración al accionista mediante recompras o dividendos.
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En este contexto, la eventual inclusión de activos upstream dentro del régimen RIGI aparece como un catalizador adicional. Según el banco, proyectos como Bajo del Toro o Águila Mora podrían sumar alrededor de 130 millones de dólares anuales al flujo de caja libre en un escenario de largo plazo con un Brent de 75 dólares. Ese impacto no está plenamente incorporado en los precios actuales.
Para los inversores institucionales, la lectura es concreta. Vista combina exposición directa al ciclo del petróleo, crecimiento operativo respaldado por ejecución y un portafolio de activos competitivo fuera de Estados Unidos. En un escenario de crudo firme, esa combinación sostiene una relación riesgo-retorno favorable y mantiene a la compañía dentro del radar de los fondos que buscan escala, disciplina y visibilidad en generación de caja.
Cuando Ali Moshiri llegó por primera vez a la Argentina, hace más de una década, lo hizo al frente de Chevron para América Latina. Fue el ejecutivo que, junto con Miguel Galuccio, habilitó el primer movimiento que permitió reducir el riesgo del shale neuquino y abrir la puerta a la etapa industrial de Vaca Muerta.
Ese acuerdo marcó un antes y un después en la percepción internacional sobre el potencial argentino.
Hoy, Moshiri vuelve al país en un contexto distinto y con un objetivo diferente. Ya no se trata de validar un recurso no convencional, sino de recuperar valor en campos maduros del sur.
Su regreso se materializa a través de una sociedad con Roch, Luft Energía y el fondo estadounidense Explorador para operar tres áreas convencionales en Santa Cruz: Cañadón Yatel, El Guadal–Lomas del Cuy y Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte, que YPF devolvió a Fomicruz el año pasado.
La producción combinada ronda los 6.000 barriles diarios. Son activos con altos costos, fuerte declinación y un corte de agua significativo. Sin embargo, para Moshiri representan una oportunidad de reposicionar el convencional bajo un esquema operativo más flexible y con técnicas de recuperación mejorada.
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Su objetivo es claro: construir una plataforma que pueda escalar hasta los 50.000 barriles diarios y consolidar un jugador independiente en el segmento.
El regreso de Moshiri no se explica solo por los precios internacionales del crudo. También tiene que ver con quién lo acompaña. La alianza con Doris Capurro, ex vicepresidenta de YPF y fundadora de Luft Energía, aporta conocimiento institucional, lectura territorial y capacidad de estructurar proyectos en un sector donde la gobernanza provincial es determinante.
Capurro sintetiza el puente entre la experiencia internacional de Moshiri y la dinámica regulatoria y política de la Patagonia.
El esquema operativo estará liderado por Roch, una compañía con trayectoria en campos maduros y en recuperación secundaria. La estrategia apunta a optimizar costos, reducir agua producida y estabilizar la curva de declinación.
Para que el modelo sea sostenible, los socios consideran clave que Santa Cruz mantenga —y eventualmente reduzca— las regalías, un incentivo que podría definir la rentabilidad de los proyectos.
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Mientras tanto, Moshiri continúa activo en otros mercados. En Venezuela, donde sostuvo la operación de Chevron incluso en los momentos de mayor retracción del sector, adquirió activos de Sinopec y planea inversiones por 2.000 millones de dólares para alcanzar los 200.000 barriles diarios.
Su retorno a la Argentina se inscribe en esa misma lógica: identificar activos subvaluados, aplicar disciplina operativa y construir escala.
Para los inversores, el movimiento tiene una lectura concreta. El ejecutivo que ayudó a validar Vaca Muerta vuelve al país para apostar por un segmento que la industria había relegado.
Su presencia reabre la discusión sobre el potencial del convencional bajo nuevos esquemas de gestión y confirma que, incluso en un mercado dominado por el shale, todavía hay espacio para proyectos que combinen eficiencia, foco y conocimiento del territorio.
El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó que el Gobierno aprobó la ampliación de un proyecto minero bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Además, informó que hay 40 iniciativas en evaluación, con un plazo técnico de análisis de 45 días por expediente.
Fuentes oficiales señalaron que la intención es aprobar la mayoría antes de julio de 2027, fecha hasta la cual se prorrogó el régimen. La extensión también habilita nuevas presentaciones en petróleo, gas y minería, sectores donde se concentra la mayor parte del CAPEX proyectado.
Investigación previa: • Ministerio de Economía – comunicados oficiales • Secretaría de Energía – proyectos declarados estratégicos • Boletín Oficial – prórroga del RIGI • Tecpetrol, Pampa Energía, GeoPark – presentaciones corporativas
Los proyectos energéticos que avanzan bajo el RIGI
En Vaca Muerta, Tecpetrol presentó un plan por USD 2.400 millones para desarrollar Los Toldos II Este. En paralelo, Pampa Energía impulsa una ampliación de USD 4.500 millones en Rincón de Aranda, uno de sus bloques de mayor proyección.
Por otra parte, GeoPark evalúa ingresar al régimen con inversiones de hasta USD 1.000 millones para las áreas adquiridas a Pluspetrol.
En el segmento midstream, el consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell avanza con el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). La obra prevé USD 2.486 millones para construir 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, con puesta en marcha estimada para fines de 2026.
El GNL suma escala y horizonte exportador
El proyecto de GNL impulsado por Pan American Energy y Golar contempla USD 6.878 millones para instalar una unidad de licuefacción en el golfo San Matías. La operación comenzaría en 2027, con capacidad para transformar gas neuquino en volúmenes exportables a Asia y Europa.
En paralelo, la Secretaría de Energía trabaja en los lineamientos regulatorios para integrar el GNL al régimen de grandes inversiones.
El avance del RIGI confirma que Argentina está frente a un pipeline superior a USD 17.000 millones en petróleo, gas, midstream y GNL. Además, la prórroga del régimen hasta 2027 ofrece previsibilidad para proyectos que requieren ingeniería compleja, financiamiento largo y proveedores especializados.
En este contexto, Vaca Muerta consolida su rol como motor energético, mientras VMOS y el GNL abren una ventana exportadora de alto impacto macro. La clave será sostener reglas claras y acelerar habilitaciones para transformar estos anuncios en obra, empleo y divisas.
Y-TEC recibió a equipos técnicos de ENI para avanzar en la caracterización de rocas, la validación de modelos de reservorio y la integración de datos de laboratorio con plantas piloto. El trabajo apunta a mejorar la precisión de los parámetros que definirán el desarrollo de los bloques de gas húmedo destinados al proyecto Argentina LNG.
Además, el encuentro permitió unificar metodologías entre YPF, ENI y Y-TEC en un momento en el que la ingeniería del proyecto requiere consistencia técnica para sostener la futura estructura de financiamiento. La integración de ciencia aplicada y operación en campo reduce dispersión de criterios y ordena la información que utilizarán las compañías en la etapa de diseño definitivo.
Por otra parte, Argentina LNG avanza con una configuración que combina producción en Vaca Muerta y licuefacción mediante unidades flotantes. El plan prevé una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales, con posibilidad de expansión a 18 millones hacia el final de la década.
La inversión estimada ronda los 40.000 millones de dólares, con 25.000 millones destinados a infraestructura de licuefacción y transporte, y 15.000 millones al desarrollo de los bloques de gas húmedo.
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En paralelo, la incorporación de XRG, el brazo internacional de ADNOC, refuerza la estructura societaria y amplía el acceso a mercados de destino. El proyecto se encamina hacia la Decisión Final de Inversión prevista para el primer semestre de 2026, que requerirá gestionar financiamiento internacional por unos 20.000 millones de dólares.
A la vez, ENI integra a Vaca Muerta dentro de su estrategia global de gas en un mercado que hacia 2026 muestra inventarios europeos ajustados y una demanda asiática sensible a la evolución de precios. La compañía proyecta asegurar 20 millones de toneladas anuales de GNL entre 2029 y 2030, lo que posiciona a Argentina como un proveedor potencial dentro de su portafolio.
En este contexto, la coordinación técnica entre Y-TEC y ENI aporta orden, consistencia y trazabilidad a un proyecto que requiere precisión en cada etapa. Para la industria, el avance confirma que Argentina LNG transita un proceso de maduración técnica alineado con estándares internacionales y con una estructura societaria capaz de sostener inversiones de largo plazo.
Río Negro comenzó a diseñar su propio Instituto Vaca Muerta, un centro de formación orientado a cubrir la demanda laboral que generará el desarrollo de GNL en el Golfo San Matías. La iniciativa apunta a crear perfiles técnicos específicos para operar, mantener y asegurar las unidades de licuefacción que se instalarán en la costa provincial.
La secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, explicó que la provincia identificó una brecha estructural entre la oferta educativa actual y los requerimientos del proyecto. Por eso, el nuevo instituto tendrá una carrera terciaria con fuerte contenido práctico y estándares internacionales.
El foco estará puesto en perfiles marítimos, operación de plantas, logística portuaria y sistemas de licuefacción.
El programa se desarrolla junto al SAIT de Canadá, institución con experiencia en la formación de técnicos para buques de GNL en Angola y Australia. También participan Golar, YPF y el Instituto Balseiro, que aportarán contenidos técnicos y criterios de seguridad. La formación incluirá inglés obligatorio, dado que la operación de los buques se realiza íntegramente en ese idioma.
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La localización del instituto aún está en evaluación. La provincia analiza alternativas en la zona atlántica, el Alto Valle, Viedma y San Antonio, según la disponibilidad de simuladores, equipamiento y espacios para prácticas. La decisión final estará alineada con la expansión del complejo portuario y la instalación de infraestructura asociada al GNL.
Para Río Negro, el instituto es parte de una estrategia más amplia para capturar el impacto territorial del proyecto. La provincia busca que la construcción del puerto, la planta de separación y los servicios asociados generen empleo local y consoliden un ecosistema productivo propio.
La creación del Instituto Vaca Muerta rionegrino confirma que el desarrollo del GNL ya no depende solo de infraestructura y CAPEX, sino también de capital humano especializado.
Si la provincia logra articular formación, territorio y demanda laboral, podrá posicionarse como un actor clave en la cadena de valor del gas y asegurar que el crecimiento energético se traduzca en empleo calificado y oportunidades locales.
El proceso de privatización del Belgrano Cargas entra en su tramo decisivo y redefine el mapa logístico del país. La licitación, habilitada por la Ley de Bases 27.742, abarca 7.594 kilómetros de red ferroviaria, atraviesa 16 provincias y conecta con cinco pasos internacionales, lo que la convierte en una de las decisiones de infraestructura más relevantes de la década.
El modelo adoptado —desintegración vertical con acceso abierto— divide la operación en tres bloques:
vías e inmuebles,
talleres ferroviarios,
material rodante.
Cada bloque se adjudicará a CUITs distintos y tendrá obligaciones de inversión específicas. El objetivo es atraer operadores con capacidad técnica y financiera para recuperar corredores que hoy funcionan muy por debajo de su potencial. La densidad operativa del Belgrano es de 0,63 millones de ton-km/km, frente a 3,40 en Brasil y 24,20 en Australia, lo que evidencia la magnitud del rezago.
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Los ramales del NOA —especialmente los C13 y C14— concentran la mayor expectativa. Con apenas 12.500 toneladas anuales de carga actual, podrían escalar a 400.000 toneladas con obras básicas y superar 1,3 millones de toneladas si se integran proyectos mineros de gran escala.
La infraestructura ferroviaria se vuelve así un factor determinante para la competitividad de las economías regionales y para la expansión de sectores que dependen de corredores de alta capacidad.
El cronograma oficial prevé adjudicar los bloques en julio y transferir la operación en diciembre. Las inversiones obligatorias ascienden a USD 755 millones, distribuidas entre renovación de vías, modernización de talleres y recuperación de material rodante.
El desafío será coordinar a los futuros operadores bajo un esquema de acceso abierto que garantice interoperabilidad, eficiencia y continuidad del servicio.
Lectura Runrun
La licitación del Belgrano Cargas no es un trámite administrativo: es una definición estructural sobre cómo se moverán los bienes en la próxima década. La infraestructura ferroviaria vuelve a ocupar un lugar central en la agenda productiva, y su modernización será clave para sostener el crecimiento de los corredores logísticos del país. La incógnita es si el modelo elegido logrará la eficiencia que el sistema necesita o si la fragmentación operativa terminará reproduciendo los cuellos de botella que hoy limitan la competitividad.
Las tensiones en el Golfo Pérsico volvieron a escalar después de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, advirtiera que podría destruir pozos petroleros, centrales eléctricas y la isla de Kharg si Irán no reabre de inmediato el Estrecho de Ormuz, por donde circula cerca del 20% del petróleo mundial.
La advertencia se produjo en un contexto donde el crudo ya opera con una volatilidad extrema y los flujos marítimos permanecen prácticamente paralizados.
El cierre de Ormuz, vigente desde fines de febrero tras los ataques de EE.UU. e Israel, provocó un salto abrupto en los precios internacionales. El Brent superó los USD 115 por barril, su mayor nivel en años, mientras que las primas de seguro para navegar la zona se multiplicaron.
La interrupción del tránsito afecta tanto al petróleo como al gas, y obliga a los importadores asiáticos y europeos a redireccionar compras hacia África Occidental y Estados Unidos.
La isla de Kharg, principal terminal de exportación iraní, concentra alrededor del 90% del crudo que sale del país. Su eventual destrucción o captura militar implicaría un shock de oferta inmediato y un reacomodamiento forzoso de los flujos globales.
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Analistas internacionales advierten que un ataque directo sobre infraestructura energética iraní podría empujar al Brent por encima de los USD 130, con impacto directo en inflación, logística y costos industriales.
Irán rechazó las condiciones de Washington y calificó las exigencias como “excesivas”. Mientras tanto, el mercado opera bajo la expectativa de una negociación que permita reabrir Ormuz, aunque sin señales concretas de desescalada. La incertidumbre mantiene en alerta a los grandes compradores de crudo y a los fondos que operan derivados energéticos.
La crisis en Ormuz vuelve a mostrar que el petróleo sigue siendo un activo geopolítico antes que un commodity. La amenaza sobre Kharg y la infraestructura iraní introduce un riesgo sistémico para el mercado energético global. Si el bloqueo persiste, el impacto se trasladará a precios, inflación y costos logísticos en todo el mundo.
Para los países importadores, el escenario obliga a diversificar proveedores y reforzar reservas estratégicas. Para los productores, abre una ventana de precios altos, pero bajo un nivel de volatilidad que puede ser peligroso.
El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, realizó una conferencia de prensa sobre el reciente fallo de la Corte de Apelaciones de Nueva York referido al proceso de control de la compañía YPF.
“Nuestra posición desde la recuperación del control de YPF ha sido siempre la misma: defender el interés argentino, la soberanía nacional y la compañía de bandera, líder del sector, para promover la industria y el desarrollo del país”, sostuvo.
Kicillof sostuvo que “este fallo de la Cámara de Apelaciones de Nueva York puso las cosas en su lugar, pero debemos seguir siendo muy prudentes. Que el presidente les dé la razón a quienes pretendían quedarse con YPF no solo es contrario a los intereses del país, sino que además es muy riesgoso en el caso de que surjan nuevas apelaciones. Ahora es total responsabilidad de Javier Milei defender a la Argentina como corresponde”.
“YPF fue un ejemplo del efecto de las privatizaciones que se hicieron en la década del ´90 y derivaron en el vaciamiento de activos estratégicos para el país. Con la recuperación del control de la empresa, logramos revertir inmediatamente la tendencia, pero hoy el Gobierno nacional apuesta nuevamente al mismo plan privatizador”, expresó el Gobernador.
Y añadió: “Es una vergüenza que haya sectores que estén a favor de los grupos que atentan contra nuestro país: primero deben estar los intereses nacionales y nuestra soberanía. No podemos permitir que para oponerse al peronismo elijan estar del lado de los fondos buitre”.
En ese sentido, Kicillof subrayó: “Ahora la cuestión de fondo es para qué sirve YPF. Milei no lo entiende, solo ve sus resultados y lucra con eso”. “En un momento de alta volatilidad, en el que el litro de nafta en la Argentina supera los $ 2.000, el país cuenta con YPF, un instrumento muy poderoso para tener una política sobre el precio interno de los combustibles: llamo al Gobierno nacional a cuidar el bolsillo de los argentinos”, añadió.
Kicillof fue tajante al describir la postura del oficialismo. “Milei apoyó a los buitres, Milei está a favor de que YPF sea privada y extranjera. Y todo eso está mal”. Según su visión, no se puede ser patriota y al mismo tiempo defender que los recursos estratégicos queden en manos de empresas foráneas.
“No podemos permitir que nuestros recursos se dilapiden y se envíen al exterior sin elaboración mientras aquí se venden a precios internacionales”, sostuvo el Gobernador y concluyó: “YPF debe ser una palanca para el desarrollo, para generar un proceso de industrialización y productivo en nuestro país: la industria vinculada al boom de Vaca Muerta tiene que ser argentina y lograr así distribuir la riqueza en beneficio de todo el pueblo”.
Kicillof ratificó que la idea era estatizar el control de la compañía y no todas sus acciones, por eso el 51% por el que se avanzó en aquel entonces y por el que se indemnizó a Repsol. Más adelante, cuando la empresa del grupo Eskenazi -que tenía acciones- fue a la quiebra, que se tramitó en juzgados de España. El juez de la quiebra vendió el derecho a litigar a un fondo Burford y en 2015 reclamó que debió haberse aplicado el Estatuto de YPF.
“Se pretendía aplicar el Estatuto sobre la ley y la Constitución. La discusión si correspondía aplicar una u otra es un tema de derecho argentino. Durante 5 años se discutió si correspondía o no tomar en ese tribunal una demanda sobre la aplicación de leyes argentinas”, describió.
A través de una serie de resoluciones emitidas por el Enargas, el gobierno oficializó nuevos aumentos en las tarifas del transporte y de distribución del gas a partir del 1 de abril, y en las próximas horas hará lo mismo con las tarifas de electricidad.
Los nuevos cuadros tarifarios “de transición” para el gas incluyen el ajuste surgido de la Revisión Quinquenal (RQT) que se viene aplicando desde junio de 2025 en 31 cuotas mensuales y consecutivas, hasta finales de 2027.
También se aplican subas en base índices de precios mensuales con el objetivo declarado por Energía de evitar retrasos en las tarifas respecto de la evolución de la inflación mientras transcurre el período que desembocará en 2030 con una nueva RQT, contemplada en la ley 24076 (Marco Regulatorio del gas).
A modo de referencia, cabe consignar que un usuario categoría R2-3 pagará un Cargo Fijo mensual de $ 17.387,76 si se domicilia en Capital Federal, y de $ 15.587,09 si habita en PBA. Para ambos casos, el Cargo por m3 de Consumo es de $ 272,29.
En el caso de las empresas a cargo del sistema de transporte del gas natural por ductos (TGN, TGS) se dispone además una actualización de las tarifas de “Intercambio y desplazamiento” (ED), por cada 1.000 m3, y de Transporte Firme (TF) un cargo por m3/día de capacidad de transporte reservado en el sistema.
Un dato relevante de Abril es que desde ése mes las distribuidoras deben cumplir con lo dispuesto mediante la Resolución 23/2026 por la S.E., que estableció el Precio Anual Uniforme (PAU) para el gas (dolarizado), a ser trasladado a los usuarios finales, entendiendo que ello aplanará las facturas a lo largo del año, para evitar los saltos bruscos que suelen ocurrir en los meses del invierno (de mayor consumo).
El PAU se aplica en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes en el marco del “Plan Gas.Ar” 2023-2028 (De Reaseguro,y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el auto abastecimiento interno, las exportaciones y la expansión del sistema de transporte en ductos en todas las cuencas).
El PAU se aplicará a los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios publicados por el ENARGAS.
En los considerandos de las resoluciones ahora oficializadas por el Ente Regulador, se hace hincapié en que, por el Decreto 943/25, se resolvió unificar los subsidios energéticos de jurisdicción nacional, y crear el régimen de SUBSIDIOS ENERGÉTICOS FOCALIZADOS (SEF) que incluiría al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluído por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos, “para asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
Cabe recordar que la aplicación del esquema SEF desplazó al esquema de subsidios en tres niveles (N1,N2, yN3) según ingresos de los usuarios. El SEF se limita a dos posibilidades: Con y Sin Subsidio, lo que en la práctica implicaría una fuerte reducción de la cantidad de usuarios parcialmente subsidiados (principalmente los de ingresos medios).
Por el Decreto 943/25 se resolvió mantener los bloques de consumo base de gas natural fijados en las Resoluciones 686/2022 y 91/2024, los que se extenderían, además, a los usuarios de gas propano indiluído por redes.
Se dispuso también que, en el caso del gas natural, y a partir de la implementación del SEF, las bonificaciones aplicarían exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio que resulta del Plan Gas.Ar, según lo determine la Autoridad de Aplicación (Precio Anual Uniforme).
El PAU para los usuarios residenciales se fijó en U$S 3,79 por millón de BTU, eliminando la estacionalidad vigente que establecía un valor en invierno de U$S 4,71, y de U$S 3,12 el MBTU para el verano.
Energía (dependiente del ministerio de Economía) dispuso que “el costo de abastecimiento derivado de la provisión de gas natural regasificado (GNL), o de nuevos contratos de gas de cuenca que se celebraran fuera del marco del Plan Gas.Ar, no integraría la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones establecidas en el marco de dicho Decreto 943/25 y de la normativa complementaria que se dicte al respecto”.
En la resolución 23/2026 la S.E. aclaró que “el PAU es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), según corresponda”.
En los cuadros tarifarios de las Licenciatarias aprobados se incorporó un cuadro con el PAU, expresado en Pesos por metro cúbico ($/m3), correspondiente a cada subzona tarifaria, a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio de distribución de gas (incluídas las Subdistribuidoras) reflejen el PAU, y sobre éste concepto apliquen las bonificaciones establecidas en el SEF.
Las bonificaciones por subsidio para los usuarios de gas natural se aplicarán desde abril hasta septiembre, con un descuento del 50 % sobre el precio del gas. Por este año se aplicará además una bonificación adicional inicial de 25 %, que llegará a 0 % a fin de año.
Las resoluciones oficializadas por el Enargas van desde la 361 hasta la 379/2026, y comprenden a TGS, TGN, Transportadora de Gas Mercosur, Gas Link, Compañía Enterriana de Gas, Gasoducto NorAndino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, GasAndes, Enarsa, MetroGAS, Naturgy BAN, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Naturgy NOA, Litoral Gas y GasNEA.
El ingeniero, con más de 25 años de trayectoria en la industria energética, fue designado para liderar la compañía comercializadora de energía y servicios de infraestructura energética vinculada a Camuzzi
Sebastián Sánchez Ramos asumió como Gerente General de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi, el pasado lunes 16 de marzo.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una sólida trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.
Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como Director Ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.
Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.
CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como así también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.
En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:
La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión.
Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos.
Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.
Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, una empresa robusta y con una vasta experiencia, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país.
Comienza una semana clave en la que se definirá el precio del combustible en surtidor en el marco de un escenario internacional convulsionado que repercute en el mercado local.
El precio internacional del petróleo volvió a escalar con fuerza este lunes. El Brent superó los 116 dólares por barril en las primeras horas de la jornada, impulsado por una nueva oleada de ataques de Irán sobre infraestructura estratégica en Medio Oriente, lo que reavivó temores sobre el abastecimiento global de crudo y derivados.
La suba es seguida de cerca por los principales actores del mercado petrolero local, que esta semana deberán definir una variable clave: el precio del barril doméstico para abril.
Del lado de la oferta, el foco está puesto en los productores no integrados entre los que figura Vista Energy, Pluspetrol, CAPSA, Tecpetrol, CGC, Chevron y Phoenix Global Resources, entre otros.
Del lado de la demanda, la atención se concentra fundamentalmente en las refinadoras puras como Raízen, que comercializa la marca Shell en el país, Trafigura, y en menor medida en compañías integradas como YPF y Pan American Energy (PAE).
Un mercado operando sin precio definido
En rigor, el mercado ya viene funcionando bajo un esquema transitorio. Raízen —que opera la refinería de Dock Sud— está recibiendo crudo desde el 15 de marzo sin un precio definido con sus proveedores.
En términos regulatorios, el nuevo marco inaugurado tras laLey Bases —que introdujo cambios en el artículo 6 de la Ley 17.319— establece que ese petróleo debería pagarse a precio de paridad de exportación.
Sin embargo, en la práctica, fuentes privadas del sector advierten que ese criterio es difícil de aplicar de forma directa en el mercado doméstico actual. Por eso, el precio final del crudo que procesen las refinadoras surgirá, una vez más, de una negociación entre privados que debería encauzarse esta semana, en el cierre de marzo, de cara a definir cuáles serán los precios locales del crudo que entrarán en vigencia a partir del 1º de abril.
El límite: lo que permite el surtidor
Productores y refinadoras definirán esta semana el precio interno del petróleo.
El principal condicionante es el precio de los combustibles en el mercado local. A pesar de que en las últimas semanas los surtidores registraron aumentos de entre 15% y 18%, el valor actual de la nafta y el gasoil todavía no convalida un barril a paridad de exportación si se toma como referencia un Brent por encima de los 100 dólares.
Según fuentes privadas consultadas por EconoJournal, el precio doméstico hoy permite reconocer un valor del crudo Medanito de Vaca Muerta entre US$85 y US$90, en un rango compatible con los valores actuales de surtidor y con márgenes de refinación ajustados pero todavía operables.
El interrogante hacia adelante es cómo seguirá aterrizando el precio interno del petróleo en función de si se establece o no un sendero entre productores y refinadores que permita ir mejorando el precio interno del petróleo en función de lo que se pague en las estaciones de servicio.
En ese plano, es clave saber si en abril se registrará una nueva suba de doble dígito del precio de combustible como sucedió en marzo o si el Gobierno buscará reducir esa cifra en no más de un 5 o 6 por ciento mensual.
Diferencias contractuales
La negociación también está atravesada por las particularidades comerciales de cada refinadora.
Raízen define el precio del crudo en ciclos de 30 días que corren a partir del 15 de cada mes. El período actual comenzó el 15 de marzo y se extenderá hasta el 15 de abril.
Trafigura, en cambio, opera con esquemas mensuales calendario, por lo que deberá definir esta semana el precio de compra para todo abril.
La apuesta oficial: acuerdo sin intervención
El Gobierno sigue de cerca la dinámica, aunque por ahora optó por no intervenir directamente en el mercado. La apuesta es que productores y refinadores alcancen un acuerdo comercial que evite tensiones mayores y que puedan complicar el suministro de nafta y, fundamentalmente, de gasoil de cara al arranque de la cosecha gruesa en abril.
En ese contexto, el abastecimiento de gasoil aparece como el principal foco de preocupación. El precio del heating oil —referencia internacional para la importación de gasoil— viene registrando subas incluso superiores a las del crudo, lo que encarece la reposición de producto en el mercado local.
A eso se suma una mayor demanda desde Asia, que está absorbiendo volúmenes relevantes de ese derivado, lo que complejiza aún más el escenario de abastecimiento. Por eso, el foco del mercado de refinación está puesto hoy en garantizar la oferta de gasoil.
El objetivo implícito sigue siendo que el precio interno converja gradualmente hacia niveles internacionales, pero sin trasladar en forma directa todo ese impacto al surtidor.
Una discusión recurrente
La actual desconexión entre el precio local y la referencia internacional no es una novedad. Por el contrario, fue una constante en el mercado argentino durante la última década.
Incluso durante la gestión de Alberto Fernández, la industria desarrolló mecanismos informales de autorregulación, en los que se definía un precio de referencia interno mientras se mantenía la paridad de exportación para los saldos exportables. Ese esquema, con matices, sigue vigente.
El desafío: coordinar sin árbitro
Hasta el momento, y en línea con la postura del gobierno de mantenerse por fuera, YPF no emergió con un rol activo en la discusión.
Uno de los principales desafíos que enfrenta el mercado esta semana es lograr que la interlocución entre privados fluya con suficiente velocidad y eficacia para cerrar un acuerdo antes de fin de mes -en la práctica, este martes- , o al menos definir un esquema que permita administrar la volatilidad del precio internacional en abril.
La dificultad no es menor: se trata de la última semana de marzo, el momento en el que debe quedar definido -o encaminado- el precio al que se comercializará el crudo el mes próximo.
Ese proceso, además, se da sin un liderazgo claro. Por un lado, el Gobierno nacional se mantuvo prescindente de esta agenda, a diferencia de lo ocurrido en administraciones anteriores donde solía oficiar como articulador del mercado.
Por otro, tampoco emergió hasta ahora un rol activo de YPF como principal jugador del sector. La compañía, que históricamente funcionó como ordenador de precios y coordinador informal entre actores, no avanzó por el momento en la generación de una mesa o canales de negociación para encauzar la discusión.
Lo que está en juego
El interrogante ahora es doble. Por un lado, si todos los productores estarán dispuestos a resignar parte de la renta para cerrar un acuerdo con las refinadoras. Por otro, en qué nivel se ubicará ese consenso.
La discusión de fondo pasa por definir quién captura la renta inesperada en el mercado petrolero en un contexto de precios internacionales elevados: si los productores, los refinadores o los consumidores.
En lo inmediato, el mercado deberá resolver si el barril doméstico se ubica más cerca de los 85 dólares o de los 90. Un rango que, en definitiva, marcará el equilibrio entre precios en surtidor, rentabilidad del upstream y necesidad -o no- de intervención estatal.
Los contratos de mayo del Brent tocaron su mayor precio desde el comienzo del conflicto en Medio Oriente.
Los contratos futuros del Brent, el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, tocaron este lunes su precio más alto desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente. El conflicto militar iniciado el 28 de febrero pasado cumplió este fin de semana su primer mes sin grandes perspectivas de una salida diplomática que restituya rápidamente el comercio por el estrecho de Ormuz a niveles similares a los normales.
Los futuros de mayo del Brenttocaron este lunes un precio de US$ 116 por barril. El precio más alto para este contrato desde el comienzo de la guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán.
En el mercado estadounidense, el precio del WTI está cruzando este lunes los US$100 por barril por primera vez desde el 28 de febrero, lo que constituye una alerta para la administración de Donald Trump.
Petróleo: riesgo de destrucción de demanda
El inicio del conflicto encontró al mercado con inventarios de petróleo crudo y combustibles en niveles históricamente altos, aunque ese colchón se está agotando a medida que se prolonga la mayor disrupción en la historia del mercado energético. La Agencia Internacional de Energía (IEA) reportó que los productores en el Golfo Pérsico redujeron la producción de crudo en alrededor de 10 millones de barriles por día.
La consultora Rystad Energy advirtió que la siguiente fase es la temida destrucción de demanda en el largo plazo. Existe una brecha de 6 millones de bpd entre el flujo perdido de petróleo crudo y los recortes de producción en refinerías (4 millones de bpd recortados, principalmente en Asia) que el mercado hasta ahora pudo atender recurriendo a inventarios. Sin embargo, esa opción se está terminando.
«Durante las últimas cuatro semanas, los buffers como el crudo en tránsito, el almacenamiento flotante, las liberaciones de las reservas estratégicas y el excedente de preguerra han absorbido el déficit y mantenido el mercado en funcionamiento. Esta fase está llegando a su fin. El próximo mecanismo de ajuste es la demanda«, evaluó Rystad en un reporte publicado la semana pasada.
Guerra en Medio Oriente: promesa de negociaciones y movilización de tropas de EE.UU.
Trump extendió hasta mediados de esta semana una tregua en los ataques estadounidenses contra infraestructura energética de Irán debido al supuesto inicio de conversaciones con el país persa. Pakistán anunció que oficiará como mediador, aunque el Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán negó este lunes la existencia de conversaciones con Washington e informó que no están participando en el esfuerzo diplomático pakistaní.
Mientras tanto, EE.UU. está movilizando más tropas hacia Medio Oriente, lo que despierta suspicacias en Teherán sobre las intenciones reales detrás de las negociaciones promovidas desde Washington. El Washington Post publicó que el Ministerio de Guerra (Pentágono) se está preparando para semanas de operaciones en tierra en Irán.
En CERAWeek, el secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, aseguró que la guerra será corta y que la disrupción en el suministro de energía finalizará pronto. “Esto es un shock energético de corto plazo, no de largo plazo», dijo la semana pasada en el mayor evento energético del mundo.
Una embarcación rusa de carga con un envío humanitario de petróleo llegó a Cuba, informó este lunes el Ministerio de Transporte de Rusia.
El petrolero Anatoly Kolodkin entregó unas 100.000 toneladas de crudo a Cuba, según un comunicado recogido por la agencia de noticias TASS. El buque esperaba para descargar ahora mismo en el puerto de Matanzas, añadió el informe, que difundió además Xinhua.
Antes, el diario New York Times informó que la Guardia Costera de Estados Unidos había permitido al tanquero ruso de crudo llegar a Cuba tras meses de bloqueo petrolero contra el país caribeño.
El embargo interrumpió la mayoría de los envíos de combustible hacia La Habana, según se señaló desde el Instituto de Energía de la Universidad de Texas.
La CNN había anunciado la semana pasada que el Anatoly Kolodkin estaba en camino a Cuba con cerca de 730.000 barriles de petróleo.
Se estima que en caso de llegar a las refinerías cubanas, este crudo ruso podría producir unos 250.000 barriles de diésel, suficientes para cubrir aproximadamente 12,5 días de demanda interna.
Cuba dejó de recibir petróleo de Venezuela, su principal proveedor, tras la captura por parte de Estados Unidos del presidente Nicolás Maduro, y posteriormente también se cortó el suministro de otros países, como México, después de que el Gobierno de Trump amagó con imponer aranceles adicionales a los países que le dieran crudo directa o indirectamente.
La escasez de combustible aumentó los apagones, que son cada vez más prolongados, frente a una infraestructura deteriorada por la falta de mantenimiento e inversiones.
Tan solo en el último mes, la isla sufrió dos apagones totales que dejaron a oscuras a La Habana y otras ciudades.
“No entiende Milei para qué YPF es nacional”, subrayó el gobernador bonaerense, quien, a su vez, expresó que el Presidente “ve sus resultados y lucra con eso, pero defiende a los intereses extranjeros y pone en riesgo a los recursos”.
“Porque es líder en la producción de combustibles y cuando hay una guerra, por ejemplo, o una turbulencia o algún tipo de volatilidad de los precios internacionales de los hidrocarburos, tenemos un instrumento muy poderoso para que eso no se descargue sobre el bolsillo del pueblo. Para eso lo tenemos, para tener una política en torno al precio de los combustibles internos”, puntualizó.
En ese mismo sentido, invitó “a la prudencia a las autoridades”: “Si nosotros insistimos en que tenían razón los demandantes, los fondos buitre, siguen dándole argumentos para apelaciones a quienes estaban demandando. Observarlos darle la razón a quienes querían quedarse con la empresa es riesgoso, además de ser absolutamente contrario al interés de nuestro país”.
“Ahora es total responsabilidad de la administración seguir defendiendo a la Argentina como corresponde si es que aparece una nueva instancia, si es que insisten los demandantes”, agregó.
Kicillof destacó que “si YPF seguía privatizada íbamos a convertirnos en un país sin gas y sin petróleo”
El gobernador hizo un repaso histórico de las últimas décadas, y destacó que “durante los 90 se llevaron adelante una serie de privatizaciones de empresas públicas, algunas de ellas estratégicas para la Argentina”, que fueron “hechas a las apuradas, mal y además con resultados desastrosos, que fueron una calamidad para el país”.
“YPF es un caso más de privatizaciones mal hechas que llevaron al vaciamiento de activos estratégicos de la Argentina. Lo vuelvo a repetir porque hoy estamos frente a un gobierno que pretende de nuevo tanto en la hidrovía, como en la propia AySA, como en las autopistas, como, por supuesto, en YPF, donde planteó Milei lo mismo, que fue reprivatizar YPF, ese era su objetivo”, subrayó.
En esa línea, mostró una reducción en la producción de la empresa cuando estuvo en manos de la española Repsol. “La de petróleo, prácticamente cayó a la mitad. En el caso del gas, hubo un crecimiento inicial y luego un derrumbe del 43% desde el pico. Otro tanto ocurrió con las reservas. Fue un vaciamiento, que desencadenó un problema macroeconómico”, expresó el gobernador.
De esta manera, según explicó, “YPF, empresa líder en gas, petróleo y energía de la Argentina, dedicó sus ganancias y su rentabilidad en las manos privatizadas de Repsol a generar inversiones en otros países y en otros lugares”. “Esto obviamente tuvo como resultado que Argentina, de ser un país de que tenía un superávit comercial energético, tuvo que empezar a importar combustibles”, sintetizó, y añadió que “este desastre condujo a la escasez de divisas”.
El presidente Javier Milei destacó este viernes que el fallo favorable a Argentina por la estatización de YPF se logró gracias a “pericia jurídica y diplomática del equipo de Gobierno” y por el que “se logró torcer el destino a nuestro favor”.
Es una “inigualable alegría” y un “hecho de trascendencia histórica”, dijo Milei, al destacar que el monto que Argentina evitó pagar equivale a “70 millones de jubilaciones mínimas” y “era virtualmente imposible” de abonar.
También anunció que el Poder Ejecutivo enviará al Congreso un proyecto para modificar la ley de Expropiaciones. “Esta administración levantó los platos rotos porque el liberalismo es hacernos cargo de los errores del pasado”, subrayó.
Críticas al kirchnerismo
En su discurso, advirtió que “hay quienes quieren leer esta noticia como un logro de la administración que expropió las empresas” en 2012, en referencia a la ex presidenta Cristina Kirchner y el “inefable” Axel Kicillof.
“Nada puede estar más lejos de la verdad”, dijo Milei y añadió que “es una afrenta de los argentinos que pretendan apropiarse de este resultado”.
Para el Presidente, “estos personajes de nuestro pasado nos sumieron en una aventura sucidia que podría habernos costado todo”.
El mandatario definió como una “verdad irrefutable” que “expropiar está mal” porque, dijo, “robar está mal”, lo que costó “aproximadamente 12 años de falta de inversiones por culpa del juicio en curso, es decir, menos trabajo, menos empresas, más pobreza e indigencia”
“El juicio de YPF comenzó durante la presidencia de Cristina Kirchner, y se perdió en primera instancia durante la presidencia de Alberto Fernández. Ahora, Argentina logró una sentencia histórica en esta administración”, enfatizó.
El Gobierno nacional avanza en la venta de las acciones de Enarsa en Citelec y espera para el 14 de abril la recepción de las ofertas, tras un reciente cambio en el cronograma del proceso licitatorio.
La fecha original era el 26 de marzo, pero Economía decidió una postergación para asegurar el éxito de la operación.
Según trascendió de fuentes del mercado eléctrico, se buscó garantizar que los interesados puedan administrar la red de transporte eléctrico sin que esto signifique una barrera de entrada que limite la competencia entre las firmas.
Entre los interesados en la operación se encuentran grupos energéticos locales, generadoras y actores del sector financiero que analizan la estabilidad de los ingresos de la empresa.
Transener, la firma operada por Citelec, gestiona una red de más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión en todo el territorio nacional. La venta de estas acciones responde a la idea oficial de reducir la presencia del Estado en activos no estratégicos.
La puja por quedarse con la empresa que opera más de 15.000 kilómetros de redes de alta tensión cuenta con importantes grupos empresarios, en buena parte de origen local.
Por ejemplo, se habla de Edison Energía, una compañía que comandan los Juan y Patricio Neuss, que incorporaría a empresarios locales.
Otro de los posibles oferentes es Genneia, presidida por Jorge Brito y principal compañía en la generación de energía con recursos renovables.
También se espera la decisión de Central Puerto y una eventual postura de Edenor, ahora en poder de José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.
A través de un extenso mensaje, la ex mandataria agradeció al estudio jurídico Sullivan & Cromwell LLP por la defensa del Estado argentino ante los tribunales de Nueva York y sostuvo que los argumentos jurídicos reafirmaron la primacía de la Constitución Nacional por sobre disposiciones estatutarias.
En ese sentido, remarcó que la expropiación de la petrolera en 2012 se realizó “conforme a derecho” y en ejercicio de la soberanía estatal.
Como ex Presidenta y como ciudadana argentina, mi agradecimiento al staff de abogados de la firma Sullivan & Cromwell LLP que llevaron adelante la defensa del Estado argentino, a partir de enero del 2020, en la causa YPF que se tramitaba ante los tribunales de Nueva York.
“Como ex presidenta y como ciudadana argentina, mi agradecimiento al staff de abogados de la firma Sullivan & Cromwell LLP que llevaron adelante la defensa del Estado argentino, a partir de enero del 2020, en la causa YPF que se tramitaba ante los tribunales de Nueva York”, expresó la ex mandataria.
Y, desde su lugar de abogada, expresó sus felicitaciones a ese buffett por “haber sostenido los argumentos jurídicos de la Argentina en cuanto a que las disposiciones del Estatuto de una sociedad no pueden prevalecer sobre la Constitución Nacional y el ordenamiento jurídico de un país… que es nada más ni nada menos que reconocer la soberanía de los Estados”.
“Justo es reconocer que la posición de la Argentina siempre fue apoyada por Estados Unidos; tanto en su administración demócrata como republicana. De esta manera, queda más que claro que la expropiación con fines de utilidad pública de YPF se hizo conforme a derecho”, añadió.
La ex presidenta señaló que “también queda claro que la decisión política de recuperar YPF y nuestra soberanía energética fue estratégica para nuestro país; porque con el desarrollo de Vaca Muerta, a partir del año 2012… hoy podemos decir con orgullo que Argentina tiene superávit de miles de millones de dólares en la balanza energética”.
El fallo fue dispuesto por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, que además consideró que YPF fue correctamente exculpada en el proceso de estatización. Sin embargo, el litigio —iniciado en 2015 y que había tenido un fallo adverso en primera instancia en 2023 por parte de la jueza Loretta Preska— podría tener un último capítulo en la Corte Suprema de Estados Unidos, instancia a la que aún pueden recurrir las partes.
Luego que el Tribunal de Apelaciones del Segundo Circuito de Estados Unidos anulara una sentencia de 16.100 millones de dólares contra Argentina en el juicio que se le seguía por la expropiación de YPF, el gobernador bonaerense, Axel Kicillof, aseguró que “se hizo justicia” y dijo que Javier Milei debería pedir perdón por apoyar a los fondos buitres.
“Se hizo justicia. Este fallo es lo que siempre planteamos”, dijo Kicillof al ser consultado sobre la resolución. “Milei tendría que pedir perdón por apoyar a los fondos buitres”, agregó el mandatario al ser consultado sobre las críticas del Presidente, quien dijo que tuvo que venir “a arreglar las cagadas del inútil de Kicillof”.
“Era muy malo que el Presidente para sacar provecho político les diera la razón a los fondos buitres. Sobre todo, porque el Estado siempre siguió una línea en este juicio absurdo”, destacó el mandatario en diálogo con Radio con Vos. Y recordó que parte de la oposición, como el PRO, siempre se colocaron del lado de la posición de los fondos especializados en este tipo de demandas.
La Justicia de EE.UU. falló a favor de YPF y deja en evidencia años de mentiras. Al final, era un relato impulsado por los buitres para cuestionar una decisión soberana y hacerse (más) ricos.
Mientras el presidente Javier Milei hablaba del “impuesto Kicillof”, los propios…
“Una pena lo del Presidente, porque lo el Tribunal le dijo que él nunca tuvo razón”, añadió el titular del PJ bonaerense, quien buscó restarle importancia a los exabruptos de Milei hacia su persona. “Dice que era un inútil por hacer las cosas mal y ahora que la Justicia falló a favor de Argentina dice que soy un inútil también. Habría que preguntarle. Pero lo cierto que la palabra del Presidente está devaluada”, señaló.
El mandatario aprovechó además la red social para recordar la postura de Milei, que siempre fue crítica a la decisión de la administración kirchnerista de expropiar la mayoría de la compañía. “Mientras Milei hablaba del ‘impuesto Kicillof’, los propios abogados del Estado argentino, desde que se inició el juicio, defendían en la Justicia los mismos argumentos que sostuvimos siempre”, señaló.
“Nacionalizar YPF fue una de las decisiones estratégicas más importantes de la Argentina en las últimas décadas”, agregó, y resaltó la figura de la expresidenta. “Aquella decisión, adoptada por @CFKArgentina marca el rumbo del modelo de desarrollo que la Argentina necesita: defensa del interés nacional, desarrollo federal, articulación público-privada, inversión en ciencia e infraestructura, potencial industrial, producción y cuidado de nuestros recursos naturales”, sostuvo.
La expropiación de YPF en 2012 se dio en medio de un conflicto entre el Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner y Repsol, que controlaba la compañía desde la privatización de los años 90 pero era acusado de desinversión. En ese proceso tuvo un rol central Kicillof, quien integraba el equipo económico y participó en el diseño y la defensa política de la medida. Su intervención resultó clave en la estrategia oficial para avanzar con la estatización y en la justificación pública de la decisión.
El 16 de abril de 2012, Fernández de Kirchner anunció el envío al Congreso de un proyecto de ley para declarar de utilidad pública el 51% del capital accionario de la compañía. El proyecto avanzó en el Congreso con amplio respaldo y terminó convirtiéndose en ley.
La decisión abrió un conflicto directo con Repsol, que rechazó la medida y exigió una compensación económica. La compañía española cuestionó la legalidad de la expropiación y activó reclamos en distintos ámbitos. La disputa se trasladó al terreno diplomático y judicial.
Durante los meses siguientes, el Estado argentino y la empresa mantuvieron negociaciones por una indemnización. Recién en 2014 hubo un acuerdo y la Argentina aceptó pagar unos US$ 5.000 millones en bonos como compensación por el 51% expropiado.
El entendimiento con Repsol cerró el conflicto con el accionista mayoritario, pero no resolvió la situación de otros inversores. Entre los accionistas minoritarios se encontraban algunas sociedades cuyos derechos de litigio pasaron luego a manos de los denominados “fondos buitres”, entre ellos, Burford Capital.
En 2023, la jueza Loretta Preska dictó un fallo adverso para la Argentina.La magistrada estableció que el país debía pagar una indemnización superior a los US$ 16.000 millones. Sin embargo, este viernes, la Corte de Apelaciones de Nueva York, dio de baja el falló en primera instancia por la expropiación de YPF.
En línea con la agenda energética que impulsa el Gobierno de Santa Cruz, y en cumplimiento de los lineamientos definidos por el gobernador Claudio Vidal, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, encabezó el pasado jueves la primera reunión del año de la Mesa Provincial de Hidrógeno, un espacio estratégico creado por Ley N° 3873 para planificar y coordinar el desarrollo del sector en la provincia.
El encuentro contó con la participación de los secretarios de Estado de Energía Eléctrica, Nazareno Retortillo, y de Minería, Pedro Tiberi; de Walter Uribe de la UNPEOSC; los referentes de la Plataforma H2 Argentina, Juan Carlos Villalonga y Carina Quispe; los intendentes de Puerto Santa Cruz, Juan Manuel Bórquez, y de Comandante Luis Piedra Buena, Analía Farías; y la comisionada de Fomento de Jaramillo/Fitz Roy, Ana María Urricelqui; junto a representantes de organismos públicos, universidades, instituciones técnicas y actores vinculados a la actividad.
Durante la jornada, se realizó un balance de los avances alcanzados desde la conformación de la Mesa y se compartieron distintas miradas sobre el estado de situación del hidrógeno en Santa Cruz. En ese marco, también se puso en común la experiencia de la visita a la Planta de Hidrógeno de Punta Arenas, Haru Oni, de HIF Global, organizada por el Círculo de Políticas Ambientales, como referencia concreta del desarrollo de esta industria en la región.
Potencial provincial
Asimismo, se analizaron las oportunidades que presenta la provincia a partir de sus condiciones naturales y su potencial en energías renovables, así como los desafíos asociados a la infraestructura, el marco regulatorio, la atracción de inversiones y la necesidad de generar condiciones competitivas en un contexto internacional dinámico.
En ese sentido, el ministro Álvarez destacó el potencial de la provincia para transformar sus recursos en oportunidades concretas de desarrollo: “Santa Cruz tiene la posibilidad de convertir su capacidad en energías renovables en vectores como el hidrógeno, el amoníaco o los combustibles sintéticos, que pueden ser exportados a distintos mercados del mundo”.
Asimismo, remarcó las ventajas competitivas del territorio: “Contamos con condiciones para posicionarnos como productores a nivel global, con niveles de eficiencia muy competitivos. Tenemos que prepararnos para aprovechar esa oportunidad”.
Por último, subrayó la importancia de generar condiciones para el sector al señalar que “es clave avanzar en un marco legal que brinde previsibilidad, porque de eso depende la llegada de inversiones y el desarrollo de esta industria”.
Política energética activa
La realización de este primer encuentro del año se enmarca en la decisión del Gobierno Provincial de sostener una política energética activa, con mirada de largo plazo, orientada a diversificar la matriz productiva y posicionar a Santa Cruz en los nuevos escenarios de la energía.
La Mesa Provincial de Hidrógeno se consolida así como un ámbito de articulación clave entre el Estado, el sector privado y el sistema científico-tecnológico, orientado a construir una hoja de ruta común que permita avanzar de manera ordenada y sostenible en el desarrollo de esta industria emergente.
La venta de combustible en todo el país alcanzó a 1.299.600 metros cúbicos en febrero, lo que representa una baja interanual de 1,7%.
Se trata del “peor febrero desde 2021” en términos de volumen comercializado, señaló la consultora Politikón Chaco en base a registros oficiales.
El consumo de naftas registró una baja del 0,1% interanual, mientras que el gasoil tuvo un retroceso del 3,8%. En el segmento de naftas, la variedad súper cayó un 2,1% y la premium subió un 5,5%. En cuanto al gasoil, la modalidad común descendió un 10,4%, mientras que la versión premium aumentó un 6,6%.
El estudio de la Secretaría de Energía de la Nación señala que el desempeño del mercado de gasoil estuvo afectado por el segmento común, y que el dinamismo del segmento premium “no fue suficiente para traccionar el resultado general” del producto.
En el mercado por empresas, YPF concentró el 56% de las ventas totales y registró un crecimiento interanual del 1,2%.
Por su parte, Shell ocupó el 22,3% del mercado con un retroceso del 5,1% interanual en sus ventas, mientras que Axion explicó el 12% del volumen comercializado con una baja del 2,1%. La firma Puma Energy tuvo una participación del 5,3% y una caída del 13,5%.
A nivel geográfico, solo cuatro de las 24 jurisdicciones del país presentaron subas interanuales en febrero: Río Negro (+3,8%), Buenos Aires (+1,6%), San Juan (+1,0%) y Santa Fe (+0,7%).
En los veinte distritos restantes se registraron bajas, donde las más profundas se observaron en Misiones (-10,1%) y Corrientes (-13,5%).
En el acumulado de rimer bimestre de 2026, las ventas totales muestran un retroceso del 0,7% en comparación con el mismo período de 2025.Esta baja acumulada se encuentra traccionada por el gasoil (-2,4%) y levemente recortada por la nafta (+0,4%).
Representantes de diversas cooperativas eléctricas advirtieron este jueves sobre la incertidumbre financiera que enfrentan ante el inicio, a mitad de año, del pago de deudas con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). La mayoría de las 200 que funcionan en el interior bonaerense están en alerta.
En un encuentro en Olavarría, los dirigentes cooperativistas plantearon un escenario complejo de cara a junio y julio, cuando deberán comenzar con el pago de las 72 cuotas de la deuda que, en total, asciende a más de 1.000 millones de dólares. Es porque las empresas no abonaron cuando las tarifas estaban congeladas y ahora abonarán a lo largo de seis años con la condición de realizar inversiones.
De acuerdo al panorama de Federación de Cooperativas de Electricidad de la Provincia de Buenos Aires (Apeba), la complejidad económica que se avecina para los próximos meses hará que estas entidades sufran una asfixia en sus cuentas.
Mientras Oreste Binetti (Luján) describió un escenario “muy difícil” por el arrastre de deudas acumuladas desde la pandemia y que “no saben cómo van a llegar” a abonar esas cuotas, Walter Vázquez (Usina Popular de Tandil) aseguró que el riesgo pasa porque muchas dejarán de hacer inversiones e inclusive tomarán deuda con el proveedor de energía.
“Nunca hemos tenido deudas con nuestra proveedora de energía, que es Cammesa. Sin embargo, en los últimos 5 años, a partir de la pandemia, no hemos podido cubrir los gastos, ni el pago a Cammesa”, dijo Binetti. Y agregó: “Algunos tenemos que empezar a pagar en junio, otros en julio y estamos todos que no sabemos cómo vamos a llegar, porque hoy venimos muy con lo justo y no alcanza”.
Cabe recordar que el año pasado, a través del DNU 186/25, publicado en el Boletín Oficial, se les otorgó un plazo de gracia de hasta 12 meses y 72 cuotas a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación. En ese momento, se informó que la deuda corresponde a 79 distribuidoras y cooperativas con Cammesa y sumaba en total 2,35 billones de pesos. De esos, unos $ 1,14 billón ya había tenido acuerdos de normalización antes de 2023 y otros $ 111.684 millones durante 2024. Por eso lo que quedó sin normalizar fueron unos $ 1,4 billón.
Para que sirva como ejemplo, la cooperativa de Tandil enfrenta una deuda cercana a los $18 mil millones, mientras que en Balcarce asciende a unos $22 mil millones.
Hay varias entidades del interior que enfrentan altos niveles de morosidad por parte de los usuarios y conexiones irregulares, lo que agrava la situación financiera. A esto se suma, según Ignacio Aramburu, presiente de la Cooperativa Eléctrica de Olavarría, factores locales que profundizan la complejidad, como la extensión de la red rural y la situación del sector de canteras.
Pedro Turqueto, CEO de Copa Energía, la mayor distribuidora de GLP en Brasil y la región.
Argentina es el socio más directo para que el mercado del gas licuado de petróleo (GLP) en Brasil siga creciendo. Sin embargo, la falta de infraestructura necesaria para una importación más eficiente sigue siendo un impedimento a la hora de pensar a largo plazo: El concepto corrió por cuenta de Pedro Turqueto, CEO de Copa Energía, la mayor empresa distribuidora de GLP en Brasil y Latinoamérica.
En efecto, la empresa tiene el 24% del mercado de distribución de GLP en Brasil y al igual que otras distribuidoras en el país vecino, ve desde primera fila la transformación que Vaca Muerta está generando en la región. De hecho, el año pasado, prácticamente la mitad de las importaciones de GLP en Brasil provino de la Argentina, desplazando a Estados Unidos al segundo lugar por primera vez en mucho tiempo.
En diálogo con EconoJournal en el marco del 39° Congreso de laAsociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo (AIGLP) celebrado en Buenos Aires, Turqueto analizó el contexto internacional y el rol estratégico de Argentina.
-Brasil importó el año pasado prácticamente la mitad del GLP desde Argentina, gracias a la creciente producción en Vaca Muerta. ¿Cómo ve la industria de GLP en Brasil a la Argentina en este momento?
-Nosotros estamos muy entusiasmados con lo que pasa ahora acá. Se habla de Vaca Muerta desde hace ya 20 años, que va a desarrollar, que va a tener mucho gas, pero las inversiones no llegan porque la infraestructura no está lo suficientemente madura para poder tener el producto. Nosotros importamos desde hace más o menos 5 años y se ve que las cosas están mejorando a partir de reglas de mercado claras y la inversión de agentes locales.
Copa Energía vio cómo Argentina cambió muy rápido hacia reglas de mercado, pero para el resto de los brasileros es un poco difícil mirar a largo plazo en este país. De la misma forma que se cambió muy rápido, se puede volver atrás muy rápido. Sabemos que acá por mucho tiempo fue difícil sacar el dinero de las inversiones, entonces no es trivial hacer inversiones. Ahora en upstream y en minería están teniendo mucha inversión, pero para nosotros que hablamos de midstream, downstream, no es un tema muy obvio hacer una inversión, por mucho que ahora parezca una oportunidad única.
-Si se desarrollara en la Argentina la infraestructura necesaria, ¿están viendo la posibilidad de firmar contratos de suministro de GLP de largo plazo con empresas argentinas?
-Nosotros tenemos un contrato de largo plazo de hace mucho tiempo con TGS, pero estamos todo el tiempo mirando el mercado, hablando y viendo las oportunidades, evaluando las inversiones que podemos hacer acá o las relaciones comerciales que se pueden afianzar. Lo más obvio hoy es hablar con los agentes argentinos para tener el producto en Brasil.
-¿Están viendo actualmente una diferencia de precios considerable entre el GLP argentino y el GLP que proviene de Estados Unidos?
-Como Copa Energía nuestro terminal de importación esta en el sur del país. Entonces es mucho más cerca de acá que de Estados Unidos. Hicimos una o dos importaciones de allá, pero cuando hablamos de importación miramos básicamente a la Argentina.
-¿Cómo está impactando la guerra en Medio Oriente en lo que es el mercado de GLP en Brasil?
-La Guerra en Medio Oriente está teniendo algún impacto. Petrobras es una gran proveedora de producto local pero también hace mucha importación. Lo que están haciendo hoy son subastas para todos los productores para empezar a comprar el producto. Esta subasta empieza con un premio muy grande, mucho más que el precio del producto que vende normalmente. Esto va a impactar el precio del producto final.
Al mismo tiempo que la presión de costos sube, hay una presión de precio que, por ser un producto muy demandado, impacta en la inflación y en la percepción popular de los costos básicos. Entonces, es un momento muy difícil. Pero yo creo que en Brasil, como en Argentina y toda América del Sur, el problema es menor que en otras regiones del mundo.
-Considerando este contexto global, los cambios geopolíticos, cadenas de suministro que son cada vez más cortas, ¿qué significa tener un suministro tan cercano como el argentino para un mercado tan grande como el brasileño?
-Para mí es muy importante que en Sudamérica tenemos una relación muy cercana. Que las potencialidades de Brasil ayuden al desarrollo de Argentina y las potencialidades de Argentina ayuden al desarrollo de Brasil y de toda Sudamérica. Entonces, tener un país productor cercano a nosotros, con una relación estrecha comercial, con reglas claras para hacer la inversión, es muy importante para que nuestro mercado allá se desarrolle de la mejor manera posible.
-Le diste importancia a la cuestión del Mercosur. ¿Qué hace falta en materia de integración regional?
-Te doy un ejemplo. Estuve hace tres meses en Mato Grosso do Sul, muy cerca de Paraguay. Estaba el presidente de Paraguay. Estuve hablando con empresarios que hacen importación del Brasil al Paraguay o exportación de Paraguay al Brasil. No hay una sinergia aduanera, se pierde mucho tiempo con reglas diferentes. No se puede ni entrar con camión brasileño en Paraguay, tiene que cambiar de camión. Hicimos el Mercosur pero no hicimos una integración aduanera. Esta, para mí, es la cosa más importante. Tenemos que conseguir hacer el comercio de una forma mucho más simple que la actual.
Copa Energía y su rol como distribuidora de GLP en Brasil
El programa «Gas del Pueblo» en Brasil, entrega una garrafa para las familias que no tienen condiciones de pagar por el producto.
-Copa Energía es la mayor empresa distribuidora de GLP en Brasil y la región. ¿Su alcance dentro de Brasil es total o están en determinados Estados?
Copa Energía es una empresa que tiene setenta años de historia. Es la fusión de dos empresas, Copagas, que compró Liquigas hace más o menos cinco años. Las dos empresas tenían operación nacional. Nosotros operamos en veinticinco estados de Brasil. Solamente no operamos en Amazonas y Acre. Entonces, tenemos una cobertura nacional, con cerca del 24% del mercado de gas licuado. Somos líderes en distribución de envasado y segundos en la distribución empresarial, que es de bulk.
En concreto contamos con veinticuatro plantas que hacen el envase del producto, más de veinticinco centros de distribución, y 13.000 distribuidores, que nosotros en Brasil llamamos revendedores. Llegamos a más de treinta millones de casas y más de treinta mil empresas en todo Brasil.
-¿Cuáles son los mercados en Brasil en donde están viendo un potencial de crecimiento o una demanda reprimida de GLP?
-Primero, hay un programa nuevo que se está desarrollando en Brasil que se llama Gas del Pueblo, que va regalar una garrafa para las familias que hoy no tienen condiciones de pagar por el producto. Estimamos que con eso se va a tener una demanda mayor, de cerca de 4% del consumo de cilindros de gas licuado en Brasil. Esas personas hoy utilizan leña u otro tipo de forma para cocinar van a empezar a utilizar gas licuado, que es más limpio, mejor para la salud, para la seguridad y más. Entonces, este es un mercado que se va a desarrollar en los próximos años.
Del punto de vista del mercado empresarial, en la actualidad tenemos restricciones para utilizar gas licuado para generar energía eléctrica, utilizar en las piscinas, las saunas. Esta es una oportunidad de mercado que si cambia la regulación implicará un aumento de consumo también.
-Desde el punto de vista geográfico, ¿cuáles son los estados en donde están viendo un mayor crecimiento?
-Cuando hablamos del envasado, vemos más crecimiento en el nordeste de Brasil, por dos motivos. Allá la población está en crecimiento y entonces se tiene más mercado consumidor. En el resto del mercado es un poco más estable, pero con, por ejemplo, la cuestión de la guerra, podemos empezar a reemplazar gas natural en algún mercado específico.
-En el nordeste precisamente están participando en un proyecto de terminal portuaria en Pernambuco. ¿Cuál es el objetivo con esta terminal?
-Hoy, en Brasil, tenemos una infraestructura que es un poco precaria para atender todo el nordeste brasileño. En el nordeste tenemos una refinería que está en el estado de Bahía, pero en el resto de los estados se importa el producto a través de un navío cisterna, que se queda en el mall del puerto de Suape. Este proceso es caro, que ocupa un espacio que podría destinarse a otro tipo de uso.
En la práctica, no es lo suficientemente grande para abastecer a todo el mercado consumidor del nordeste, a excepción de Bahía. Entonces, nuestra intención con esta inversión es tener más resiliencia, no tener falta de producto para las familias e industrias en esta región. Los costos logísticos van a bajar.
-Desde el punto de vista de la estrategia de la compañía, ¿cuál es la prioridad cuando ustedes salen a comprar suministro de GLP?
-La prioridad es no dejar a nuestro consumidor sin producto. Si no hay gas, no se puede calentar la comida, el agua, no se puede tener materia prima para las industrias. Entonces, la prioridad es siempre proveer el producto para el consumidor. Después vamos a mirar la cuestión del precio, pero la prioridad sin duda alguna son nuestros clientes.
-¿Qué necesitan las compañías distribuidoras en Brasil en este momento para poder llegar con más oferta a estos mercados?
-Necesitamos de una regulación más clara. Que se pueda hacer inversiones con certeza, porque son inversiones muy grandes, de retorno de largo plazo, en donde necesitamos tener estabilidad regulatoria. Eso para nosotros es lo más importante hoy, para poder invertir y saber que va a tener el retorno, que el retorno depende de su competencia.
-En el panel mencionó a Petrobras como un actor que sigue siendo central en la formación del precio del GLP en Brasil. ¿Cómo afecta al resto de las compañías distribuidoras?
-Este es un tema bastante específico de Brasil. Para los distribuidores fue muy cómodo por muchos años tener a Petrobras haciendo toda la importación y precificación del producto. Al mismo tiempo, tenemos a Petrobras como un agente muy fuerte, que no necesariamente hace las cosas de la forma más racional desde el punto de vista de los negocios. Era una empresa de control del estado. Entonces, lo que vemos es que el precio del producto en Brasil no cambia con la misma velocidad que se cambia fuera.
Como agentes privados, para importar, por ejemplo, necesitamos de tiempo, necesitamos tener el navío, necesitamos tener el producto. Entonces, es muy difícil planificar. Es un costo muy grande para nosotros, que somos totalmente dependientes de la voluntad política o comercial de Petrobras.
-Otro punto que mencionaste en la presentación es la importancia de la logística. ¿Cuál es la forma de importación más competitiva para que el mercado del GLP se siga desarrollando en Brasil?
-Con navíos grandes. Hoy no hay cómo hacer esa importación sin pasar por el sistema Petrobras. Nosotros no tenemos puertos con calados muy grandes en Brasil. Entonces, cuando miramos la importación, por ejemplo, de Argentina, tenemos que tener más de una región para poner el producto. Se puede traer para la región sur por camión. No hay tren, pero quizás en el futuro se puede hacer por tren también. Pero la opción más obvia, sin duda alguna, es hacerlo con navíos grandes.
El crecimiento del sector fotovoltaico en Argentina comienza a abrir la puerta a una nueva etapa del sistema eléctrico: el despliegue del almacenamiento con baterías. No sólo por las propias licitaciones AlmaGBA (713 MW adjudicados en 2025) o la convocatoria en marcha AlmaSADI (700 MW asignables este año), sino también por oportunidades que vislumbran los players en todo el país.
“Ahora que se mueve el sector solar, viene de la mano el storage. Estamos bastante cerca en la cronología del tiempo de la evolución del storage y cómo encontrar soluciones”, afirmó MarcosDonzino, Head of Sales South America de JA Solar, durante una entrevista destacada de Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Para seguir avanzando, todos los proyectos de parques fotovoltaicos necesitan acompañamiento de storage. Por ello vemos mucha oportunidad en gran escala y el segmento comercial – industrial cuando el país tenga un sistema de bandas horarias, donde el rol de un trader de energía propiamente dicho podría ponerse interesante”, agregó.
Frente a este escenario, JA Solar busca replicar su expertise en el mercado fotovoltaico (14% del market share global, 300 GW de envíos acumulados y 100 GW de capacidad de producción anual) para posicionarse con soluciones integradas que combinen generación solar y almacenamiento energético.
“La gran ventaja que queremos brindar con nuestra solución es ofrecer una solución unificada en un contrato unificado, que JA pueda ofrecer las garantías cruzadas entre entre paneles y storage. Eso disminuye mucho la incertidumbre y el riesgo, lo que representa mayor tasa o mejor acceso al financiamiento”, indicó Donzino.
¿Con qué productos? En el caso solar el enfoque está puesto en módulos TOPCon bifaciales y el aumento de eficiencia, es decir, incrementar la potencia del panel pero conversando el tamaño del mismo.
“Nuestra idea es no ir con tecnologías nuevas en el corto plazo, sino seguir mejorando la eficiencia de los módulos. Tenemos un track récord grande con ese tipo de panel y funciona muy bien, por lo que queremos mantenerlo”, reconoció el Head of Sales South America de JA Solar.
Mientras que en storage cuentan con soluciones paralelizables de 260 kWh para el segmento comercial – industrial, en tanto que para utility scale, se trata del contenedor de 5 MWh ya mencionado.
¿Nuevos nichos de mercado?
El ejecutivo identificó oportunidades en sectores específicos como minería y agroindustria donde se requiere la complementariedad de ambas tecnologías dada la lejanía con las redes eléctricas.
“Hay casos de mineras donde se necesitan paneles solares adaptados a la cantidad de polvo, además de sistemas de storage. También hay oportunidades en viñedos, que se usa mucho por cuestiones de sustentabilidad en los productos exportados hacia Europa”, manifestó el especialista.
“Hay muchos proyectos en todas las provincias y todas tienen su particularidad, no solo a nivel ambiente, sino a nivel de aplicación. Entonces lo valioso es tener un modelo que sea polivalente, que se pueda adaptar a distintas condiciones, añadió.
De cara a lo que resta del año y próximos objetivos en Argentina, Marcos Donzino tiene en claro que buscarán la continuidad de sus soluciones y lograr mayor posicionamiento de mercado en proyectos de gran escala y C&I.
“La rueda ya está girando. La idea ahora es agrandarla y hacerla girar más rápido. Entonces, seguir creciendo con nuestros distribuidores, ganar más volumen y ampliar el espectro de parques y aplicaciones en el país”, sostuvo.
“Asimismo, la idea de tener proyectos utility en sistemas BESS es un un objetivo interesante que tenemos para este año”, concluyó.
Brasil adjudicó la primera subasta de transmisión de 2026 con resultados contundentes para el sector eléctrico, al otorgar los cinco lotes licitados y consolidar a CYMI Brasil, ENGIE y Enind Engenharia como los principales ganadores del proceso.
La iniciativa movilizó R$ 3300 millones en inversiones, abarcó 11 estados y reforzó la expansión de la red eléctrica nacional.
El proceso también se destacó por su impacto económico y eficiencia tarifaria, ya que los valores de Ingresos Anuales Permitidos (RAP) adjudicados registraron un descuento promedio del 50,69% respecto al máximo establecido, lo que se traduce en un ahorro estimado de R$ 7.600 millones para los consumidores a lo largo de los contratos.
La licitación incluyó la construcción de 798 kilómetros de líneas de transmisión, la ampliación de 2150 MVA de capacidad y la incorporación de 1290 MVAR en compensación reactiva, además de prever la generación de casi 8500 empleos directos durante la fase de implementación.
Los proyectos se distribuyen en Bahía, Ceará, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraná, Río de Janeiro, Rio Grande do Norte, Sergipe, Santa Catarina y São Paulo, con plazos de ejecución que oscilaron entre 42 y 60 meses, dependiendo de la complejidad de cada obra.
¿Cómo se reparten las adjudicaciones por empresas?
CYMI Construções e Participações se posicionó como uno de los mayores ganadores al adjudicar los lotes 1 y 5, concentrando inversiones superiores a R$ 1500 millones. El lote 5, en particular, representó cerca de R$ 1000 millones y contemplará más de 2000 puestos de trabajo, con foco en Mato Grosso y Pará.
Por su parte, ENGIE Transmissão de Energia Participações SA obtuvo el lote 2 y los cuatro sublotes del lote 3, este último con una inversión estimada de R$ 1300 millones. Su participación incluyó especialmente la incorporación de compensadores síncronos en el nordeste brasileño.
En tanto, Enind Engenharia, mediante el consorcio BR2ET Transmissora, se adjudicó el lote 4, con una inversión superior a R$ 240 millones, orientada a fortalecer la capacidad de transmisión en Sergipe y el noreste de Bahía.
Detalles técnicos de las obras adjudicadas
Entre los proyectos se incluyeron nuevas líneas de transmisión en 230 kV y 500 kV, junto con la construcción y ampliación de subestaciones con capacidades que alcanzaron hasta (6+1 reserva) x 133 MVA.
Asimismo, se incorporaron sistemas de compensación síncrona, particularmente en Ceará y Rio Grande do Norte, que permitieron mejorar la estabilidad operativa y aumentar la capacidad de transmisión en regiones con alta demanda.
Los desarrollos también apuntaron a reforzar corredores eléctricos clave, como el tramo Ponta Grossa – Canoinhas y las conexiones entre Mato Grosso y Pará, ampliando la cobertura del sistema interconectado.
Próximos pasos del proceso licitatorio
La primera subasta dejó pendiente una segunda etapa, en la que se previó la licitación de los lotes 7 al 12 en una fecha aún no definida.
En paralelo, el lote 6 fue excluido del proceso por no estar incluido en el Acuerdo de Terminación Consensual. Dicho lote se refería a la línea de transmisión C3 y C4 de 345 kV Norte – Miguel Reale, cada una de 14,5 km de longitud (subterránea), que abastece a la Región Metropolitana de São Paulo – subregiones Norte, Este y Sur.
La reciente escalada del conflicto en Medio Oriente vuelve a evidenciar una vulnerabilidad estructural del sistema energético europeo: su alta dependencia de importaciones. Más del 50% de la energía consumida en Europa proviene del exterior y cerca del 90% del gas es importado, cada vez más en forma de GNL que compite en mercados globales.
Esto expone a la región a cualquier disrupción internacional. Cuando el mercado global se tensiona, los precios se trasladan rápidamente a Europa, especialmente en el sistema eléctrico.
“El gas todavía suele fijar el precio marginal. Cuando sube el gas, la electricidad lo sigue”, afirmó el analista deStrategic Perspectives, Marin Gillot, en entrevista con Energía Estratégica.
El mecanismo responde al funcionamiento del mercado mayorista europeo bajo el principio de merit order. Las tecnologías se despachan desde las más baratas a las más caras y la última central necesaria para cubrir la demanda define el precio para todo el sistema.
Este diseño permite eficiencia en condiciones normales y envía señales claras de inversión hacia tecnologías de bajo costo como las renovables. Sin embargo, cuando el gas entra en la ecuación, su costo termina trasladándose al conjunto del sistema eléctrico.
La clave está en la frecuencia con la que esto ocurre. En sistemas donde el gas es estructural, como Italia, fija el precio en alrededor del 89% de las horas, generando una exposición directa a la volatilidad internacional.
En cambio, en España el comportamiento es diferente: el gas solo fija el precio en cerca del 15% de las horas, lo que limita considerablemente el impacto de los shocks.
“Donde el gas fija el precio con frecuencia, el impacto es inmediato. Donde no, es mucho más limitado”, explicó Gillot.
Renovables, electrificación y señales de mercado
La diferencia entre ambos sistemas se explica por el peso de las energías renovables. En los últimos años, España incorporó más de 40 GW de capacidad eólica y solar, modificando de forma estructural su matriz eléctrica.
Este crecimiento se refleja en la cobertura de la demanda: en el primer semestre de 2025, la eólica y la solar representaron cerca del 46%, frente al 29% en 2019. Como consecuencia, se redujo el espacio operativo del gas en el sistema.
El cambio también se observa en la formación de precios. La participación de tecnologías fósiles como fijadoras cayó del 75% al 19% en ese período.
“El gas sigue presente, pero fija el precio mucho menos a menudo”, señaló Gillot.
Este desacople progresivo entre gas y electricidad no solo reduce la volatilidad, sino que también comienza a generar ventajas competitivas. Sistemas con menor exposición a combustibles fósiles ofrecen precios más estables, lo que favorece inversiones industriales en sectores como hidrógeno, acero y baterías.
En este sentido, el desarrollo renovable se convierte en una herramienta económica además de energética. La estabilidad de costos eléctricos empieza a ser un factor de atracción para nuevas industrias.
Sin embargo, capturar estos beneficios requiere un enfoque integral del sistema. La expansión de renovables debe ir acompañada por redes, almacenamiento en baterías, gestión de la demanda y electrificación de consumos como calefacción o transporte.
A pesar de estos avances, persisten señales económicas que van en sentido contrario. En la Unión Europea, la electricidad está gravada en promedio el doble que el gas. En algunos países, esta diferencia es aún mayor: tres veces en Alemania, seis en Bélgica y hasta 14 veces en Croacia.
Esto impacta directamente en las decisiones de consumo e inversión. Cuando la electricidad es relativamente más cara, se retrasa la adopción de tecnologías como bombas de calor o vehículos eléctricos, y las industrias tienen menos incentivos para electrificar procesos.
“Reequilibrar los impuestos mejoraría inmediatamente la economía de la electrificación”, sostuvo Gillot.
En este contexto, la política fiscal aparece como uno de los pocos instrumentos de impacto inmediato. Ajustar estas señales permitiría acelerar la electrificación, reducir la demanda de gas y fortalecer el desarrollo de tecnologías limpias.
Alinear la fiscalidad con la electrificación no solo reduce la exposición a la volatilidad internacional, sino que conecta el alivio en el corto plazo con una mayor seguridad energética en el largo plazo.
Argentina avanza en el desarrollo del almacenamiento energético con la licitación AlmaSADI por 700 MW, destinada a reforzar nodos críticos del sistema eléctrico y reducir cortes de suministro. Sin embargo, en paralelo al despliegue de capacidad, emerge un desafío estructural: cómo garantizar la operación eficiente y el rendimiento de estos sistemas a lo largo de su vida útil.
FlexGen advierte que el foco del mercado debe desplazarse del costo inicial hacia el riesgo integral del proyecto y en anticipar el comportamiento de los sistemas a largo plazo, incorporando variables que van más allá del diseño inicial.
“El precio por kWh a todo el mundo le importa, ¿verdad? No podemos decir que eso no se discute en todas las reuniones, pero para nosotros es muy importante discutir el riesgo total del proyecto”, sostuvo Camille Cruz, directora de Desarrollo de Negocio de la compañía.
“Verdaderamente vemos el performance y las garantías, no nada más desde el primer día, pero sí a lo largo de la vida del proyecto para entender qué pasará en 5 – 10 – 20 años”, afirmó durante su participación en Future Energy Summit (FES) Argentina.
Esto implica repensar cómo se diseñan los proyectos desde su origen, integrando desde el inicio la capa de control, operación y mantenimiento, a fin de ayudar a desarrolladores y operadores.
Este cambio de enfoque cobra especial relevancia en un país que comienza a escalar proyectos stand-alone, con exigencias técnicas concretas como ciclos limitados de operación y garantías de suministro continuo.
La licitación AlmaSADI prevé adjudicaciones en junio de 2026 y plazos de entrada en operación entre 2027 y 2029, en un proceso que se desarrollará en menos de cuatro meses.
De baterías a infraestructura digital: el rol de la optimización en la próxima etapa
El crecimiento del almacenamiento en Argentina no solo estará definido por la capacidad instalada, sino por la inteligencia con la que operen los sistemas. En ese sentido, la integración entre baterías, inversores y plataformas digitales se vuelve un eje estratégico.
La flexibilidad tecnológica también aparece como un factor determinante, en un contexto donde la evolución de los componentes exige adaptabilidad y diferentes cambios en la operación del sistema.
“Cuando empezamos a discutir el diseño del proyecto, cuáles son esas garantías y que los O&M nos podrán decir qué pasará y cómo trabajar en conjunto con los EPCistas para asegurar que el proyecto continúe operando”, manifestó la especilista.
El verdadero cambio o shift en mentalidad de la industria tiene que ser que pensemos todo como una infraestructura digital, con controles inteligentes, analíticas, datos históricos. No es meramente saber operar los sistemas, sino que éstos tengan más vida útil de lo que originalmente estimamos” añadió Cruz.
FlexGen también apuesta por la preintegración como estrategia para reducir riesgos en campo, optimizando tiempos y minimizando fallas. Para ello cuenta con un laboratorio en Carolina del Norte donde realiza el proceso denominado “One Touch Commissioning” y “troubleshooting” antes de que los activos lleguen al campo.
Con antecedentes como AlmaGBA, que adjudicó 713 MW y moviliza inversiones superiores a USD 540 millones, Argentina comienza a consolidar su mercado de almacenamiento, pero el desafío no será únicamente sumar megavatios.
“Lo más importante es entender exactamente cómo funcionan los sistemas, cómo continuarán funcionando y cómo le vamos a proveer el servicio necesario a esos sistemas”, concluyó Cruz.
El bloqueo en los nudos destinados a futuros concursos de capacidad y demanda se posiciona como uno de los principales factores de incertidumbre para el desarrollo renovable en España, según advierte ABO Energy, en un contexto donde la definición regulatoria y la disponibilidad de acceso a red condicionan nuevas inversiones.
“El principal reto es la incertidumbre ante el bloqueo actual del acceso a red en general y en particular sobre los nudos destinados para futuros concursos de capacidad/demanda”, afirmó Óscar García, Managing Director de ABO Energy España, en diálogo con Energía Estratégica.
Este escenario cobra mayor relevancia en un momento en el que el sector aguarda nuevas definiciones regulatorias. Tras la adjudicación de 928 MW en concursos recientes, el mercado pone el foco en los próximos procesos vinculados a demanda, con alrededor de 75 nudos susceptibles de ser convocados, distribuidos entre infraestructuras de 220 kV y 400 kV en distintas regiones del país. lo que podría reconfigurar el mapa de acceso a red y abrir nuevas oportunidades de desarrollo.
“Estos factores dificultan la planificación y la viabilidad de nuevos proyectos”, agregó García, en referencia a un contexto que también está atravesado por demoras administrativas, falta de criterios homogéneos entre regiones y una digitalización aún insuficiente.
En paralelo, la compañía avanza con un pipeline activo que busca sortear estas limitaciones. Actualmente, ABO Energy cuenta con alrededor de 300 MW con acceso a red en fase avanzada de tramitación, mientras que el resto de los desarrollos se encuentran en distintas etapas, abiertos a modelos de colaboración y usos estratégicos.
La estrategia hacia 2026 prioriza la consolidación de proyectos ya encaminados, enfocándose en asegurar su viabilidad técnica y económica antes de avanzar con nuevas iniciativas. En paralelo, la empresa continúa fortaleciendo su cartera eólica, con la mirada puesta en futuras oportunidades de mercado que puedan surgir una vez se destraben las condiciones actuales.
“La hibridación es una línea estratégica clave para ABO Energy en España”, subrayó García. En esa línea, la compañía avanza en desarrollos que integran distintas tecnologías en un mismo emplazamiento.
“Estamos desarrollando proyectos que combinan las tres tecnologías principales, eólica, solar y almacenamiento, tanto en nuevas instalaciones o planificadas, como en plantas ya existentes”, detalló el Managing Director, en referencia a un enfoque que busca mayor eficiencia operativa.
El objetivo de estas soluciones es claro: optimizar los puntos de conexión disponibles y aportar estabilidad al sistema eléctrico. Tal como explica el ejecutivo, “estas soluciones permiten optimizar el uso de los puntos de conexión y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico”.
“Estamos desarrollando soluciones que integran baterías con generación renovable, convencidos de su papel estratégico”, afirmó García.
No obstante, el despliegue de esta tecnología aún enfrenta barreras regulatorias. El directivo advierte que el marco actual requiere mayor evolución para brindar señales claras y previsibilidad a largo plazo, condición necesaria para escalar inversiones en almacenamiento.
«El contexto actual ha complicado la viabilidad de PPAs en proyectos solares, debido principalmente a los bajos precios del mercado”, apuntó García, marcando una diferencia frente a otras tecnologías.
En contraste, la eólica mantiene condiciones más favorables para el cierre de contratos. Segun destacó el ejecutivo, los PPAs eólicos contínuan «generando interés», lo que los convierte en una vía sólida para el cierre financiero.
En paralelo, la compañía explora alternativas comerciales que le permitan diversificar riesgos. “También analizamos alternativas como la venta directa en el mercado mayorista”, agregó el ejecutivo, en línea con una estrategia más flexible.
Con 25 años de trayectoria en el desarrollo de proyectos renovables en España, ABO Energy busca seguir posicionándose como un actor relevante en la transición energética, alineando su pipeline con los objetivos de descarbonización del país.
“Consideramos imprescindible reforzar la inversión en redes eléctricas, tanto de transporte como de distribución”, sostuvoGarcía.
Y concluyó: “Abordar estas cuestiones permitiría aliviar los cuellos de botella existentes y facilitar tanto la integración de nueva capacidad renovable como el desarrollo de nuevos consumos industriales”.
En un mercado condicionado por restricciones en el acceso a red, presión sobre los PPAs y cambios regulatorios, ABO Energy apuesta por la hibridación y la eólica como ejes para sostener su desarrollo en España.
La presidenta de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), Bárbara Barbieri, y el director ejecutivo de la asociación, DaríoMorales, junto a otros directores del gremio, se reunieron con la ministra de Energía, XimenaRincón, en un encuentro que permitió establecer las bases de una agenda de trabajo conjunta orientada a fortalecer el desarrollo del sector energético en Chile.
En la instancia, ACESOL -que agrupa a cerca de 180 empresas a lo largo de toda la cadena de valor de la energía solar- presentó una visión integral de la industria y sus principales desafíos, enfatizando el rol clave que puede cumplir el sector en la transición energética del país.
Uno de los temas centrales fue la necesidad de avanzar en una reforma al sistema de distribución eléctrica, una de las principales brechas regulatorias.
Desde la asociación plantearon que el actual marco normativo no responde a los desafíos de un sistema moderno, limitando la incorporación de nuevas tecnologías y soluciones que permitan mejorar la eficiencia, la seguridad y los precios de la energía.
Asimismo, se relevó el potencial de la energía distribuida como un pilar para fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico, reducir costos y fomentar la participación de nuevos actores.
En este ámbito, ACESOL propuso medidas para impulsar el autoconsumo, fortalecer herramientas como el netbilling y simplificar los procesos para su implementación, especialmente en pequeñas y medianas empresas.
También se abordó el desarrollo de la energía solar térmica, destacando su potencial para la descarbonización de procesos industriales y su aporte a la eficiencia energética en distintos sectores productivos.
“La energía solar no solo es clave para avanzar en la transición energética, sino también para mejorar la calidad de vida de las personas, reducir los costos de la energía y dinamizar la economía. Como país, tenemos una oportunidad única de aprovechar este potencial y consolidar a Chile como líder en energías limpias”, señaló la presidenta de ACESOL, Bárbara Barbieri.
Por su parte, el director ejecutivo del gremio, Darío Morales, enfatizó la importancia de avanzar en adecuaciones regulatorias que permitan desplegar todo el potencial del sector: “Hoy contamos con tecnologías maduras y competitivas, pero es fundamental modernizar el marco regulatorio, especialmente en distribución, e incorporar herramientas como redes inteligentes, almacenamiento y mayor impulso a la generación distribuida, para contar con un sistema más eficiente, seguro y alineado con las necesidades actuales”.
Desde ACESOL valoraron la disposición de la autoridad para avanzar en un trabajo colaborativo y destacaron que este encuentro marca un paso relevante para construir una hoja de ruta compartida que permita acelerar el desarrollo de las energías renovables en el país.
La integración de IA multi-agente permite a los operadores de Oil & Gas monitorear y optimizar procesos críticos en tiempo real.
La Inteligencia Artificial generativa (GenAI) impulsa la eficiencia operativa mediante soluciones que transforman datos críticos en activos estratégicos para las actividades en Vaca Muerta. La implementación de sistemas basados en RAG (Generación Aumentada por Recuperación) permite reducir en un 80% la latencia en el acceso a documentación técnica compleja, según un informe de la consultora 7Puentes. Esta solución tecnológica garantiza que los ingenieros encuentren datos precisos de forma inmediata, y eleva en un 50% la tasa de recuperación de información para la toma de decisiones críticas.
En este contexto de expansión y creciente complejidad logística, la incorporación de tecnologías avanzadas se posiciona como un factor crítico para sostener la curva de crecimiento. La adopción sistémica de inteligencia artificial se presenta en las operadoras como una herramienta necesaria para mejorar la eficiencia del sector. En particular, los sistemas de IA multi-agente permiten integrar capacidades inteligentes en infraestructuras existentes sin interrumpir las operaciones en curso.
Estas arquitecturas facilitan el acceso y análisis de grandes volúmenes de datos en tiempo real, lo que reduce significativamente los riesgos operativos y los sobrecostos asociados. Como consultores estratégicos, los especialistas de 7Puentes explican que la convergencia entre la IA y el talento humano es determinante para impulsar la seguridad y sostenibilidad del sector. La tecnología de última generación, basada en Machine Learning y Gen AI, ya ofrece soluciones concretas en la industria.
La gestión en Seguridad y Medio Ambiente
Uno de los ejes de esta transformación es la gestión inteligente de la seguridad y el medio ambiente (HSE). Tradicionalmente, el gran volumen de observaciones generadas superaba la capacidad de procesamiento de los analistas humanos. Mediante el uso de modelos de lenguaje, ahora es posible clasificar y priorizar automáticamente estas incidencias, lo que permite generar mapas de riesgo por área en tiempo real.
La implementación de estas herramientas permitió multiplicar por 100 la productividad de los equipos de análisis, aseguran desde la consultora especializada en el desarrollo de soluciones de inteligencia artificial y ciencia de datos. Además de la seguridad, la IA generativa se aplica para enriquecer los datos de mantenimiento operativo. Al extraer y estructurar información de las órdenes de trabajo, la tecnología logra conectarlas con los sistemas de monitoreo en tiempo real para desarrollar modelos de mantenimiento predictivo precisos.
Otro avance significativo se observa en la apertura del acceso a la información corporativa mediante sistemas «Copiloto». Estos asistentes permiten realizar consultas sobre datos estructurados utilizando lenguaje natural, lo que elimina la necesidad de elaborar informes específicos que suelen quedar en desuso. Esta solución redujo en un 50% los costos vinculados al delivery de información y optimizó la gobernanza de datos.
En el ámbito de la ingeniería y la especialización técnica, el uso de sistemas RAG (Retrieval-Augmented Generation) optimiza la consulta de documentación compleja. Las compañías del sector suelen acumular vastos archivos de manuales y normativas que dificultan la búsqueda rápida de datos específicos. La aplicación de RAG redujo un 80% la latencia en el acceso a esta información estratégica para ingenieros.
La barrera ya no es tecnológica
La detección temprana y la explicabilidad de anomalías también forman parte del ecosistema de soluciones digitales que hoy demanda el sector. Al ajustar los planes de integridad de activos mediante IA, las operadoras pueden prevenir incidentes graves y extender la vida útil de sus instalaciones. Esto resulta vital ante el cambio de escala productiva que atraviesa la Cuenca Neuquina.
Pese a los beneficios, varias empresas aún no iniciaron este proceso estratégico debido a dificultades estructurales para la adopción tecnológica. Superar estas barreras requiere no solo de software, sino de una capacitación constante y metodologías ágiles en Ciencia de Datos. El acompañamiento a los líderes es fundamental para concretar la transformación digital en las organizaciones de Oil & Gas.
Hacia adelante, el récord productivo de la Argentina anticipa un escenario de mayor inversión y expansión de infraestructura. La integración de agentes inteligentes y herramientas como «Chat with your data» será el diferencial que permita a las compañías navegar la transición hacia operaciones más eficientes y seguras. La inteligencia artificial ya no es una promesa futura, sino una realidad operativa en el upstream nacional.
El fallo favorable en la causa YPF despejó el mayor riesgo jurídico que enfrentaba la política energética argentina en más de una década. La anulación de la condena elimina un pasivo que condicionaba la macroeconomía, la estrategia de inversión y la capacidad del país para financiar infraestructura.
El impacto inmediato es político, pero las consecuencias más profundas se verán en la arquitectura futura del sector.
En primer lugar, la resolución judicial fortalece la posición del Estado en la regulación de activos estratégicos. La sentencia reconoce la validez constitucional de la expropiación y evita un precedente que hubiera limitado la capacidad soberana para intervenir en sectores críticos. Esto reordena el marco de negociación con empresas, fondos y socios internacionales en proyectos de gas, petróleo y GNL.
En segundo lugar, YPF recupera margen de maniobra. Sin el riesgo de un embargo multimillonario, la compañía puede avanzar en financiamiento externo, acelerar su plan de inversiones y reposicionarse como actor central en Vaca Muerta. La baja del riesgo jurídico mejora el costo de capital y habilita conversaciones que estaban congeladas por la incertidumbre del litigio.
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En tercer lugar, el fallo modifica el tablero político interno. El Gobierno capitaliza el resultado jurídico, pero enfrenta un escenario social más exigente y un clima económico que ya no tolera inconsistencias narrativas.
La oposición, por su parte, encuentra en el caso YPF un terreno para revisar responsabilidades pasadas y discutir la ingeniería financiera que dio origen al conflicto. La disputa por el relato no altera los hechos, pero condiciona la agenda pública.
En cuarto lugar, el Presidente anunció que ordenó redactar una ley destinada a proteger a los inversores privados y evitar que situaciones como el caso YPF vuelvan a ocurrir. La iniciativa apunta a establecer reglas claras para expropiaciones, mecanismos de compensación automática y garantías para accionistas minoritarios.
Es una señal directa al mercado y a los capitales extranjeros, orientada a reforzar la seguridad jurídica en sectores estratégicos. Su implementación podría mejorar el clima de inversión, pero también limitar la discrecionalidad estatal en decisiones futuras sobre activos críticos.
En quinto lugar, el sector energético ingresa en una fase de expansión condicionada por la macro. El fallo despeja un obstáculo, pero no resuelve los desafíos estructurales: inflación persistente, caída de actividad y tensiones sociales en los grandes centros urbanos.
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La capacidad del país para convertir Vaca Muerta en un vector exportador dependerá de la estabilidad política y de la consistencia del programa económico.
En sexto lugar, se abre un capítulo institucional relevante. La Procuración del Tesoro avanzará con el reclamo de costas contra los demandantes, mientras los fondos evalúan una apelación con chances mínimas de prosperar. El cierre definitivo del caso permitirá ordenar la relación con organismos financieros y mejorar la percepción internacional sobre la seguridad jurídica del país.
El futuro del sector energético dependerá de cómo se articule este nuevo escenario. Con el juicio cerrado, Argentina tiene la oportunidad de consolidar un marco más previsible, atraer capital para infraestructura y acelerar la transición hacia un perfil exportador.
El desafío político será transformar este alivio judicial en una estrategia de desarrollo de largo plazo, con reglas claras, estabilidad institucional y una narrativa coherente que acompañe la magnitud del momento.
La minería argentina atraviesa un punto de inflexión. Las proyecciones privadas indican que, si el país logra estabilizar su macroeconomía y ordenar su marco regulatorio, podría captar USD 63.700 millones en inversiones hacia 2035 y multiplicar por cinco sus exportaciones actuales.
El salto estaría impulsado por el litio, el cobre y el oro, tres segmentos directamente vinculados a la transición energética global.
El litio seguirá siendo el motor inmediato del crecimiento. Con proyectos en construcción y ampliaciones en marcha, las exportaciones podrían superar los USD 7.000 millones anuales en la próxima década.
El cobre representa el cambio de escala: la entrada en producción de grandes yacimientos permitiría generar USD 13.500 millones anuales, reinsertando a Argentina en un mercado del que estuvo ausente durante años. El oro aportará un crecimiento moderado, con parte de su producción asociada a proyectos cupríferos.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones ya concentra iniciativas por USD 27.000 millones entre aprobadas y en evaluación. Para los inversores, el RIGI funciona como un ancla de previsibilidad en sectores de largo plazo, especialmente en provincias cordilleranas donde la minería es la principal oportunidad de desarrollo.
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Sin embargo, el potencial del sector depende de resolver tres restricciones estructurales: seguridad jurídica, infraestructura y estabilidad macroeconómica.
La seguridad jurídica es un punto crítico. La necesidad de clarificar la Ley de Glaciares y reducir zonas grises regulatorias es un reclamo constante de las empresas. La infraestructura es el segundo cuello de botella: rutas, energía, agua, puertos y ferrocarriles definen la competitividad de cada proyecto.
La macroeconomía completa el cuadro: sin estabilidad, el ciclo inversor no se sostiene, por más atractivo que sea el recurso.
Si el escenario proyectado se materializa, la minería podría alcanzar el 2% del PBI y convertirse en un vector exportador comparable al agro. El impacto territorial sería significativo, con generación de empleo directo e indirecto en regiones cordilleranas y un efecto multiplicador sobre proveedores locales.
La ventana de oportunidad está abierta; el desafío es construir las condiciones para que el capital global elija a Argentina en un contexto de competencia internacional creciente.
El fallo favorable en el caso YPF y la entrada en vigencia del RIGI mejoraron el clima inversor del sector energético. Ambos hechos reducen riesgos estructurales y fortalecen la posición del país frente a proyectos de largo plazo. Sin embargo, el desarrollo persistente basado en hidrocarburos todavía requiere condiciones que no están completamente consolidadas.
El potencial técnico de Vaca Muerta es indiscutible, pero su impacto macro depende de decisiones estratégicas que definan la próxima década.
El primer desafío es la infraestructura exportadora. Argentina necesita completar obras que permitan escalar producción y asegurar salida al exterior. El Oleoducto Vaca Muerta Sur, la Reversión del Norte, las ampliaciones de Oldelval y las plantas de LNG son piezas centrales para transformar excedentes en contratos firmes.
Sin esa infraestructura, la producción seguirá condicionada por limitaciones físicas y por la capacidad del mercado interno.
El segundo desafío es la estabilidad macro y regulatoria. El RIGI aporta previsibilidad jurídica, pero no reemplaza la necesidad de un entorno económico estable.
La volatilidad cambiaria, el costo del financiamiento y la transición regulatoria siguen siendo factores que limitan decisiones de inversión a gran escala. El sector necesita reglas claras en precios, contratos y acceso a divisas para sostener proyectos de 20 o 30 años.
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El tercer desafío es la planificación energética de largo plazo. Argentina aún no cuenta con una hoja de ruta que ordene producción, exportaciones, transición energética e integración regional. La ausencia de un plan 2030–2040 dificulta coordinar inversiones y priorizar infraestructura.
El gas puede ser un activo estratégico en la transición, pero su rol debe definirse con visión de futuro.
El cuarto desafío es la articulación entre Estado, empresas y proveedores. El desarrollo persistente requiere un ecosistema integrado, con mesas técnicas permanentes, política industrial para pymes, formación técnica y estándares compartidos.
Sin esa articulación, la cadena de valor no captura todo el impacto económico del recurso.
El fallo YPF reduce riesgo jurídico. El RIGI mejora previsibilidad. La producción crece y la competitividad técnica está probada. Sin embargo, el modelo de desarrollo todavía no está cerrado. Si Argentina completa estos cuatro pilares, los hidrocarburos pueden convertirse en un motor estable, exportador y estratégico para la próxima década. El potencial está disponible.
Lo que falta es transformarlo en política, infraestructura y visión compartida.
El proyecto de Ley Hojarasca elimina un conjunto de normas históricas que ya no tienen aplicación práctica, pero que seguían vigentes formalmente y generaban superposiciones, referencias cruzadas y riesgos interpretativos.
Para el sector energético, la depuración normativa tiene impacto directo en tres áreas: marcos regulatorios antiguos, procedimientos administrativos y normas vinculadas a comercio exterior.
En primer lugar, la iniciativa deroga leyes y decretos vinculados a organismos energéticos que ya no existen o cuyas funciones fueron absorbidas por estructuras actuales.
La eliminación de estas referencias ordena el marco legal y evita que normas obsoletas interfieran en la aplicación de regulaciones modernas sobre hidrocarburos, combustibles y transporte energético. Esto reduce ambigüedades y facilita la interpretación técnica de los marcos vigentes.
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En segundo lugar, la depuración alcanza normas que regulaban procedimientos administrativos hoy reemplazados por sistemas digitales o por estándares actualizados. La eliminación de estos instrumentos simplifica trámites asociados a permisos, certificaciones y autorizaciones vinculadas a combustibles y derivados. Para las empresas del sector, esto implica menos pasos formales, menos requisitos redundantes y mayor claridad operativa.
En tercer lugar, la Ley Hojarasca impacta en el ecosistema exportador. La derogación de leyes vinculadas a regímenes de comercio exterior ya superados elimina referencias que podían generar dudas en procesos de autorización, control y documentación.
La simplificación normativa mejora la trazabilidad legal de operaciones energéticas destinadas a mercados externos y reduce la posibilidad de interpretaciones contradictorias entre organismos.
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La iniciativa no modifica marcos sustantivos como la Ley de Hidrocarburos, los regímenes de promoción o las normas de calidad de combustibles. Su efecto es estructural: limpia el entorno regulatorio, elimina superposiciones y alinea la legislación con la arquitectura institucional actual.
Para un sector que opera con inversiones de largo plazo, la depuración normativa aporta previsibilidad y reduce riesgos jurídicos asociados a normas antiguas que podían ser invocadas en conflictos o auditorías.
El resultado es un marco más claro, más coherente y más operativo para hidrocarburos, energía y exportaciones. La oportunidad está en aprovechar esta simplificación para acelerar autorizaciones, reducir costos administrativos y fortalecer la seguridad jurídica de proyectos estratégicos.
JPM Energía confirmó su ingreso como operadora en Vaca Muerta con un plan de inversión inicial estimado entre USD 120 y 150 millones. El desembolso se concentrará en la reactivación de Los Toldos I Sur y Pampa de la Yegua I, dos áreas con infraestructura instalada y actividad reducida en los últimos años.
La empresa prevé un esquema escalonado que incluye puesta a punto, perforación de pozos piloto y un programa de desarrollo progresivo sujeto a resultados técnicos y autorizaciones provinciales.
La compañía combina capital estadounidense con conducción neuquina. El accionista mayoritario es John McCreary, inversor con presencia en energía y real estate en Estados Unidos. La operación local está liderada por Gustavo Nagel, expresidente de Gas y Petróleo del Neuquén, con trayectoria en la cuenca y conocimiento directo de la estructura regulatoria provincial.
Esta combinación de financiamiento externo y conducción territorial es uno de los elementos que Neuquén busca fortalecer para diversificar su mapa de operadores.
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El equipo técnico proviene de operadoras privadas con experiencia en shale. Incluye profesionales que trabajaron en ExxonMobil, Pluspetrol y compañías de servicios con presencia en la cuenca. No es un equipo formado en GyP, sino un grupo con expertise operativo en perforación, completación y facilities.
Esto le permite a JPM Energía asumir la operación con estándares comparables a los de las grandes compañías que desarrollan no convencionales.
La infraestructura existente en los bloques es un factor clave para acelerar la inversión. Los Toldos I Sur cuenta con capacidad para tratar alrededor de 3 millones de metros cúbicos diarios de gas y 6.000 barriles de petróleo. Pampa de la Yegua I tiene instalaciones para procesar 1 millón de metros cúbicos diarios.
La estrategia de la empresa es aprovechar esa base instalada para reducir tiempos de entrada y concentrar capital en perforación y completación.
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Para la cadena de valor neuquina, la llegada de JPM Energía abre una ventana de oportunidades. La empresa anticipó que priorizará proveedores locales en servicios de torre, transporte, mantenimiento, obras civiles y logística.
La reactivación de áreas con infraestructura subutilizada genera demanda inmediata de pymes regionales y amplía la competencia por activos no convencionales. El movimiento también suma un nuevo actor a la dinámica de inversiones de la cuenca.
La operación está sujeta a autorizaciones del Gobierno de Neuquén, como ocurre en todas las cesiones de áreas. Una vez aprobada, JPM Energía se convertirá formalmente en la primera operadora neuquina de shale, un hito que refuerza la estrategia provincial de diversificar actores, atraer capital y consolidar un ecosistema productivo más amplio.
La apuesta combina territorio, técnica y financiamiento, y marca una nueva etapa para el desarrollo de Vaca Muerta.
La expansión minera proyectada para la próxima década abre un desafío laboral sin precedentes. Las estimaciones del sector indican que, si los proyectos en construcción y aprobación avanzan según lo previsto, Argentina necesitará 200.000 trabajadores para sostener la operación, la construcción y la cadena de proveedores asociada al litio, el cobre y el oro.
La cifra surge de proyecciones de la Cámara Argentina de Empresas Mineras y de consultoras internacionales que analizan el impacto del nuevo ciclo inversor.
El crecimiento del empleo estará impulsado por dos dinámicas simultáneas. Por un lado, la construcción de grandes proyectos metalíferos y de litio, que demanda mano de obra intensiva en ingeniería, montaje industrial, transporte y servicios especializados.
Por otro, la operación de esos yacimientos, que requiere perfiles técnicos con formación en geología, metalurgia, química, mantenimiento, automatización y gestión ambiental. El multiplicador laboral del sector explica la magnitud del salto: por cada empleo directo se generan entre tres y cuatro indirectos.
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El país enfrenta, sin embargo, una brecha de talento que condiciona el ritmo de expansión. Las provincias cordilleranas muestran dificultades para cubrir posiciones técnicas y operativas, mientras que las empresas advierten que la oferta educativa no acompaña la velocidad del crecimiento proyectado.
La demanda de perfiles especializados supera la disponibilidad actual, especialmente en oficios calificados, mantenimiento industrial, perforación, procesamiento y control de calidad.
La situación obliga a acelerar programas de formación profesional, articular con universidades y centros técnicos, y desarrollar proveedores locales capaces de sostener el ciclo inversor.
La minería se convierte así en un vector de empleo federal, pero también en un test para la capacidad del país de generar capital humano en sectores estratégicos. Si la brecha no se cierra, el cuello de botella laboral puede convertirse en un límite para el desarrollo del potencial minero hacia 2035.
La Secretaría de Energía modificó las especificaciones técnicas de las naftas y elevó el límite máximo de oxígeno permitido. La actualización habilita a las refinadoras a incorporar mayores porcentajes de bioetanol sin alterar los parámetros de calidad. La medida no cambia el corte obligatorio, pero sí amplía el margen operativo para ajustar mezclas según costos, disponibilidad y estacionalidad.
El nuevo límite de oxígeno permite que las refinerías trabajen con hasta 15% de bioetanol en forma voluntaria. Además, mejora la flexibilidad para administrar inventarios y optimizar procesos de refinación. La actualización también acompaña estándares internacionales que promueven combustibles con mayor octanaje y menores emisiones por litro consumido.
Por otra parte, la medida abre una oportunidad para la cadena del bioetanol. El sector puede ganar volumen si las refinadoras deciden avanzar con mezclas superiores en momentos de precios favorables. A la vez, la industria automotriz ya opera con motores compatibles con estos niveles de oxigenación, lo que reduce barreras técnicas y acelera la adopción.
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En este contexto, la resolución funciona como un habilitador regulatorio. No obliga, pero permite. No cambia el mercado de un día para otro, pero crea un espacio para que las empresas ajusten su matriz de abastecimiento con criterios de eficiencia.
Para el sector energético, es una señal de que la agenda de calidad de combustibles sigue activa y orientada a estándares más modernos.
La oportunidad está en capitalizar esta flexibilidad para reducir costos, mejorar desempeño y ampliar la integración entre refinación y biocombustibles. Si las empresas utilizan este margen con visión estratégica, el mercado puede ganar competitividad y diversificación sin necesidad de cambios estructurales adicionales.
El avance del ciclo minero argentino muestra una concentración territorial clara: tres regiones explican la mayor parte de las exportaciones, del empleo y de las inversiones proyectadas hacia 2035.
Los datos oficiales de la Secretaría de Minería y las proyecciones de la CAEM permiten trazar un ranking preciso del peso económico de cada zona, en un contexto donde el sector ya acumula USD 1.513 millones exportados en enero–febrero, el mejor registro histórico para ese período.
En primer lugar, el NOA se consolida como el núcleo del boom minero. Salta, Jujuy y Catamarca concentran el 90% del litio argentino, un mineral que creció 128,5% interanual en febrero y que podría generar USD 7.000 millones anuales hacia 2035.
La región también alberga los principales proyectos de cobre en factibilidad, un mineral que explica buena parte de las inversiones proyectadas, estimadas en USD 63.700 millones para la próxima década. El NOA será además el mayor generador de empleo: la demanda sectorial proyecta 200.000 trabajadores necesarios para 2032–2035.
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En segundo lugar, San Juan sostiene su liderazgo metalífero. La provincia combina producción de oro y plata con una cartera de proyectos cupríferos que la posiciona como uno de los polos estratégicos del país. Con operaciones como Veladero y proyectos como Los Azules, Pachón y Altar, San Juan concentra una porción significativa de los USD 27.000 millones presentados bajo el RIGI.
Su peso en el mapa minero se refuerza por la continuidad operativa y por la escala de los proyectos en desarrollo.
En tercer lugar, Santa Cruz se mantiene como la principal exportadora de oro y plata. En febrero, el oro explicó el 66% de las exportaciones mineras, con un total de USD 439 millones, impulsado por precios internacionales récord.
La provincia sostiene operaciones de clase mundial que aportan estabilidad productiva y tecnológica, y que explican buena parte del crecimiento exportador del primer bimestre del año.
En cuarto lugar, Chubut aparece como una región de enorme potencial, aunque condicionado por su marco regulatorio. El yacimiento Navidad, uno de los depósitos de plata sin explotar más grandes del mundo, permanece paralizado. Si la provincia modificara su legislación, podría escalar rápidamente en el ranking nacional y aportar un volumen significativo de exportaciones.
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En quinto lugar, Mendoza mantiene un potencial cuprífero relevante, pero limitado por restricciones ambientales. Proyectos como Paramillos e Hierro Indio muestran que la provincia podría integrarse al ciclo metalífero si se habilitara la actividad en zonas específicas.
Río Negro y Neuquén completan el mapa. Río Negro aporta uranio y minería no metalífera con relevancia estratégica, mientras que Neuquén cumple un rol creciente en servicios, logística y proveedores vinculados tanto a la minería como a Vaca Muerta. No son protagonistas del boom metalífero, pero sí parte de la cadena de valor ampliada.
El ranking confirma que el desarrollo minero argentino está territorialmente concentrado y que las oportunidades de inversión, empleo y exportación dependen de la capacidad de cada región para sostener marcos regulatorios estables, infraestructura adecuada y articulación con proveedores locales.
Con exportaciones que crecieron 68% interanual en febrero y un horizonte inversor en expansión, el mapa minero 2026 muestra un país con recursos abundantes y desafíos diferenciados según la provincia y el mineral.
El Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) introduce un cambio estructural en la dinámica de inversión productiva del país. Aunque nació con foco en el agro, su alcance es transversal y afecta directamente a la cadena de valor industrial que abastece a energía, minería, construcción, manufactura y servicios técnicos.
El régimen habilita amortización acelerada, beneficios fiscales y un marco de previsibilidad para inversiones desde USD 150.000, un umbral que redefine quién puede expandirse y quién queda fuera del nuevo ciclo.
La oportunidad más clara aparece en los segmentos industriales que requieren bienes de capital nuevos, equipamiento amortizable y obras productivas. Maquinaria eléctrica, sistemas de bombeo, automatización, infraestructura energética asociada a procesos productivos y equipamiento de eficiencia energética entran dentro del régimen.
Para estas actividades, el RIMI reduce el costo fiscal de invertir, acorta plazos de repago y mejora la ecuación financiera en un contexto donde la competitividad depende de la capacidad de modernizar activos.
El impacto se amplifica en sectores vinculados a minería y energía, donde la demanda de equipamiento técnico crece por la expansión de proyectos metalíferos, la electrificación de procesos y la necesidad de infraestructura industrial.
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El RIMI funciona como un acelerador para empresas que buscan ampliar talleres, incorporar maquinaria pesada, modernizar líneas de montaje o construir instalaciones productivas.
En un país con brechas de productividad persistentes, la amortización acelerada se convierte en un incentivo directo para renovar tecnología.
Sin embargo, el régimen también expone una limitación estructural: el piso de USD 150.000 deja afuera a una parte significativa de la cadena de valor. Muchas inversiones industriales relevantes —equipos medianos, herramientas de precisión, maquinaria específica, ampliaciones menores— se ubican entre USD 40.000 y USD 120.000, un rango que no califica.
Esto afecta especialmente a pymes técnicas, talleres metalmecánicos, proveedores de mantenimiento y empresas de servicios industriales que operan con inversiones incrementales y de alta rotación.
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El resultado es un mapa de oportunidades asimétrico. Las empresas con capacidad de realizar inversiones medianas encuentran un régimen que mejora su competitividad y acelera su expansión. Las que operan con inversiones menores quedan fuera del beneficio y mantienen una estructura de costos más rígida.
La cadena de valor industrial se reconfigura, y la brecha entre quienes pueden escalar y quienes solo pueden sostenerse tiende a ampliarse.
El RIMI, en síntesis, abre una ventana de inversión para la industria productiva, pero también obliga a revisar la arquitectura de incentivos si se busca que toda la cadena —y no solo su segmento de mayor escala— pueda acompañar el crecimiento de sectores estratégicos como energía y minería.
La oportunidad existe, pero su alcance depende del tamaño de la inversión y de la capacidad de cada actor para adaptarse al nuevo marco.
Brasil detectó más de R$ 36.800 millones en inversiones privadas sin ejecutar en sus terminales portuarias. No es un número aislado ni un hallazgo administrativo: es la radiografía de un país que, aun con demoras, tiene capacidad instalada para ampliar su infraestructura logística en una escala que ningún otro vecino puede igualar.
Y cuando Brasil mueve la aguja en puertos, la región entera se reacomoda.
El dato importa porque no se trata de proyectos hipotéticos. Son obras aprobadas, con permisos vigentes y con empresas listas para avanzar. Dragados, ampliaciones de muelles, terminales multipropósito, infraestructura para graneles y mejoras operativas forman parte de un paquete que, si se activa, cambia la ecuación logística del Cono Sur.
Brasil puede sumar capacidad, bajar costos y acelerar tiempos en un plazo relativamente corto.
Para Argentina, el impacto es directo y territorial. La minería del NOA y la Patagonia, la industria energética, la metalmecánica y la agroindustria dependen de una logística portuaria que hoy opera con márgenes estrechos: dragado costoso, accesos saturados, infraestructura limitada y tarifas que no siempre acompañan la competitividad.
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Si Brasil destraba inversiones por miles de millones mientras Argentina sigue administrando cuellos de botella, la brecha se amplía.
El movimiento brasileño también reconfigura el mapa de influencia. Más capacidad portuaria significa más transbordos, más navieras interesadas y mejores ventanas de atraque. En un comercio global donde la logística pesa tanto como el producto, la diferencia entre operar con infraestructura moderna o con terminales tensionadas se traduce en competitividad real. Y esa diferencia no es abstracta: define costos, tiempos y oportunidades para las cadenas productivas de ambos países.
La lectura productiva es clara: Brasil está a un paso de consolidar una ventaja logística estructural. Argentina, en cambio, enfrenta el desafío de sostener su competitividad en un escenario donde la infraestructura portuaria deja de ser un tema sectorial para convertirse en un factor estratégico de desarrollo. La región se mueve, y el tablero logístico empieza a mostrar nuevas asimetrías.
Finalmente, la Cámara de Apelaciones de Nueva York falló a favor de YPF.
El fallo de hoy contra Burford Capital permite concluir que la estrategia jurídica utilizada para reestatizar en 2012 un 51% de YPF fue válida. Cuesta creerlo porque con el paso de los años se recontra instaló en la agenda pública que fue un error no haber realizado una Oferta Pública de Acciones (OPA) al resto de los accionistas —entre los que figuraba Petersen Energía—, tal como marcaba el estatuto de YPF.
Esa impericia legal, torpeza o desconocimiento que se le asignaba a Axel Kicillof y al equipo de abogados del Estado que trabajó en la expropiación nunca fue tal. Lo cierto es que se evaluó realizar la OPA, pero hubiese implicado desembolsar unos US$ 20.000 millones, un monto que fue considerado excesivo por los funcionarios que estuvieron a cargo del proceso.
La alternativa que se encontró —que fue respaldada por estudios privados que aportaron dictámenes avalando la iniciativa— fue expropiar sólo un 51% con la convicción de que la Constitución y la Ley de Expropiación argentina primaban sobre el estatuto de YPF.
Loretta Preska interpretó lo contrario y condenó al país a pagar US$ 16.100 millones más intereses. Este viernes, la Cámara de Apelaciones de Nueva York corrigió esa sentencia y le dio la razón al planteo que siempre mantuvo la Procuración del Tesoro durante los últimos tres gobiernos.
Imposible desde acá saber cuánto incidió el alineamiento total de Javier Milei con Donald Trump, pero parece lógico creer que una cuota parte importante del fallo de hoy se explica en esa clave. Bien por el gobierno que tiró de todas las palancas posibles —las legales, las políticas, las comunicaciones (el Argentina Week de hace dos semanas, por ejemplo)— para lograr la sentencia.
En cuanto a la reestatización de 2012, los abogados argentinos que trabajaron en la expropiación y el mismo Kicillof siempre creyeron que a Repsol habría que indemnizarla —ganaron tiempo pagando US$ 5000 millones más intereses (un total de unos 10.000) un año después—.
Seguramente hubiesen hecho lo mismo si en lugar de llamarse Petersen Energía, el accionista minoritario de YPF se llamaba Shell o ExxonMobil. Kicilof no pudo avanzar porque existía una clara restricción política en cabeza de Cristina Kirchner, que estaba imposibilitada de compensar a los Eskenazi cuando ese mismo grupo empresario había entrado a YPF durante el primer mandato de la ex presidenta de forma totalmente irregular —pagando una cifra mínima y consiguiendo financiamiento del vendedor (Repsol) que se repagaba vía dividendos en un momento en que se caía la producción de petróleo y gas en el país—.
Ojalá algún día se conozca la verdad y los detalles del acuerdo político-económico que llevaron a los Eskenazi a YPF. Pero hoy toca celebrar que una de las tantas tragedias griegas que llevaron al declive de nuestro país tenga un inesperado final feliz. No es algo que suela ocurrir.
Los productos mineros explicaron en febrero el 12,5% de las exportaciones totales del país.
Las exportaciones del sector minero marcaron una suba en dólares de 67,9% en febrero respecto al mismo mes de 2025 y un salto de 79,9% en el acumulado de los dos primeros meses del año en comparación con el mismo período de 2025. La suba de los envíos al exterior de productos mineros estuvo marcado por el aumento histórico del precio del oro, que en un año se incrementó un 65%, llegando a un precio de US$ 5.000 la onza.
Lo datos surgen del último informe mensual de laSecretaría de Mineríapublicado este viernes, que subraya que las exportaciones de minerales del mes de febrero totalizaron US$ 664 millones, acumulando un total de US$ 1.513 millones durante los primeros dos meses del año.
El informe remarca que los productos mineros explicaron el 12,5% de las exportaciones totales del país en febrero y el 12% en el acumulado de enero y febrero. Suiza, China, Estados Unidos y la India siguen siendo los principales destinos de exportación de la minería argentina, explicando un 83% (US$ 549 millones) de los envíos.
“Las exportaciones mineras del período enero-febrero son un récord histórico para el país, superando el nivel de 2025 para el acumulado de los primeros dos meses del año”, resalta el informe de la cartera a cargo de Luis Lucero. Además, destaca que el promedio en dólares exportado entre 2010 y 2025 en los meses de enero y febrero es de US$ 589 millones y que este año totalizaron una suma de US$ 841 millones.
Del total exportado durante febrero, la Secretaría de Minería detalló que US$ 494 millones correspondieron a minerales metalíferos (representó una suba de 58,7% respecto al mismo mes de 2025) y explicando el 74,5% total del sector.
Exportaciones al ritmo del oro y el litio
En particular, el orose destaca en el sector minero, ya que los envíos al exterior sumaron US$ 439 millones (66% del total exportado). En cuanto a volúmenes, las exportaciones de oro cayeron alrededor de un 50% en comparación con el pico de agosto último. En el segundo mes del año se mantuvieron en el mismo promedio que hubo en el período 2010-2025.
En febrero, el valor de las exportaciones auríferas presentaron un incremento interanual de un 76,6%, es decir, totalizaron US$ 191 millones más que en 2025. El salto se explica por un aumento en el precio internacional provocado por el aumento de la incertidumbre en los mercados mundiales que, como ocurre habitualmente ante escenarios volátiles, encontraron al oro como activo de refugio.
Para el caso del litio, en febrero se exportaron un total de US$160 millones, lo que implicó un crecimiento interanual en los montos exportados de 128,5%, “marcando el récord histórico de exportaciones para el mes analizado”, describe el informe. Además, el litio explicó el 24,1% de las exportaciones mineras totales.
El crecimiento de las exportaciones litíferas se basa en un salto en el precio de la tonelada de carbonato equivalente (LCE, por sus siglas en inglés) y también por mayor volumen. El precio de la tonelada saltó en un año de 9.000 a 20.000 dólares. En cuanto a cantidades, las exportaciones de litio en el acumulado de lo que va del año exhibieron un incremento del 53,5%.
Caída de exportaciones de plata
Además, en el informe se observa que la plataexportó por US$ 44 millones (7% del total) y US$11 millones (1,6% del total exportado) fueron explicados por otros minerales metalíferos, mayoritariamente por el cobre.
El informe de la cartera minera también detalla que las exportaciones de plata cayeron un 20,1% interanual (fueron de US$ 11 millones menos que en 2025), explicado por una disminución de un 66% en los volúmenes exportados.
Además, en el acumulado de los primeros dos meses del año los minerales metalíferos sumaron exportaciones por US$ 1.224 millones. Esto implica un incremento interanual de un 77,4%, donde el oro aportó US$1.036 millones, un 68% del total exportado.
Durante sus dos jornadas, economistas, políticos, periodistas y referentes del sector privado compartirán un análisis estratégico sobre los principales desafíos y oportunidades de la economía argentina y el contexto internacional
Expo EFI anuncia la realización de su 13o edición, que tendrá lugar los próximos 28 y 29 de abril, en el Centro de Convenciones de Buenos Aires (CEC), con entrada gratuita. Consolidada como La exposición de economía, finanzas e inversiones más relevante de la Argentina, llega tras una exitosa edición en 2025, que convocó a más de 7000 visitantes, 200 oradores, 100 empresas participantes y 80 conferencias.
Durante sus dos jornadas, economistas, políticos, periodistas y referentes del sector privado compartirán un análisis estratégico sobre los principales desafíos y oportunidades de la economía argentina y el contexto internacional, abordando temas clave vinculados a las finanzas, las inversiones y el desarrollo productivo.
Organizado por Invecq Consultora Económica y Messe Frankfurt Argentina, Expo EFI abarcará una propuesta que incluye el consolidado Congreso Económico Argentino.
Expo EFI
“Después de varios años de alta volatilidad, la Argentina transita una etapa decisiva. La estabilización macroeconómica ha permitido ordenar variables fundamentales, pero el verdadero desafío ahora es afianzar la estabilidad y consolidar un régimen de crecimiento sostenido. Eso implica profundizar la normalización de precios relativos, recuperar competitividad sistémica, fortalecer la inversión productiva y avanzar en reformas que mejoren la productividad y la inserción internacional del país.
Sin estabilidad duradera no hay desarrollo, pero sin crecimiento no hay estabilidad que se sostenga en el tiempo.”, expresó Esteban Domecq, presidente de Invecq.
Durante el CEA –cuyo acceso es arancelado–, se analizará la actualidad y perspectivas económicas, las finanzas y los mercados, las estrategias de inversión, las reformas estructurales y de largo plazo, el contexto internacional, el panorama laboral y social, entre otros ejes destacados.
Escenario global
“El escenario global continúa siendo desafiante, con mayores tensiones geopolíticas en el arranque del 2026, cambios tecnológicos acelerados y nuevas reglas globales en materia de producción, comercio e inversiones. En ese contexto, Argentina tiene una oportunidad histórica de redefinir su posicionamiento. Para aprovecharla será clave construir previsibilidad, reglas de juego estables e instituciones que generen confianza de largo plazo. El 2026 se presenta como un año bisagra: puede marcar el paso definitivo desde una agenda orientada a la estabilización macro hacia una agenda estructural orientada a la competitividad, la inversión y el crecimiento.”
“Con este marco, 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.” señalo Domecq.
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 14 Seminarios con presencia de destacados referentes de la minería, petróleo & gas, agro, fintech, inversiones, pymes y emprendedores, financiamiento, turismo, automotriz, franquicias, consumo masivo, real estate.
La Justicia de Estados Unidos falló en favor de la Argentina por la condena que en una primera instancia obligaba al Estado argentino pagar más de US$16.000 millones, tras la expropiación de la petrolera YPF hace casi catorce años, en 2012.
Así lo dispuso la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York. A su vez, el tribunal revisor dijo que YPF fue exculpada de forma correcta en su proceso de estatización, que se dio durante el último gobierno de Cristina Kirchner, informó Noticias Argentinas. No obstante, las partes tendrán como último recurso a la Corte Suprema norteamericana.
El proceso judicial, que se inició en 2015, tuvo su primer fallo de primera instancia en 2023 contrario a los intereses del Estado argentino. Fue allí cuando la Justicia resolvió condenar al país a pagar los US$16.000 millones.
Según la juez Loretta Preska, la Argentina violó el estatuto de YPF en el proceso de privatización que estuvo a cargo del ex ministro de Economía, Axel Kicillof. Ahora la Cámara de Apelaciones dio la razón a nuestro país y no a los fondos “buitres”.
Milei: ¡Ganamos en el juicio de YPF!”
El presidente Javier Milei celebró el fallo de la Justicia norteamericana mediante una publicación en su cuenta de X (@JMilei) una imagen junto a su hermana Karina Milei, Manuel Adorni, Horacio Marín (presidente de YPF) y Sandra Pettovello: “GANAMOS EN EL JUICIO DE YPF…!!! TMAP. MAGA. VLLC!”
Un tribunal de apelaciones de Estados Unidos reconfiguró de manera decisiva el curso del denominado “caso YPF”, al anular la condena multimillonaria que pesaba sobre la Argentina por la expropiación de la compañía en 2012. La sentencia, dictada el 27 de marzo de 2026 por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, introdujo un giro sustantivo en la interpretación jurídica del litigio, al desplazarlo del terreno del derecho contractual privado hacia el ámbito del derecho público y la soberanía estatal .
En una decisión dividida, de dos votos contra uno, el tribunal concluyó que las pretensiones de los demandantes —los fondos Petersen Energía Inversora y Eton Park— no resultaban jurídicamente exigibles bajo el derecho argentino.
En particular, sostuvo que la supuesta obligación de lanzar una oferta pública de adquisición, invocada como fundamento del reclamo, no constituye una promesa contractual autónoma del Estado argentino frente a los accionistas minoritarios. Al no configurarse una relación contractual en sentido estricto, queda asimismo descartada la posibilidad de imputar un incumplimiento indemnizable.
Este razonamiento implica una revisión crítica del fallo de primera instancia dictado en 2023 por la jueza Loretta Preska, quien había condenado a la Argentina a pagar más de US$ 16.000 millones. La Cámara entendió que aquella decisión se apoyaba en una interpretación expansiva del derecho comercial neoyorquino, incompatible con las categorías propias del derecho argentino, que rige el caso. Es decir, las disposiciones estatutarias de una sociedad no se traducen automáticamente en obligaciones contractuales exigibles contra el Estado, y menos aún cuando se inscriben en el marco de una expropiación dispuesta por ley.
El tribunal treubicó el hecho central del litigio: la toma de control de YPF en 2012 no fue un acto comercial ordinario, sino el ejercicio de una potestad soberana del Estado argentino. En consecuencia, no puede ser tratada como un incumplimiento contractual típico, sino como una decisión de poder público, con un encuadre jurídico diferenciado.
A partir de esta redefinición, la Cámara cuestionó igualmente el cálculo de daños efectuado en la instancia anterior. La indemnización fijada —que superaba los US$ 16.000 millones y ascendía a unos US$ 18.000 millones con intereses— se sustentaba en la hipótesis de una obligación de OPA cuya exigibilidad ahora se descarta. Al caer ese supuesto, se desmorona el esquema indemnizatorio en su conjunto.
Como resultado, la sentencia de primera instancia queda sin efecto, al tiempo que se deja también sin validez una orden posterior que obligaba a la Argentina a entregar acciones de YPF como forma de pago parcial. No obstante, el fallo no implica el cierre definitivo del caso, sino su reconfiguración bajo nuevos parámetros jurídicos.
Coherencia
El pronunciamiento del Segundo Circuito se inscribe en la más clásica tradición jurídica estadounidense, que reconoce en la expropiación una manifestación legítima del poder soberano del Estado y no un supuesto incumplimiento contractual.
Bajo la Quinta Enmienda de la Constitución de Estados Unidos, el orden constitucional norteamericano admite que el Estado pueda privar de la propiedad a los particulares, siempre que medie una finalidad de interés público y una compensación justa. En ese marco, la decisión del tribunal no introduce innovación alguna: se limita a aplicar una lógica plenamente coherente con los principios estructurales de su propio derecho, rechazando toda tentativa de reconducir una expropiación al plano de las obligaciones contractuales.
Esa coherencia se refuerza en una distinción largamente consolidada en la jurisprudencia estadounidense: la separación entre los actos de poder público y los actos de naturaleza comercial. Mientras los primeros se inscriben en el ámbito de la soberanía —y, por tanto, obedecen a reglas propias—, los segundos pueden dar lugar a responsabilidades típicamente contractuales. El fallo relativo a YPF retoma con claridad esa línea divisoria: se niega a tratar la decisión estatal como si fuera un compromiso negocial incumplido y la reubica, en cambio, en el terreno de los actos soberanos, donde rigen otros criterios de análisis y de eventual responsabilidad.
En este sentido, la decisión no constituye una concesión excepcional ni un apartamiento doctrinal, sino la aplicación consecuente de una lógica jurídica arraigada, visible en precedentes como Kelo v. City of New London o Penn Central Transportation Co. v. New York City, donde el debate gira en torno a la legitimidad y a la compensación del acto estatal, y no a su encuadre como incumplimiento contractual.
Desde esta perspectiva, el fallo no “avala” la expropiación argentina, sino que, con mayor sutileza, rechaza la artificial construcción que pretendía convertir un acto de soberanía en una controversia de derecho privado. Así, reafirma un principio más profundo: que los actos del Estado, cuando se expresan en el ejercicio de su potestad pública, no pueden ser juzgados con las categorías propias del contrato.
Al respecto, cabe recordar que la Constitución argentina, inspirada en buena medida en el modelo de la Constitución de los Estados Unidos, reconoce —aunque con sus propias adaptaciones— la potestad estatal de expropiar. En ese marco, el denominado “dominio eminente” se proyecta sobre todo el ámbito de la soberanía estatal, como expresión de la facultad del Estado de disponer de bienes privados por razones de interés público, con la correspondiente indemnización.
Celebración
La resolución fue celebrada por el presidente Javier Milei, quien la presentó como un triunfo rotundo de la posición argentina. Pero el fallo también reabrió de inmediato la disputa política interna.
Axel Kicillof, actual gobernador de la provincia de Buenos Aires y uno de los principales artífices de la expropiación de 2012, sostuvo que la decisión del tribunal desmentía la postura que Milei había sostenido durante años. Según afirmó, la sentencia demostraba que la línea de defensa que él había impulsado era la correcta y que el juicio, desde su origen, había sido “absolutamente absurdo”
Kicillof fue más allá y reprochó al Presidente haber utilizado políticamente el litigio e incluso haber favorecido, con sus declaraciones, la posición de los fondos demandantes. En sus palabras, Milei había respaldado a los “fondos buitre” y había debilitado la defensa nacional al insistir, incluso por motivos de confrontación interna, en que la Argentina estaba destinada a perder. El gobernador interpretó el pronunciamiento del Segundo Circuito como una ratificación de la estrategia jurídica que en su momento había orientado la defensa del Estado y como una refutación explícita de quienes, desde la política local, habían dado por válida la tesis de los acreedores .
La intervención de Kicillof no fue menor, porque enlazó el desenlace judicial con la memoria política de la expropiación. En 2012, como secretario de Política Económica, había sido una figura central en el diseño técnico y político de la recuperación del 51% de las acciones de YPF en manos de Repsol.
Dos años más tarde, ya como ministro de Economía, encabezó además la negociación que culminó en un acuerdo de compensación por US$ 5.000 millones en bonos para la petrolera española, solución que entonces defendió como un modo de evitar litigios prolongados y de cerrar un frente externo particularmente sensible para el país .
De ese modo, el fallo no sólo alteró la suerte inmediata del expediente judicial, sino que resignificó retrospectivamente uno de los episodios más controvertidos de la política económica argentina reciente.
En el plano jurídico, limitó severamente la posibilidad de convertir una expropiación legislativa en un litigio contractual ordinario. En el plano político, devolvió centralidad a una vieja discusión sobre el sentido, los costos y la legitimidad de la recuperación de YPF, una discusión que, lejos de haberse cerrado, volvió a quedar expuesta con toda su intensidad.
Impacto en las acciones
El fallo tiene, en principio, un impacto claramente positivo sobre el valor de las acciones de YPF, al eliminar —al menos en esta instancia— un riesgo financiero extraordinario asociado a la condena multimillonaria. La anulación de esa contingencia reduce de manera significativa la incertidumbre jurídica que pesaba sobre la compañía y sobre el Estado argentino, lo que tiende a traducirse en una mejora en la percepción de los inversores, una compresión del riesgo y un reordenamiento de la valuación hacia sus fundamentos productivos, particularmente en relación con Vaca Muerta y la evolución de los precios internacionales de la energía.
Sin embargo, el efecto favorable no debe interpretarse como definitivo. El litigio no se encuentra completamente cerrado y subsisten márgenes de incertidumbre vinculados a eventuales instancias futuras o estrategias alternativas de los demandantes. En ese contexto, el mercado probablemente incorpore una mejora en el precio de la acción, pero sin eliminar por completo el descuento asociado al riesgo legal residual, manteniendo así una valoración más prudente que la que correspondería en un escenario plenamente despejado.
La Secretaría de Energía de la Nación, dependiente del Ministerio de Economía, “actualizó” a través de la Resolución 79/2026 una especificación técnica de calidad de las naftas, elevando el límite máximo de oxígeno permitido hasta 5,6 %, indicando que la medida “apunta a dar mayor flexibilidad a la industria (de los hidrocarburos) y a amortiguar las subas en el precio de los combustibles en surtidor, protegiendo al consumidor”.
Asimismo, comunicó que desde el Gobierno se tomó la decisión de suspender el aumento del impuesto a combustibles (IDC e ICL) para abril. Se trata entonces de “medidas para mitigar el impacto del precio de la suba de petróleo en surtidor y acompañar al consumidor”.
Se estima que los precios de las naftas y gasoils aumentaron en torno al 20 por ciento en el último mes, llevando el litro de nafta Súper a cerca de $ 2.000 en el caso de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA. En otras marcas importantes del mercado local superan ése precio de referencia.
Cabe referir que la carga impositiva representa alrededor del 40 por ciento en el precio de cada litro de combustible, siendo uno de los ingresos importantes y de fácil recaudación para el fisco.
La “actualización técnica” por parte de la cartera a cargo de María Tettamanti, ocurre pocas horas después de reafirmar que el gobierno “no intervendrá en el mercado local” de los combustibles, a pesar de un contexto de subas en los precios internos que se vienen registrando en las últimas semanas, en el marco de la fuerte alteración que se produce en las cotizaciones del petróleo y del gas en el mercado internacional, que son tomadas como referencia por el gobierno y las empresas.
Las subas son una consecuencia de los bombardeos por parte de los Estados Unidos e Israel sobre Irán (fuerte productor de crudo y gas) , y la deriva del conflicto en otros países de Oriente Medio.
El freno a la circulación de buques petroleros y cargueros de GNL por el Estrecho de Ormuz, más la destrucción -por ahora parcial- de infraestructura de producción hidrocarburífera en la zona, por ataques y réplicas, elevaron el precio del barril de crudo, que llegó a tocar los U$S 119 hace pocos días. (el crudo Brent en U$S 108 el viernes 27). El GNL, en tanto triplicó su precio en las últimas semanas y ronda los U$S 20 el MBTU.
Energía se ocupó de destacar que “la Resolución 79/2026 no modifica el corte obligatorio de bioetanol ni impone nuevas exigencias a las refinadoras”. Y dijo que “su objetivo es adecuar la normativa vigente para que, si una empresa lo considera conveniente, pueda incorporar voluntariamente hasta 15 % de bioetanol en las naftas, dentro de los parámetros de calidad establecidos”.
Es decir que dejó esa decisión en manos de las empresas, las que deberán evaluar que tipo de combustibles ofrecen a los usuarios, y cómo incidirá ello en sus precios finales al consumidor.
Cabe señalar que en los considerandos de la R-79 se refiere que “en el marco del régimen de biocombustibles aprobado mediante la Ley 27.640, a través de la Resolución 689/2022 de la S.E., se incorporaron nuevas especificaciones técnicas de calidad para los combustibles líquidos, incluidas las correspondientes a las naftas, a cuyo fin se sustituyó el Anexo II de la Resolución 1283/06” de la propia Secretaría.
“A través de la sustitución dispuesta, se admitieron contenidos de hasta un QUINCE POR CIENTO (15 %) en volumen de bioetanol en naftas, y de hasta un VEINTE POR CIENTO (20 %) en volumen de biodiesel en gasoil”.
Energía argumentó que “en la práctica, esto les da a las refinadoras más flexibilidad para definir la composición de sus combustibles. Si optan por incorporar una mayor proporción de bioetanol, podrán reducir en igual medida la participación del componente fósil refinado del petróleo en la mezcla final”.
“La adecuación técnica responde a que el contenido de oxígeno de las naftas está directamente vinculado con el porcentaje de bioetanol incorporado. Por eso, para habilitar mezclas superiores de bioetanol sin afectar las especificaciones de calidad, resultaba necesario actualizar ese parámetro”, insistió Energía, que también remarcó que “La resolución (79/2026) tampoco introduce cambios en el régimen aplicable al biodiesel, ya que la especificación técnica vigente para el gasoil ya contempla mezclas de hasta 20 por ciento”.
La Corte de Apelaciones de Nueva York, revocó el fallo de primera instancia de la jueza Loreta Preska contra Argentina por la expropiación de YPF. “Sostenemos que las reclamaciones de los accionistas por daños y perjuicios por incumplimiento de contrato contra la República Argentina y la empresa no son admisibles conforme a la legislación argentina, y que las demás reclamaciones de los accionistas contra la República Argentina y la empresa carecen de fundamento”, sostiene el fallo de 56 páginas que libera al país de pagar los 16.100 millones de dólares más intereses.
El tribunal determinó que Preska interpretó erróneamente la ley argentina y ordenó revisar el fallo, en línea con lo que había planteado la defensa del Estado argentino en la audiencia judicial celebrada en octubre.
Esta decisión constituye un duro revés para el fondo Burford Capital que en 2015 inició el litigio contra YPF y el Estado argentino en nombre de las sociedades Petersen Energía y Petersen Energía Inversora. Además, Burford financió la demanda de Eton Park, el tercer mayor accionista de YPF después de Repsol y Petersen en el momento de la expropiación.
El argumento central era que, cuando el 51% de la firma pasó a manos del Estado argentino, el estatuto societario de la compañía lo obligaba a hacer una oferta pública de adquisición por el 49% restante.
Burford argumentó que YPF y el Estado argentino habían interactuado con el mercado de capitales estadounidense, aceptando la posibilidad de litigar allí a través del prospecto de emisión y formularios ante la SEC. Por eso, al incumplir ese estatuto durante la expropiación (en particular, no lanzar una oferta pública de adquisición —OPA— para los accionistas minoritarios), consideró que se habilitó el foro neoyorquino para litigar.
En EE.UU., si una de las partes es extranjera, pero la causa involucra contratos regidos por leyes de Nueva York o activos o valores negociados en su sistema financiero, los tribunales pueden asumir jurisdicción, incluso si los hechos ocurrieron en otro país.
Preska afirmó no estar juzgando la expropiación en sí, que es un acto soberano, sino el incumplimiento del estatuto societario de YPF. Ese estatuto no está regido por el derecho societario de Nueva York, sino por el derecho argentino, pero algunas obligaciones derivadas de ese estatuto —especialmente en relación con los accionistas minoritarios— están sujetas a cláusulas que permiten litigar en Nueva York.
Siguiendo ese argumento en septiembre de 2023, Preska falló en contra de Argentina y ordenó indemnizar a Burford y Eton Park con 16.100 millones de dólares más intereses, pero ahora la Corte revirtió esa decisión.
Las partes tienen una última posibilidad de recurrir a la Corte Suprema de Estados Unidos. Sin embargo, los expertos advierten que es poco probable que el máximo tribunal acepte revisar el expediente.
El presidente Javier Milei en una de las imágenes mas republicadas este viernes vestido con el mameluco de YPF, junto al presidente de la compañía Horacio Marín.
El fallo judicial en los tribunales de Nueva York, que desestimó la millonaria condena contra la Argentina por la nacionalización de la petrolera, fue recibida por el presidente Javier Milei como un triunfo rotundo de su gestión y su equipo legal. «GANAMOS EL JUICIO DE YPF. La Cámara acaba de revocar totalmente la condena contra la Argentina: el mejor escenario posible y con menos del 15% de probabilidades de ocurrencia», afirmó el mandatario en redes sociales.
«Esto implica que Argentina no debe pagar NADA de los aproximadamente hoy US$18MIL MILLONES (un poco mas de lo que fue el prestamos del FMI en 2024). Es histórico, impensando, el mayor logro jurídico de la historia nacional» expresó Milei a través de su cuenta en X, desde la cual reposteó otras publicaciones que elogiaban el logro en esta instancia judicial decisiva.
La decisión de la Cámara de Apelaciones de Nueva York, que revocó la sentencia contra la Argentina en el juicio por la nacionalización de YPF, desató una inmediata e intensa ola de repercusiones en todo el espectro político. Lo que el Gobierno calificó como un «triunfo histórico» se transformó rápidamente en un encendido debate sobre las responsabilidades legales y el modelo energético del país.
Las reacciones desde el entorno del presidente Javier Milei combinaron la satisfacción por el fallo judicial con ataques directos a quienes encabezaron la expropiación en 2012. El propio mandatario, durante una actividad oficial, cargó contra el actual gobernador bonaerense: “Tuvimos que venir a arreglar las cagadas del inútil, imbécil e incompetente de (Axel) Kicillof durante el segundo gobierno de la corrupta y presidiaria Cristina Kirchner”.
En sintonía, el Ministro de Economía, Luis Caputo, celebró la firmeza del equipo legal frente a «Innumerable cantidad de lobistas que vinieron a buscar un settlement ¡Tremenda noticia! Jamás les dimos cabida», expresó el titular de Hacienda. Por su parte, el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger destacó la labor de los abogados de la Procuración, calificándolos de «héroes». Explicó que «Ganaron funcionarios que cobran 1000 dólares por mes en la pelea contra los estudios de abogados más importantes del mundo».
El Canciller Pablo Quirno, en tanto, embistió contra «muchos argentinos que no tienen puesta la camiseta del país, internediarios que traraton de hacerle negociar antes de tiempo y presionaron para lograr un resultado en contra de la Argentna. Es muy fácil decir tienen un fallo de US$16.000 millnes, y ¿Si es cero?» cuestionó.
En esa misma línea, el procurador general del Tesoro, Sebastián Amerio, reafirmó lo dicho por el Canciller al expresar que «algunas personas intentaron generar un perjucio económico que es atentar contra el Estado y todos los argentinos«.
En el plano técnico-político, la Secretaria Legal y Técnica, María Ibarzabal Murphy, calificó la jornada como un «día para festejar», recordando que las probabilidades de éxito eran de apenas el 15%. El presidente de YPF, Horacio Marín, en tanto sólo publicó en su cuenta personal de X «Un día Histórico», mientras que el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa resposteó la frase y agregó: «Una gran noticia para todos los argentinos«.
La respuesta de Cristina Kirchner y Axel Kicillof
Desde la oposición, las repercusiones tuvieron un tono de reivindicación. La ex presidenta Cristina Kirchner destacó que el fallo confirma que el estatuto de una empresa no puede estar por encima de la Constitución Nacional. “Queda más que claro que la expropiación se hizo conforme a derecho y que la soberanía energética fue estratégica para el país”, señaló, subrayando el superávit generado por Vaca Muerta.
«Como ex Presidenta y como ciudadana argentina, mi agradecimiento al staff de abogados de la firma Sullivan & Cromwell LLP que llevaron adelante la defensa del Estado argentino, a partir de enero del 2020, en la causa YPF que se tramitaba ante los tribunales de Nueva York» explicó la ex mandataria sin aludir a los órganos del Estado que intervinieron.
El gobernador bonaerense, Axel Kicillof, también se pronunció con dureza, asegurando que la decisión judicial «deja en evidencia años de mentiras». El gobernador sostuvo que «la derecha nunca la habría nacionalizado. Trabajaron siempre para los buitres, pero paradójicamente hoy su modelo no colapsa por falta de dólares gracias a YPF. Milei se disfraza con el mameluco de YPF, pero nunca la defendió: actuó como empleado de intereses extranjeros».
«Nacionalizar YPF fue una de las decisiones estratégicas más importantes de la Argentina en las últimas décadas -reivindicó el ex ministro de Economía que encabezó la denfensa de la expropiación en 2012-. Hoy es una palanca de desarrollo del país y resulta clave para atenuar el impacto de la crisis energética global. Aquella decisión, adoptada por CFKArgentina marca el rumbo del modelo de desarrollo que la Argentina necesita», concluyó.
Palermo Aike todavía no mostró resultados productivos contundentes, pero sí dejó algo claro: el recurso está ahí y la provincia tiene una ventana única para transformarlo en desarrollo real. Los pozos piloto no alcanzaron niveles comerciales, pero aportaron información geológica valiosa y confirmaron que la formación tiene potencial.
En un mundo donde la energía define competitividad, Santa Cruz no puede darse el lujo de mirar para otro lado.
La oportunidad no está en lo que Palermo Aike es hoy, sino en lo que puede llegar a ser. La formación es más profunda, más desafiante y más costosa que Vaca Muerta, pero también puede ofrecer mayor presión y mejores curvas si se encuentra la ventana correcta.
Ese aprendizaje requiere tiempo, inversión y continuidad. Y ahí aparece el rol estratégico de CGC, que insiste porque entiende que quien se posiciona primero es quien lidera cuando llega la escala.
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El interés internacional también suma señales. En CERAWeek, Palermo Aike fue mencionado como el segundo recurso no convencional más importante del país. No es un título, es un mensaje: el mundo energético está mirando. Para Santa Cruz, eso significa que la provincia tiene una carta fuerte en la mano, pero necesita jugarla con planificación, reglas claras y una visión de largo plazo.
La realidad técnica es honesta: los caudales actuales no justifican un desarrollo masivo. Pero la realidad estratégica es igual de contundente: si la provincia sostiene el proceso, si se perforan más pozos y si se consolida una curva de aprendizaje, Palermo Aike puede convertirse en un nuevo motor económico. No mañana. No este año. Pero sí en la próxima década.
La oportunidad está en construir ahora las condiciones para que ese futuro sea posible. Infraestructura, proveedores, formación técnica, estabilidad regulatoria y una agenda común entre Estado y empresas. Santa Cruz tiene un recurso que puede cambiar su matriz productiva. Lo que falta no es geología: es decisión, continuidad y visión.
En un país que necesita nuevos polos de desarrollo, Palermo Aike aparece como un recordatorio simple y poderoso: las oportunidades no llegan hechas. Se construyen. Y Santa Cruz está frente a una que vale una década.
El mercado laboral argentino enfrenta un riesgo estructural que ya compromete la operación diaria de miles de empresas: la dificultad creciente para encontrar trabajadores que sostengan compromiso, permanencia y responsabilidad básica.
El fenómeno golpea especialmente a las PyMEs, que representan el 70% del empleo privado del país y que hoy operan con equipos reducidos, procesos sensibles y una rotación que erosiona productividad y competitividad.
Los estudios de organismos internacionales, consultoras laborales y cámaras empresarias coinciden en un diagnóstico: la brecha entre las expectativas de las nuevas generaciones y las necesidades reales de las empresas se amplió hasta convertirse en un riesgo operativo.
La falta de experiencia, la baja tolerancia a la frustración, la informalidad extendida y la desconexión entre aspiraciones salariales y desempeño real son factores que se repiten en todo el país.
La pandemia aceleró cambios culturales, pero el problema persiste aun con la normalidad restablecida. La cultura del trabajo no desapareció, pero sí se debilitó la cultura del compromiso. Para las PyMEs, que dependen de equipos estables y curvas de aprendizaje completas, esta dinámica se traduce en un riesgo directo: cada baja, cada ausencia y cada renuncia sin aviso rompe la operación.
El sistema educativo tampoco logra compensar la brecha. Los jóvenes ingresan al mercado laboral con escasa formación práctica y sin hábitos consolidados. La informalidad, que afecta a más de la mitad de los trabajadores jóvenes, erosiona aún más la construcción de experiencia y disciplina. La reforma laboral alivió costos legales, pero no modificó el núcleo del problema: la falta de alineación entre lo que las empresas requieren y lo que una parte significativa de la fuerza laboral está dispuesta a sostener.
Modelos internacionales que sí funcionan y que Argentina podría adoptar
El problema no es exclusivo del país. Pero otros Estados ya lo resolvieron con políticas activas que alinean expectativas, forman hábitos y reducen la rotación. Estos son los modelos más efectivos:
1. Modelo dual alemán (formación + trabajo real)
Formación obligatoria en empresas reales.
3 a 4 días por semana en el puesto.
1 a 2 días en escuela técnica.
Certificación nacional.
Incentivos fiscales para empresas que forman.
Resultado: jóvenes con hábitos laborales sólidos y baja rotación.
2. Sistema suizo de reputación laboral digital
Historial laboral verificable.
Evaluaciones periódicas.
Reputación laboral como activo.
Resultado: responsabilidad incentivada y transparencia total.
3. Chile: incentivos a la permanencia y bonos por continuidad
Beneficios fiscales por baja rotación.
Bonos estatales por permanencia de 12 y 24 meses.
Resultado: estabilidad en PyMEs y reducción del ausentismo.
4. Canadá: contratos flexibles para PyMEs + formación obligatoria en habilidades blandas
Régimen PyME diferenciado.
Entrenamiento estatal en responsabilidad y comunicación.
Resultado: equipos más estables y menos conflictos.
5. Australia: aprendizaje remunerado con metas de desempeño
Ingreso como aprendiz con objetivos claros.
Salario que crece solo si se cumplen metas.
Subsidio estatal al entrenamiento.
Resultado: compromiso desde el primer día.
Conclusión
Mientras el 70% del empleo argentino dependa de PyMEs que no logran encontrar ni retener trabajadores comprometidos, la productividad seguirá en zona roja. El mundo ya encontró modelos que funcionan. Argentina necesita adoptarlos, adaptarlos y aplicarlos con urgencia.
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La solicitud de Tecpetrol para ingresar al régimen de grandes inversiones marca un punto de inflexión en la cadena de valor de Vaca Muerta. El proyecto, de USD 2.400 millones, combina perforación, infraestructura y ampliación de capacidad de evacuación. La escala del plan lo ubica entre los movimientos más relevantes del año y anticipa un ciclo de inversiones de largo plazo.
El ingreso al régimen otorga estabilidad fiscal, amortización acelerada y beneficios aduaneros que mejoran la ecuación económica del proyecto. Para una inversión de esta magnitud, la previsibilidad es un componente central del modelo financiero. La decisión de avanzar bajo este esquema confirma que el sector busca horizontes estables para sostener producción y expandir exportaciones.
El impacto sobre la cadena de valor es inmediato. La perforación de nuevos pozos activa demanda de servicios especializados, equipos de completación, logística, transporte y tratamiento. La ampliación de infraestructura requiere obras civiles, metalmecánica, ingeniería y sistemas de control. Cada etapa moviliza proveedores regionales y nacionales, generando empleo y actividad en múltiples segmentos.
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La expansión de capacidad de evacuación es otro punto crítico. El crecimiento de la producción exige más ductos, plantas de acondicionamiento y soluciones de almacenamiento. Estos proyectos arrastran inversiones complementarias y fortalecen la integración entre operadoras, midstream y empresas de servicios.
La cadena se vuelve más robusta y mejora su competitividad frente a mercados externos.
Para las provincias productoras, el proyecto consolida regalías, actividad económica y financiamiento para infraestructura. Para el país, suma producción exportable y refuerza la posición de Vaca Muerta como plataforma energética.
Para los inversores, la señal es clara: el régimen de grandes inversiones empieza a traccionar proyectos de escala y a ordenar expectativas en un sector que necesita continuidad y visión de largo plazo.
La lectura de fondo es que la cadena de valor se está reconfigurando. La combinación de inversión, infraestructura y estabilidad fiscal crea un entorno donde los proyectos de gran porte encuentran condiciones para avanzar.
En un contexto global de demanda energética y competencia por capital, este tipo de movimientos posiciona a Vaca Muerta como un activo estratégico con capacidad de expansión sostenida.
Las provincias productoras lograron sostener la base imponible de Ingresos Brutos vinculada a la actividad hidrocarburífera. La decisión, tomada en el ámbito del Convenio Multilateral, cerró una disputa que enfrentaba a las jurisdicciones de origen con Buenos Aires y Córdoba. El resultado preserva un principio central del federalismo energético: la producción tributa donde se genera el valor.
El fallo llega en un momento donde la recaudación provincial es un factor crítico para sostener infraestructura, servicios y programas de desarrollo local. En las cuencas productivas, los ingresos asociados al petróleo y al gas representan una porción decisiva del financiamiento público.
Cualquier alteración en la distribución de la base imponible hubiera generado tensiones fiscales en territorios que hoy sostienen la mayor parte de la inversión energética del país.
La discusión se dio sobre un telón de fondo sensible: la carga impositiva sobre los combustibles. Casi la mitad del precio final corresponde a impuestos nacionales, provinciales y municipales. Este nivel de presión fiscal explica por qué cada punto porcentual importa y por qué las provincias defienden su autonomía tributaria.
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También muestra la necesidad de reglas claras para evitar distorsiones que afecten costos logísticos, competitividad industrial y decisiones de inversión.
La resolución aporta un mensaje que el sector privado valora. Mantiene la coherencia entre la Constitución, la Ley de Hidrocarburos y la práctica fiscal. Refuerza la previsibilidad en un sector donde los proyectos requieren horizontes largos, estabilidad normativa y capacidad de financiamiento local.
En un contexto de alta demanda de infraestructura energética, la continuidad del criterio productivo reduce incertidumbre y ordena expectativas.
La lectura estratégica es directa. El federalismo energético se consolida como un activo para la competitividad del país. La definición tributaria preserva condiciones para que Vaca Muerta y las cuencas maduras sostengan su ritmo de inversión. También fortalece la capacidad de las provincias productoras para acompañar el crecimiento de la actividad con obras, servicios y planificación territorial.
En un país que necesita más exportaciones, más infraestructura y más inversión, la estabilidad fiscal vuelve a ser un factor determinante para el desarrollo.
Perú atraviesa una expansión sostenida de su demanda energética e industrial. El país combina crecimiento urbano, dinamismo productivo y un mercado interno que necesita equipamiento confiable. Además, mantiene reglas estables para la inversión y un sistema regulatorio técnico. Este escenario abre oportunidades concretas para proveedores argentinos con capacidad de respuesta rápida.
El sector industrial peruano demanda equipos para procesos térmicos, automatización, seguridad y almacenamiento. La avicultura, la panificación y la metalmecánica utilizan GLP como insumo principal.
Estas actividades requieren válvulas, tanques, sistemas de medición y soluciones de control. También crece la necesidad de infraestructura para logística energética y ampliación de plantas de consumo intensivo.
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En paralelo, el mercado peruano de GLP mantiene un déficit estructural. La producción local no cubre la demanda total y el país importa una parte relevante del consumo. Las empresas mayoristas buscan proveedores confiables para asegurar abastecimiento y reducir costos logísticos. Argentina cuenta con excedentes estacionales y capacidad exportadora competitiva.
La combinación de industria en expansión y demanda energética creciente convierte a Perú en un destino estratégico. Las empresas argentinas pueden ofrecer equipamiento, servicios y soluciones de abastecimiento con valor técnico. En este contexto, la complementariedad productiva entre ambos países abre espacio para nuevos negocios y mayor integración regional.
El distrito Vicuña, en el extremo noroeste de San Juan, acaba de confirmar uno de los paquetes metalíferos más relevantes del continente. Las nuevas estimaciones ubican al yacimiento entre los mayores descubrimientos de cobre, oro y plata de las últimas décadas, con volúmenes que pueden reposicionar a Argentina en el mapa global de los metales críticos.
En un contexto donde el cobre es el insumo más buscado para electrificación, redes inteligentes y transición energética, la cordillera vuelve a convertirse en un activo estratégico.
Los números son contundentes: millones de toneladas de cobre y decenas de millones de onzas de oro y plata, en un distrito que combina escala geológica con un potencial de desarrollo que excede a la minería y se proyecta sobre infraestructura, empleo y encadenamientos productivos.
El hallazgo llega en un momento en que el mundo enfrenta un déficit estructural de cobre y busca nuevos polos de abastecimiento. Vicuña aparece justo en ese vacío, con un recurso capaz de atraer inversiones de largo plazo y reactivar la agenda metalífera argentina.
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Pero la oportunidad convive con un territorio frágil. La alta cordillera es un ecosistema sensible, con glaciares de roca, humedales y acuíferos que sostienen vida en condiciones extremas. El desafío no es solo técnico: es ambiental, social y logístico.
Desarrollar un distrito de esta magnitud implica caminos, energía, campamentos y líneas eléctricas en zonas donde cada intervención requiere precisión y consenso. La licencia social no es un trámite: es una condición para avanzar.
El potencial es enorme, pero la responsabilidad también. Vicuña puede convertirse en un nuevo polo cuprífero y aurífero para el país, capaz de generar divisas, empleo y encadenamientos industriales. Pero exige un modelo de desarrollo que combine productividad con cuidado territorial, planificación con transparencia y una mirada de largo plazo que permita que la cordillera sea un espacio de oportunidades sin perder su valor ambiental.
La cordillera vuelve a ofrecer una posibilidad concreta. El desafío es construirla con inteligencia, equilibrio y visión.
La adopción de inteligencia artificial en las PyMEs argentinas avanza a un ritmo tan lento que ya configura un riesgo competitivo. Según datos presentados en el encuentro “Inteligencia Artificial para PyMEs”, apenas 3 de cada 10 empresas realizan inversiones estratégicas en IA: asignan presupuesto, capacitan equipos y definen objetivos de negocio.
El resto se mantiene en un uso superficial, fragmentado o directamente inexistente, aun cuando la tecnología ya es un factor determinante para la productividad.
La brecha entre interés y aplicación quedó expuesta en una encuesta a mano alzada frente a más de mil empresarios: muy pocos usan IA de manera regular y casi nadie confía en ella para tareas críticas. El problema no es rechazo, sino desorientación. Los consultorios más concurridos del evento fueron los que respondían a la pregunta más básica: “¿Por dónde empezar?”. La sobreinformación, la falta de estrategia y el temor a invertir sin retorno frenan decisiones que, en otros países, ya son estándar.
El riesgo es claro: mientras las PyMEs argentinas dudan, el comercio electrónico crece a tasas superiores al 70% anual y las empresas que integran automatización reducen costos operativos entre 30% y 50%.
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La IA dejó de ser una herramienta de eficiencia para convertirse en un diferencial de supervivencia. Las compañías que no adopten procesos inteligentes quedarán rezagadas frente a competidores que operan con menos errores, más velocidad y mayor capacidad de análisis.
La situación se agrava porque la mayoría de las PyMEs sigue usando IA solo para tareas básicas —generar textos, imágenes o piezas de comunicación— mientras el mundo avanza hacia agentes autónomos capaces de ejecutar acciones, tomar decisiones y aprender de los resultados.
La Argentina tiene talento técnico y ecosistema emprendedor, pero la falta de planificación empresarial y la ausencia de políticas públicas específicas generan una adopción desigual y lenta.
El riesgo ya no es tecnológico: es estructural
Y mientras solo 3 de cada 10 PyMEs inviertan en IA con estrategia, la competitividad del sector seguirá en zona roja.
La falta de funcionamiento de la Planta Industrial de Agua Pesada volvió a tensar la agenda energética de Neuquén. La Comisión de Energía de la Legislatura expresó preocupación por la ausencia de un plan operativo y por el deterioro progresivo de una instalación considerada estratégica para el sistema nuclear argentino.
El reclamo no apunta a la confrontación, sino a la necesidad de obtener información precisa sobre presupuesto, mantenimiento y continuidad laboral.
Los diputados remarcaron que la PIAP lleva años sin producir y que los compromisos asumidos en el convenio tripartito entre Nación, Provincia y ENSI no se están cumpliendo. La falta de mantenimiento crítico, la incertidumbre del personal y la ausencia de un cronograma oficial alimentan la inquietud política.
La propuesta de realizar una visita técnica a la planta busca verificar el estado real de las instalaciones y dimensionar el riesgo de un deterioro irreversible.
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El punto más sensible es operativo y económico a la vez. El país volvió a importar agua pesada, un insumo que la PIAP puede producir. El dato no implica un juicio político, pero sí expone una inconsistencia operativa: una planta estratégica permanece inactiva mientras se asignan divisas para adquirir un producto que podría generarse localmente.
En un contexto donde el Gobierno destaca su compromiso con el cumplimiento y la eficiencia, la situación invita a una revisión técnica que permita alinear discurso, capacidades y necesidades del sistema nuclear.
La discusión también tiene un componente federal. La PIAP es un activo único en América Latina y forma parte de la infraestructura crítica del país. Su paralización prolongada no solo afecta a Neuquén: compromete la autonomía tecnológica, encarece el abastecimiento del parque nuclear y debilita la cadena de valor científica e industrial asociada.
La Legislatura neuquina busca evitar que la falta de definiciones termine erosionando un recurso que llevó décadas construir.
El mensaje político es claro. Neuquén reclama previsibilidad, información y un plan concreto para preservar un activo estratégico. No se trata de un conflicto partidario, sino de una demanda institucional para evitar que la inacción termine generando costos mayores.
En un país que necesita fortalecer capacidades propias y reducir dependencias externas, la PIAP vuelve a ser un tema que exige decisiones, no declaraciones.
San Juan volvió a diferenciarse del comportamiento nacional. Mientras el país registró en febrero una caída interanual del 1,67% en las ventas de combustibles, la provincia fue una de las cuatro jurisdicciones que lograron crecer. Según datos de Surtidores, el consumo local aumentó 1% respecto del mismo mes del año pasado, con un total de 17.111 m³ comercializados.
El dato adquiere relevancia porque el mercado nacional mostró señales de retracción, especialmente en los productos masivos. La nafta Súper cayó 2,12% y el diésel Grado 2 retrocedió 10,41%, reflejando un consumo más selectivo y un ajuste en segmentos sensibles al precio.
En contraste, los combustibles Premium crecieron con fuerza: la nafta Grado 3 avanzó 5,55% y el gasoil Grado 3 subió 6,59%, tendencia que también se observó en San Juan.
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La comparación mensual muestra una leve baja: respecto de enero, las ventas provinciales retrocedieron 2,09%, lo que confirma que el mercado sigue volátil. Sin embargo, la variación interanual positiva coloca a San Juan en un grupo reducido junto con Buenos Aires, Río Negro y Santa Fe, provincias que lograron sostener o expandir la demanda en un contexto de contracción general.
El comportamiento sanjuanino combina factores territoriales y productivos: actividad minera estable, movilidad interna sostenida y un consumo que se desplaza hacia combustibles de mayor calidad. En un escenario nacional marcado por ajustes, la provincia muestra resiliencia y un mercado que, aunque moderado, mantiene dinamismo.
San Juan vuelve a aparecer como un caso distinto dentro del mapa energético argentino, con una demanda que resiste y un consumo que se reorganiza sin perder volumen.
La Amazonía brasileña expone una paradoja que hoy mira el mundo: una región clave para la estabilidad climática global depende casi exclusivamente de los ríos para sostener su abastecimiento energético.
En estados como Amazonas, Pará y Rondônia, cerca del 90% del suministro de gasolina y diésel llega a través del transporte fluvial, un sistema que combina geografía extrema, infraestructura limitada y una demanda creciente que no puede esperar.
La razón es estructural. En vastas zonas del norte de Brasil, la conectividad terrestre es mínima o directamente inexistente. Allí, los ríos funcionan como autopistas naturales que permiten que el combustible llegue a ciudades del interior, comunidades ribereñas y centros productivos aislados.
El esquema logístico integra transporte marítimo y fluvial: los buques descargan en terminales portuarias y, desde allí, convoyes de barcazas avanzan cientos de kilómetros por las hidrovías amazónicas hasta los centros de distribución regionales.
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La escala del sistema es enorme. Solo en el corredor Miritituba–Santarém se movilizan 1,2 millones de metros cúbicos de combustibles y biocombustibles por año, un volumen que muestra la dependencia territorial y la importancia estratégica de las hidrovías para la seguridad energética del norte brasileño.
La navegación sostiene estaciones de servicio, actividades comerciales y centrales termoeléctricas que abastecen sistemas aislados, esenciales en zonas sin interconexión.
Pero esta dependencia también revela vulnerabilidades. Las variaciones en el nivel de los ríos —cada vez más extremas por el cambio climático— pueden interrumpir rutas, encarecer costos y comprometer el abastecimiento. En años de sequía severa, ciudades enteras quedaron al borde del desabastecimiento por la imposibilidad de navegar tramos críticos.
La logística fluvial, que durante décadas fue una solución natural, hoy enfrenta tensiones que obligan a repensar infraestructura, dragado, mantenimiento y resiliencia climática.
La Amazonía recuerda al mundo que la energía no es solo un recurso: es territorio, clima y logística. Y que en regiones donde la geografía impone límites, la seguridad energética depende de sistemas que deben adaptarse a un escenario global cada vez más incierto.
En una decisión técnica orientada a mitigar el traslado del precio internacional del petróleo al mercado interno, que ronda el 20% desde que se inició el conflicto en Oriente Medio, el Gobierno nacional modificó este viernes una norma que regula la calidad de loscombustibles.
En concreto, la secretaría de Energía modificó una normativa para que las empresas incorporen en forma voluntaria hasta 15% de bioetanol en las naftas. “La medida apunta a dar mayor flexibilidad a la industria y a amortiguar eventuales subas en el precio de los combustibles en surtidor, protegiendo al consumidor”, señaló el organismo.
La Resolución 79/2026 elevó el límite máximo de oxígeno permitido en las naftas al 5,6%. Así las refinadoras podrán incorporar más bioetanol de forma voluntaria.
Según el comunicado oficial, la resolución no modificó el corte obligatorio de bioetanol ni impuso nuevas exigencias a las refinadoras. La intención fue adecuar la normativa vigente para que, si una empresa lo consideraba conveniente, pudiera incorporar voluntariamente hasta 15% de bioetanol en las naftas, siempre dentro de los parámetros de calidad establecidos por la regulación.
“En la práctica, esto les da a las refinadoras más flexibilidad para definir la composición de sus combustibles. Si optan por incorporar una mayor proporción de bioetanol, podrán reducir en igual medida la participación del componente fósil refinado del petróleo en la mezcla final”, explicó la Secretaría que comanda María Tettamanti.
El precio de las naftas en la mira
La decisión permitirá a las refinadoras definir la composición de sus combustibles. Si optaban por incorporar una proporción mayor de bioetanol, podían reducir la presencia del componente fósil refinado del petróleo en la mezcla final. El contenido de oxígeno en las naftas está directamente relacionado con el porcentaje de bioetanol incorporado, por lo que la actualización del parámetro resultó necesaria para habilitar mezclas superiores de bioetanol “sin afectar las especificaciones de calidad”.
La tensión geopolítica por la guerra en Medio Oriente llevó a, entre otras cosas, encarecer el precio del petróleo. El barril de Brent superó los US$100, lo que inevitablemente impacta en la nafta en Argentina. De hecho, ya acumula un ajuste del 19% este mes, y el valor de la nafta súper en Buenos Aires ya supera a los $2.000.
Asimismo, registró un aumento de hasta 63,6% en el último año, que casi duplicó a la inflación en su acumulado anual, del 33,1%. Sin embargo, la consultora Focus Market elaboró un estudio que revela que el 46,6% del precio que paga el consumidor son impuestos: 41,5% van a la Nación, 3% a las provincias y 2,1% a los municipios.
Desde que arrancó la ofensiva de Estados Unidos e Israel contra Irán, el barril de petróleo subió de 65 a 96 dólares. Ese salto pegó de lleno en los surtidores de Argentina, donde la nafta súper aumentó casi un 20% en el último tiempo. Mientras el Gobierno pone el foco en los precios de exportación para juntar reservas, el combustible en nuestro país ya se ubicó entre los más caros de toda la región.
Aunque la escalada bélica y el cierre del Estrecho de Ormuz afectan a todos, acá el impacto se siente más fuerte. Según Global Petrol Prices, el litro en Argentina promedia los 1,43 dólares, un valor que en Sudamérica solo superan Uruguay (1,89) y Perú (1,61). Lo curioso es que países que no producen ni exportan, como Paraguay, tienen la nafta más barata (0,90 dólares). El exsecretario de energía, Emilio Apud, explicó: “Eso es por los impuestos que hay acá. El valor del barril explica el 40% del precio, el resto es carga impositiva y transporte”.
En estos dos años, el Gobierno mantuvo la política de alinear los precios locales con los internacionales. Esto generó un superávit energético de 7.800 millones de dólares el año pasado, pero abrió la grieta entre especialistas. Darío Martínez, exsecretario de Energía del gobierno anterior, lamentó que con la Ley Bases se haya eliminado el autoabastecimiento: “Antes, si las refinerías no tenían crudo a precios razonables, no se podía exportar. Eso por ley ya no va más”, señaló y dijo que la población termina pagando una “renta extraordinaria” para las petroleras. Por otro lado, Daniel Dreizzen, exfuncionario del macrismo, consideró que los 1,40 dólares por litro son “razonables” y recordó que en EE. UU. la suba fue del 30%, contra el 20% local.
Desde que asumió Javier Milei, la súper aumentó un 500% promedio, pasando de $311 a unos $2000. Gran parte de este ajuste se explica por la actualización de los impuestos a los Combustibles y al Dióxido de Carbono, que venían congelados desde 2021. Hoy, la carga tributaria total sobre el precio de la nafta es del 35%.
“Si el Gobierno quiere amortiguar los aumentos puede congelar impuestos, pero tocar el precio del barril es un error”, opinó Apud. En cambio, Daniel Cameron, referente del kirchnerismo en el área, sostuvo que “un 20% de aumento los argentinos no lo pueden pagar” y pidió precios desfasados para el mercado interno.
En cuanto a los próximos días, en YPF dicen que si el barril vuelve a los 60 dólares, los precios podrían bajar. En la cartera de Energía no quieren regular los precios y buscan que las petroleras sigan invirtiendo con la garantía de vender a valores internacionales. Por ahora, la única jugada fue subir las retenciones al petróleo convencional del 3,3% al 8%. En un contexto donde la recaudación general viene en caída, el impuesto a los combustibles fue el único que creció casi un 19% en febrero, que fue fundamental para mantener el superávit fiscal.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, dijo este jueves que tomar el control del suministro de petróleo de Irán es “una opción”.
El presidente de Estados Unidos, al ser consultado sobre si una solución con Irán podría incluir opciones duras, respondió: “Quiero decir, no hablaría de eso, pero es una opción”, tras una reunión de gabinete en Washington.
Trump sugirió que un acuerdo con Irán podría asemejarse al caso de Venezuela, donde afirmó que Estados Unidos derrocó a Nicolás Maduro y luego trabajó con la presidenta encargada Delcy Rodríguez en temas energéticos y otros asuntos.
Según la cadena CNN, Trump sostuvo: “Bueno, nos ha ido muy bien trabajando con Venezuela. Ciertamente hemos obtenido miles de millones y miles de millones de dólares. Y, por cierto, Venezuela está mejor ahora que nunca en la historia de su país, y es como una especie de empresa conjunta, pero Estados Unidos ha ganado mucho dinero”.
El secretario de Estado, Marco Rubio, agregó que en los primeros dos meses de 2026 Venezuela “generó más ingresos por ventas de petróleo que en la mayor parte de todo el año pasado” y aseguró que “el dinero ya no está siendo robado”.
Trump también minimizó el impacto de la guerra en el suministro estadounidense al afirmar que Estados Unidos no “necesita” el estrecho de Ormuz, y remarcó la abundancia de hidrocarburos del país: “Tenemos muchísimo petróleo. Nuestro país no se ve afectado por esto. Tenemos más, tenemos el doble de petróleo que Arabia Saudita o Rusia, y pronto será el triple”.
El mandatario subrayó su postura de línea dura respecto a Irán y dijo que no está desesperado por alcanzar un acuerdo: “Leí hoy una historia que dice que estoy desesperado por lograr un acuerdo. No es así… Soy lo opuesto a estar desesperado. No me importa”, afirmó en la Casa Blanca.
Trump añadió que corresponde a los líderes iraníes convencerlo de detener la guerra y advirtió que Estados Unidos continuará si Teherán no renuncia de manera permanente a sus ambiciones nucleares.
Sobre unas negociaciones previas, Trump dijo que Irán le había dado a Estados Unidos un misterioso “regalo”, que esta semana describió como diez “barcos de petróleo” que cruzaron con éxito el estrecho de Ormuz.
En el Despacho Oval dijo: “Fue un regalo muy grande, de enorme valor, y no voy a decirles cuál es el regalo, pero fue un premio muy significativo”.
El jueves, el presidente afirmó que Estados Unidos mantuvo “conversaciones muy sustanciales” con funcionarios iraníes no identificados, y que el paso de los petroleros fue una señal de que las negociaciones eran serias.
Trump relató que los iraníes ofrecieron permitir el tránsito de ocho grandes barcos de petróleo y que, además, enviaron dos barcos adicionales “para disculparse por algo que dijeron”. Dijo que los buques navegaron con banderas de Pakistán y que el episodio demostró que “estamos tratando con las personas adecuadas”.
La red de estaciones YPF inició una transformación histórica que promete cambiar para siempre la experiencia de detenerse en la ruta. Bajo un concepto que trasciende la carga de combustible, la petrolera anunció la construcción de su complejo más ambicioso hasta la fecha en un predio estratégico de 10 hectáreas. Esta megaestructura no solo busca redefinir el servicio al automovilista, sino convertirse en un polo de atracción por su magnitud arquitectónica. La obra ya genera gran expectativa entre quienes transitan habitualmente por los principales corredores logísticos que conectan a las grandes ciudades argentinas.
El gigantesco proyecto se levanta sobre la Ruta Nacional 9, a la altura de San Pedro, en el carril que une Rosario con Buenos Aires. En este punto clave, por donde circulan más de 20.000 vehículos diarios, se instalará un paseo comercial estilo shopping con locales de diversos rubros y gastronomía de primer nivel. La apuesta es tan grande que la empresa debió montar su propia planta hormigonera dentro del predio para acelerar los tiempos de una construcción que no tiene precedentes. Una vez inaugurado, el complejo funcionará como una microciudad rutera que generará cientos de nuevos puestos de trabajo.
La propuesta incluye servicios disruptivos como modernos espacios de coworking con conectividad de alta velocidad, pensados para quienes necesitan trabajar sin desviarse de su recorrido. Además, el predio contará con un restaurante de grandes dimensiones, áreas de descanso exclusivas para transportistas y estaciones de carga de última generación para vehículos eléctricos. El objetivo del CEO de la compañía Horacio Marín es segmentar la red para ofrecer experiencias premium que incluyan hasta menús diseñados por chefs con estrellas Michelin. Es un giro total hacia la innovación que posiciona a la marca en un segmento de lujo accesible.
Esta transformación forma parte del plan estratégico que segmentará las estaciones en categorías como YPF Black y Premium para elevar el estándar de atención al cliente. Con una apertura prevista entre finales de este año y principios del próximo, el complejo de San Pedro será el buque insignia de esta nueva era del consumo en ruta. Los viajeros ya no verán a la estación como un trámite necesario, sino como un destino de esparcimiento, compras y relax en medio del viaje.
En un hecho sin precedentes para el país, la provincia de San Juan presentó la primera ruta completamente iluminada gracias a la energía solar, un avance significativo en la modernización de la infraestructura vial argentina.
La Avenida de Circunvalación, también conocida como Ruta Nacional A014, cuenta ahora con 36 generadores fotovoltaicos distribuidos a lo largo de su recorrido. Cada generador está equipado con paneles solares que captan la luz durante el día y baterías que almacenan la energía para alimentar las luminarias LED durante la noche, funcionando de manera autónoma sin depender de la red eléctrica convencional.
Este sistema garantiza una iluminación continua incluso ante cortes de energía externos, lo que representa un avance importante para la seguridad vial en la zona. Además, esta tecnología reduce significativamente los costos operativos y contribuye a la disminución de las emisiones de carbono, impulsando un modelo de infraestructura más sostenible.
El proyecto fue impulsado por el Gobierno de San Juan a través del Ente Provincial de Energía (EPSE), posicionando a la provincia como líder en innovación energética dentro del país. Esta iniciativa refleja un compromiso sólido con soluciones resilientes y amigables con el medio ambiente, alineadas con la transición energética global.
Más allá de ser un simple tramo de carretera mejorado, esta ruta funciona como un ejemplo concreto de cómo las energías renovables pueden integrarse eficazmente en proyectos públicos esenciales, sin alterar el entorno natural. Constituye un modelo para futuras autopistas y una demostración clara del potencial de la energía limpia en Argentina.
El Intendente de Rivadavia, Ricardo Mansur, mantuvo una reunión con autoridades de Empresa Mendocina de Energía Sociedad Anónima (Emesa), entre ellas su presidente, Gerardo Rabinovich; el Gerente General, Mauricio Pinti Clop; y el Gerente de Energías Renovables, Alejandro Burlot, donde se presentó el proyecto de un Parque Solar para el departamento.
La iniciativa busca generar energía y disminuir el costo del servicio para los contribuyentes, además de contribuir a la reducción de emisiones de carbono, promoviendo una producción de energía limpia y sustentable .
Como conclusión del encuentro, se acordó avanzar en la firma de un convenio marco entre las instituciones, con el objetivo de realizar los estudios necesarios que permitan evaluar la viabilidad de llevar adelante esta importante obra para Rivadavia.
La provincia del Neuquén continúa fortaleciendo su estrategia de diversificación energética con avances concretos en la construcción de la planta de producción de pellets de biomasa que Corfone S.A. desarrolla en Junín de los Andes.
El proyecto, financiado por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), atraviesa una etapa clave tanto en la obra civil como en la logística internacional del equipamiento, acercándose progresivamente a su puesta en funcionamiento.
La futura planta tendrá capacidad para producir alrededor de seis mil toneladas anuales de pellets, un combustible ecológico elaborado a partir del descarte de la producción forestal -cantoneras, aserrín y viruta-. Este recurso permitirá ampliar las alternativas de calefacción para hogares e instituciones, especialmente en zonas donde aún no llega la red de gas natural.
El desarrollo de esta iniciativa se complementa con el proceso de expansión de redes de gas que la provincia impulsa en distintas localidades, generando nuevas soluciones energéticas para mejorar la calidad de vida de las familias neuquinas.
En los últimos días se registraron avances significativos en la obra. El galpón principal ya se encuentra completamente techado y actualmente se ejecuta el hormigón de la plataforma que recibirá el equipamiento industrial. Además, se avanza en el cierre lateral de la nave principal.
En paralelo, se organiza la logística para la llegada del equipamiento fabricado en Italia, que representa cerca del 50 % de la inversión total del proyecto. Está previsto que el cargamento -compuesto por alrededor de once contenedores- arribe al país a fines de marzo y sea trasladado a Junín de los Andes durante los primeros días de abril.
La inversión total supera los 3 millones de dólares y se concreta mediante un esquema de leasing con Gas y Petróleo del Neuquén, en el marco de la nueva orientación de la empresa energética provincial, que destina parte de sus utilidades al impulso de proyectos de desarrollo sustentable con impacto social y productivo en el territorio.
Desde Corfone S.A. destacaron que la planta de pellets no solo permitirá diversificar la matriz productiva de la empresa forestal, sino que también fortalecerá el aprovechamiento de los recursos del sector maderero, generando valor agregado, empleo local y una alternativa energética más limpia para la comunidad.
Además de promover el desarrollo productivo, la iniciativa se inscribe en la política provincial de transición hacia energías más sustentables, aprovechando recursos locales y consolidando soluciones innovadoras para el abastecimiento energético en la provincia.
El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía.
Tal como adelantó EconoJournal el martes, el gobierno elevó el límite máximo de oxígeno por cada litro de nafta para permitir que las petroleras puedan incrementar el porcentaje de bioetanol en las mezclas. La medida, oficializada a través de la resolución 79/2026 busca aliviar la presión sobre los precios en el surtidor en un contexto de fuerte suba del petróleo por la guerra en Medio Oriente.
El incentivo es claro: con los precios actuales del crudo, el bioetanol resulta más competitivo que la nafta fósil, lo que permitiría reducir el costo de producción de combustibles.
El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía. Empresas como YPF, Raízen o Trafigura podrían optar por una mayor incorporación de biocombustibles en función de su conveniencia económica.
Modificación de las especificaciones técnicas
El bioetanol aporta oxígeno a la nafta. Por lo tanto, si sube el porcentaje de etanol, sube automáticamente el oxígeno total. El límite de oxígeno que estaba vigente quedaba desfasado respecto al porcentaje de hasta un 15% de mezcla ya permitido por la Ley 27.640. Debido a ello, el porcentaje de mezcla se ubicaba en los hechos en torno al 12 por ciento.
Ahora el gobierno elevó el límite máximo de oxigeno hasta 5,6 por ciento. Por lo tanto, el porcentaje efectivo de mezcla podrá ahora sí trepar hasta el 15 por ciento.
El cambio está justificado a partir de un informe técnico elaborado del 25 de marzo de 2026, elaborado en el ámbito de la Subsecretaría de Hidrocarburos, donde se analiza la relación entre el contenido de bioetanol y el oxígeno total en las naftas.
“Se concluye en el mentado informe que resulta técnicamente viable, incrementar el límite máximo de oxígeno hasta el 5,6%, en tanto responde exclusivamente al aumento del contenido de bioetanol, sin implicar la incorporación de otros compuestos oxigenados”, se destaca en los considerandos de la resolución 79/2026.
La secretaría de Energía remarcó a través de un comunicado que esta decisión “no modifica el corte obligatorio de bioetanol ni impone nuevas exigencias a las refinadoras”.
A su vez, se aclaró que “la resolución tampoco introduce cambios en el régimen aplicable al biodiesel, ya que la especificación técnica vigente para el gasoil ya contempla mezclas de hasta 20%”.
La estandarización de módulos solares fue uno de los pasos clave que permitió acelerar la evolución tecnológica de la industria fotovoltaica al evitar la proliferación de múltiples tamaños de paneles que complicaban el desarrollo de proyectos.
“Lideramos hace un par de años también la estandarización del tamaño del módulo para no volver locos a EPCista o trackeristas. Nos sentamos con 10 fabricantes que eran competencia directa para estandarizar medidas y definir sólo pelear por tecnología”, reveló Miguel Covarrubias, sales director LATAM de Jinko Solar, durante el encuentro Future Energy Summit Summit (FES) Argentina.
A partir de ese proceso, la competencia entre fabricantes comenzó a enfocarse principalmente en la innovación tecnológica y la eficiencia de los módulos
“Hoy día la pelea es por tecnología y esa es una pelea que nos encanta dar, ahora con TOPCon 3.0”, sostuvo el ejecutivo durante el panel de debate “Competitividad, desarrollo e Innovación tecnológica en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos”.
En paralelo, la compañía tomó una decisión tecnológica que marcaría el rumbo de su desarrollo de producto: abandonar la arquitectura mono PERC para apostar por TOPCon, a pesar que no todos los fabricantes compartían esa visión sobre el futuro de la fotovoltaica.
“Hace 2 años y medio o 3 años nos jugamos el salto de mono PERC a TOPCon porque creíamos que la eficiencia del mono PERC estaba acabada. En aquel entonces mucha competencia nos dijo que no iba por ahí, pero hoy en día estamos todos los fabricantes con TOPCon”, indicó Covarrubias.
“Fue una apuesta, una apuesta que ganamos y por eso estamos una generación un poco adelantada versus la competencia y la tipología de celdas TOPCon viene para quedarse”, agregó.
La evolución de esta tecnología permitió incrementar la potencia de los módulos sin modificar su superficie, mejorando la eficiencia de los proyectos solares utility scale. De modo que la firma pasó de su versión TigerNEO 1.0 de 620 Wp al 2.0 de 630-635 Wp para llegar a la última versión lanzada 3.0 con 670 Wp en la misma área.
El módulo alcanza eficiencias de celda de entre 26,7% y 27%, con eficiencia de módulo de entre 24,3% y 24,8%, bifacialidad del 85% y una degradación lineal anual de apenas 0,35%, lo que permite extender la vida útil de los sistemas y mejorar el retorno de inversión de los proyectos.
El producto también muestra un mejor desempeño en condiciones de baja radiación, capaz de generar hasta un 2,49% más de energía durante las primeras y últimas horas del día.
Covarrubias utiliza una analogía para explicar el impacto de estas mejoras tecnológicas en los proyectos solares. “Me encanta dar el ejemplo de la Fórmula 1: aquí estamos ganando medio segundo por vuelta en una carrera de 50 vueltas”.
Innovación tecnológica, mercado y expansión regional
El desarrollo de nuevos módulos también se nutre del feedback del ecosistema solar, especialmente de EPCistas y desarrolladores que participan en proyectos de gran escala, a fin de trasladar necesidades operativas directamente al proceso de diseño y fabricación.
“Sabemos que no todo será sencillo o no todo podremos llevarlo a la práctica, pero es clave el feedback. Incluso el feedback lo tenemos muchas veces local y muchas veces muy customizado a cada país, porque marca una diferencia después en el proceso completo”, señaló el sales director LATAM de Jinko Solar.
Asimismo, la estrategia regional de la compañía se apoya en una fuerte presencia en Latinoamérica, donde la empresa decidió diferenciarse a través del servicio, de modo que hoy en día alcanza cerca del 30% del market share en la región y en Argentina es cercano al 40%.
Mientras que de cara al futuro apuntan a mantener o aumentar el volumen y participación del último año, sumado a buscar players locales en LATAM que puedan potenciar el que las figuras se queden en Latinoamérica.
“Desde Jinko Solar peleamos continuamente e internamente con lo que llamamos cross regional, es decir una empresa que hace proyectos en LATAM todo desde otro continente inclusive. Entonces, el listado de Navidad sería que Argentina vea que tiene ese potencial con oportunidades afuera en países de LATAM, optimizando procesos en Chile, Perú, Ecuador, Colombia”, planteó Covarrubias
“Es decir usar Argentina como plataforma de crecimiento de servicio y masificar un poco más en términos de oferta”, subrayó durante su participación en FES Argentina 2026.
Los países europeos están empezando a elaborar políticas energéticas en respuesta al conflicto con Irán y el cierre del estrecho de Ormuz. De modo que Alemania y el Reino Unido han decidido apostar fuertemente por la energía eólica para reforzar su seguridad energética y reducir su dependencia de los combustibles fósiles importados.
“Con el cierre del Estrecho de Ormuz, Europa ha vuelto a tomar conciencia de su dependencia de las importaciones de combustibles fósiles, un recurso poco fiable. Esta crisis no es un hecho aislado. Es la nueva normalidad. La generación de electricidad a nivel nacional es la única estrategia energética europea con proyección de futuro», afirmó Tinne van der Straeten, CEO de WindEurope.
«Alemania y el Reino Unido están impulsando rápidamente la energía eólica. Los demás Estados miembros deberían hacer lo mismo para proteger a sus industrias y consumidores del aumento de los precios de la electricidad”, agregó.
Alemania: 12 GW adicionales de energía eólica terrestre para 2030
Como reacción directa al conflicto en Oriente Medio, la ministra alemana de Economía y Energía, Katherina Reiche, anunció que su país aumentará el volumen de subastas de energía eólica terrestre hasta 2030 en 12 GW adicionales.
En una declaración en vídeo, Reiche subrayó que la política energética es ahora una política de seguridad. Afirmó que Alemania no debe convertirse en un peón de potencias extranjeras, ni en un instrumento de las perturbaciones geopolíticas de las cadenas de suministro ni de las fluctuaciones de los precios de los combustibles fósiles.
Subrayó que los 12 GW adicionales de energía eólica terrestre son clave para la resiliencia del sistema energético alemán y una señal importante para la industria alemana en general.
Reino Unido: Impulso a la energía eólica marina
El 15 de marzo, el gobierno británico respondió a la crisis en Oriente Medio. El Secretario de Energía del Reino Unido, EdMiliband, anunció que su país adelantará la gran ronda de subastas de energías renovables AR8 a julio de 2026.
Miliband recalcó que «no existe seguridad energética mientras dependamos tanto de los combustibles fósiles».
Hasta 18 parques eólicos marinos podrían competir en la AR8, junto con nuevos emplazamientos de energía eólica terrestre y solar.
Esto se produce después de que la última ronda de asignación de energía eólica marina (AR7), la mayor subasta realizada hasta la fecha, adjudicara energía suficiente para abastecer el equivalente a 23 millones de hogares.
La capacidad adjudicada solo en la AR7 reducirá la necesidad de importaciones de gas equivalentes a unos 80 buques metaneros al año, lo que supondrá un ahorro para el Reino Unido de unos 4000 millones de libras esterlinas a los precios actuales del gas, según Carbon Brief.
Las energías renovables se traducen en precios de la electricidad más bajos.
Un estudio de Ember ha demostrado que los países que dependen menos del gas natural son menos vulnerables a la volatilidad de los precios de la electricidad.
En España, el gas influyó en el precio de la electricidad solo en el 15 % de las horas de 2026 hasta la fecha, frente al 89 % en Italia. Como resultado, España ha experimentado precios de la electricidad más bajos que otros países de la UE desde el inicio del conflicto en Irán, lo que le otorga a la economía española una ventaja competitiva a nivel internacional.
El desarrollo de nuevos proyectos energéticos en Argentina abre una ventana de oportunidades para el financiamiento internacional, especialmente en sectores vinculados a generación renovable, almacenamiento y minería. Sin embargo, la expansión de la infraestructura eléctrica aparece como una condición necesaria para que esas inversiones puedan materializarse.
Durante el Future Energy Summit Argentina 2026, Francisco Iacona, Investment Officer de la Corporación Financiera Internacional (IFC), explicó que el país cuenta con recursos energéticos y naturales capaces de impulsar un nuevo ciclo de inversiones si logra resolver los cuellos de botella del sistema eléctrico.
“El principal reto que vemos es justamente la transmisión”, afirmó Iacona.
El ejecutivo sostuvo que este desafío no es exclusivo de Argentina, sino que se repite en distintos mercados eléctricos debido a la complejidad técnica, regulatoria y financiera que implica desarrollar líneas de alta tensión de gran escala.
Desde la perspectiva de IFC, el potencial de financiamiento energético en Argentina está cada vez más vinculado al crecimiento de otros sectores productivos, en particular la minería.
“Nuestra estrategia en Argentina está centrada en el ecosistema minero”, explicó Iacona.
La institución trabaja en esquemas que combinan financiamiento para proyectos productivos con infraestructura asociada, como carreteras, ferrocarriles, puertos, redes eléctricas y generación. El objetivo es movilizar capital privado junto a instituciones financieras y banca comercial para viabilizar inversiones de gran escala que impulsen el desarrollo económico.
Incluso, la propia IFC llevó adelante un acuerdo con Central Puerto para financiar los estudios de factibilidad técnica, económica y ambiental de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna.
Dicho proyecto estima una inversión total de USD 600 millones e implica la intención de llegar a 400 MW (700 MW de potencial), ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.
Por lo que será el puntapié para que otros agentes del sector energético y minero presenten su interés a la iniciativa a este nuevo mecanismo del IFC, que según pudo averiguar Energía Estratégica, será un similar al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), 100% privado y sin garantías del Estado como sí lo tuvo el Programa RenovAr (FODER + Banco Mundial).
Además, Argentina ya cuenta con una hoja de ruta preliminar para ampliar su red de transporte eléctrico. El sistema identifica 16 proyectos estratégicos de transmisión que permitirían aumentar la capacidad de evacuación de energía y habilitar nuevas conexiones al sistema.
Estas iniciativas forman parte de un plan nacional de ampliación del transporte eléctrico lanzado en 2025, que contempla la construcción de más de 5610 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión en 132 kV y 500 kV, con inversiones estimadas por encima de USD 6000 millones para reforzar el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y aliviar los cuellos de botella que hoy limitan la expansión del sistema.
Las obras aparecen como una condición clave para habilitar inversiones en generación eléctrica, especialmente en un país que logró expandir con rapidez su parque renovable durante la última década.
Entre ellas se encuentra AMBA I, una iniciativa destinada a reforzar el abastecimiento eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires —región que concentra cerca del 40% del consumo eléctrico del país— mediante nuevas estaciones transformadoras y líneas de alta tensión. También se incluyen el corredor Río Diamante – Charlone – O’Higgins, orientado a facilitar la evacuación de generación en Cuyo y Comahue, y la línea Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que fortalecería la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.
Nuevas estructuras de financiamiento en el mercado eléctrico
El mercado eléctrico argentino también atraviesa una transición en su modelo de financiamiento.
La primera ola de proyectos renovables se desarrolló a partir del Programa RenovAr, que ofrecía contratos de largo plazo respaldados por el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), de modo que permitieron adjudicar 5929 MW de potencia renovable en 283 contratos PPA.
Pero con el tiempo, el mercado evolucionó hacia más cantidad de contratos bilaterales entre generadores y grandes consumidores industriales, principalmente a través del Mercado a Término, con precios recientes ubicados en torno a USD 60–70/MWh.
De acuerdo con datos de CAMMESA, el mecanismo MATER ya otorgó prioridad de despacho a 136 proyectos que totalizan 6019,7 MW, aunque solo 3646,5 MW se encuentran actualmente en operación.
“El sector privado ha demostrado que puede gestionar bien el riesgo”, sostuvo el ejecutivo.
Asimismo, el almacenamiento con baterías comienza a ganar protagonismo dentro del ecosistema energético e IFC ya participa en operaciones vinculadas, entre ellas un financiamiento corporativo otorgado a Central Puertopara respaldar operaciones estratégicas que incluyen proyectos de baterías vinculados al programa ALMA.
Al evaluar iniciativas de inversión, la institución aplica un análisis integral que contempla variables financieras, técnicas, ambientales y sociales con el objetivo de garantizar la viabilidad económica y el impacto en el desarrollo productivo.
De cara a los próximos años, desde IFC consideran que Argentina enfrenta una oportunidad significativa si logra consolidar el desarrollo de sus recursos energéticos y naturales. Pero para que ese escenario se concrete, el país deberá avanzar en infraestructura energética, ampliar el acceso al financiamiento y reducir el riesgo percibido por los inversores internacionales.
La ministra de Energía, XimenaRincón, encabezó un desayuno de trabajo organizado por la a Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), en donde un grupo de mujeres profesionales de empresas socias, presentaron el dossier “14 visiones técnicas de Mujeres ACERA 2026”, una publicación que reúne columnas elaboradas como aportes a la discusión de transición energética, electrificación y operación segura de un sistema con alta penetración de renovables y baterías.
Esto cobra especial valor en coyuntura geopolítica que atraviesa el país, habida cuenta de la alta exposición a las alzas de precios internacionales de combustibles fósiles que Chile tiene, en el contexto del conflicto bélico en Irán. Este escenario pone nuevamente de manifiesto la volatilidad y dependencia de nuestro país cuando la energía que consumimos depende en un 63% de combustibles fósiles. El documento fue presentado como un insumo de trabajo para contribuir al diálogo técnico-regulatorio y enriquecer la conversación sobre la agenda energética del país, con visiones desde todos los ámbitos y disciplinas.
La actividad fue concebida como un espacio de conversación estratégica entre la autoridad y 14 representantes de empresas socias de ACERA, con foco en los desafíos que marcarán el desarrollo del sector durante 2026 y de cómo enfrentar los impactos de los shocks de precios internacionales de combustibles fósiles.
Entre los temas abordados estuvieron la integración segura de energías renovables en el sistema eléctrico, el despliegue del almacenamiento, el desarrollo de la transmisión, la electrificación como estrategia de independencia energética, la electromovilidad, la inteligencia artificial para la optimización de la operación de un sistema eléctrico renovable, la importancia de fortalecer las respuestas de las instituciones del sector, así como la importancia de las comunicaciones para una mejor comprensión para los consumidores de una industria altamente tecnificada.
El valor del dossier radica en que no se limita a reunir opiniones generales, sino que presenta 14 miradas especializadas construidas desde la experiencia profesional de sus autoras en ámbitos críticos para el desempeño del sistema. En esa línea, el documento expresa una idea central para ACERA: la siguiente etapa de la transición energética no depende solo de seguir incorporando capacidad renovable, sino de electrificar los consumos energéticos de Chile, y que el sistema eléctrico es capaz de integrar la energía renovable y almacenamiento de manera eficiente, segura y económicamente sostenible.
Para ello, el almacenamiento, la flexibilidad operativa, una infraestructura de transmisión adecuada, una evolución regulatoria oportuna y señales claras para la inversión aparecen como dimensiones decisivas para el futuro del sector.
El dossier también releva la diversidad de trayectorias profesionales que hoy participan del debate energético. Ingenieras, abogadas, economistas, especialistas en mercados eléctricos, almacenamiento, operación de redes, sostenibilidad, desarrollo de proyectos y comunicaciones estratégicas aportan en estas páginas una visión complementaria sobre el proceso de transformación que vive la industria.
Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA y anfitriona del encuentro, señaló: “Este encuentro refleja una convicción que como gremio hemos impulsado con fuerza: la transición energética requiere más diálogo técnico, mayor visión de sistema y mejores condiciones habilitantes para que las energías renovables y el almacenamiento desplieguen todo su potencial. Este dossier con las propuestas, tiene un valor especial porque recoge la experiencia y la mirada de mujeres de empresas socias de ACERA que hoy contribuyen, desde distintos ámbitos, al desarrollo del sector energético”.
En tanto, la ministra Rincón señaló, “Estamos perdiendo energía renovable y por ende, tenemos que generar más demanda de electricidad. Tenemos que aprovecharla para ser un hub energético en América Latina, hacer todas las interconexiones que sean posibles con nuestros vecinos y con nuestros socios de América Latina, aprovechar sus recursos, por cierto, en otros ámbitos, pero pasar a ser líderes. Y Chile puede hacerlo».
S-5!, líder global en soluciones de fijación solar para techos metálicos y techos de membrana de una sola capa, presentará sus más recientes soluciones y anunciará nuevas alianzas durante RE+ México, del 14 al 16 de abril en Guadalajara, Jalisco. Los asistentes están invitados a visitar el stand #N20 en el piso de exhibición, donde expertos de S-5! impartirán capacitaciones como parte del programa de conferencias del evento.
Presentaciones técnicas en RE+ México:
Miércoles 15 de abril a las 13:30 horas
Más allá de los techos metálicos: Nuevas soluciones de anclaje S-5! para techos TPO y Carports
Erick de la Rosa y Cristhian Arredondo
Jueves 16 de abril a las 12:45 horas
El impacto de los costos indirectos en instalaciones FV sin rieles vs. rieles
Salvador Barba y Juan Camilo Castro
Nuevas soluciones para carports y techos de una membrana
En el stand #N20, S-5! presentará la nueva abrazadera S-5-CP™ para carports solares y marquesinas. Diseñada para estructuras con polinería tipo C y Z, esta abrazadera sin perforación elimina la necesidad de realizar taladros, reduciendo el riesgo de corrosión, acelerando la instalación y ofreciendo un desempeño estructural a largo plazo.
“El segmento de carports solares es uno de los de mayor crecimiento en tecnología de fijación”, comentó Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!. “La abrazadera S-5-CP permite a ingenieros e instaladores diseñar sistemas de carports solares más robustos, simples y rentables utilizando la tecnología certificada de S-5!”.
S-5! también presentará su solución Facet™Mount para techos de membrana de una sola capa. Fabricado en aluminio fundido a alta presión, el Facet Mount cuenta con 16 puntos de fijación que ofrecen flexibilidad de diseño y una mejor distribución de cargas, manteniendo la integridad del techo.
Además, esta solución elimina la necesidad de sistemas lastrados, reduciendo la carga sobre el techo y minimizando el impacto potencial en la estructura.
Nuevas alianzas de soluciones
S-5! también anunciará nuevas alianzas en México con Strip Solar, GM Iberia y CAREX. Los tres socios estarán presentes en el stand de S-5!, donde se realizarán demostraciones integradas que mostrarán cómo estas soluciones funcionan en conjunto en aplicaciones reales.
La exhibición incluirá una estructura de carport solar con componentes de Strip Solar, así como sistemas de seguridad y acceso en techo con pasarelas de CAREX y soluciones de protección contra caídas de GM Iberia.
“En conjunto, estas capacidades complementarias respaldan soluciones más integradas para techos y estructuras”, continuó Fuentes.
“Estas alianzas reflejan cómo los proyectos requieren coordinación entre sistemas solares, estructurales, de seguridad y acceso. Trabajar con tecnologías complementarias nos permite respaldar mejor soluciones totalmente integradas que se alinean con todas las necesidades de nuestros clientes y con la forma en que los techos y las estructuras son diseñadas y construidas», agregó.
El equipo de ingenieros y especialistas técnicos de S-5! estará disponible para discutir aplicaciones específicas y consideraciones de diseño de sistemas. Además, se llevará a cabo un happy hour con demostraciones en vivo y capacitación práctica diariamente a partir de las 16:00 horas en el stand de S-5!.
Los asistentes pueden agendar una reunión con anticipación enviando un correo a latam@S-5.com.
Acerca de S-5!
Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y los brackets de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier elemento en la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad del sistema y las garantías del techo.
Las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones en techo y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos, incluyendo más de 10 GW de sistemas solares en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes. Para más información, visite: https://es.s-5.com.
El encuentro en el IAPG Houston marcó el cierre de la participación argentina en el CERAWeek2026.
La comitiva argentina en la CERAWeek 2026 de Houston consolidó una visión estratégica para el sector energético ante la mirada de inversores internacionales. El tándem público privado que llegó al megaevento permitió presentar un plan de expansión y de competitividad que permita asegurar las condiciones para transformar al país en un gran exportador de energía. El encuentro final de la gira fue el ya clásico panel del IAPG Houston.
Allí, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, junto a los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa y de Río Negro, Alberto Weretilneck, y el presidente de YPF, Horacio Marín, hicieron foco en la competitividad, la infraestructura de GNL y la estabilidad jurídica para atraer capitales internacionales. Los acompañó el anfitrión y presidente del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) Ernesto López Anadón.
González dio unas palabras de apertura en las que advirtió sobre los desafíos de escala que aún enfrenta la cuenca. El funcionario señaló que, si bien el primer nivel operativo es competitivo, es fundamental desarrollar un «segundo anillo» de empresas de servicios. «Vaca Muerta ahora tiene que jugar en primera», sentenció González, quien también enfatizó que la reconstrucción de la confianza de los inversores será el «mejor remedio» para asegurar la llegada de nuevos jugadores.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG.
La eficiencia de costos comparativa con otras cuencas mundiales, como el Permian en Estados Unidos, permanece en la agenda oficial. El Gobierno nacional busca eliminar barreras a la importación de bienes de capital para mejorar la productividad por pozo. González insistió en que «sobrevive el más eficiente» en un mercado global exigente, y que la reducción de sobrecostos logísticos y fiscales es una tarea que involucra tanto al Estado como a los sindicatos y las operadoras.
Marín estimó que el desarrollo masivo de la formación no convencional requerirá un flujo de capitales sin precedentes. «Hasta el 2031 se van a invertir US$130.000 millones», aseguró el directivo durante su intervención en Houston. Este volumen de inversión acumulada apunta a alcanzar una producción total de 1,8 millones de barriles diarios, consolidando el esperado salto exportador para la próxima década.
En cuanto a la producción de hidrocarburos, el presidente de YPF anticipó que la Argentina alcanzará un récord histórico en 2026, con un millón de barriles por día hacia fines de año. Este hito se apoyará en la incorporación de nuevos equipos perforadores por parte de YPF y sus socios. El objetivo de la petrolera es llegar a 2031 con una producción propia superior al millón de barriles equivalentes diarios.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Por su parte, el gobernador Figueroa se refirió a la necesidad de garantizar condiciones operativas óptimas. «Necesitamos atraer inversiones porque hay un tiempo limitado para extraer los recursos», sostuvo el mandatario. El gobernador neuquino remarcó que la provincia ofrece una «zona libre de conflictos» y que la sustentabilidad social, apoyada en la formación de mano de obra local y el nuevo Instituto Vaca Muerta, resulta clave para sostener el crecimiento de la industria.
Desde la perspectiva de Río Negro, Weretilneck ratificó el rol de su provincia como el eslabón logístico hacia el mundo y posicionó al Golfo San Matías como el futuro «hub exportador energético de la Argentina». Según consideró, el proyecto de GNL en Punta Colorada tiene el potencial de generar exportaciones por US$300.000 millones hacia el año 2050, bajo un marco de «previsibilidad jurídica y reglas claras».
Los gobernadores Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa.
La coordinación entre los distintos niveles del Estado surgió como un eje central en las ponencias. Weretilneck destacó la articulación con Nación y las operadoras para acelerar proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). En este sentido, Figueroa subrayó la alianza con su par rionegrino al afirmar que «Neuquén no tiene mar» y que la complementariedad geográfica entre ambas jurisdicciones permite concretar finalmente la salida de los recursos hacia los mercados internacionales.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) se presentó como la herramienta normativa fundamental para traccionar estos desembolsos. Los funcionarios coincidieron en que este marco legal brinda la seguridad necesaria para proyectos de larga duración, como la planta de licuefacción. Para los gobernadores, el RIGI no solo atrae divisas, sino que permite que la industria energética argentina compita «en una liga global» con reglas de juego que no cambien en el tiempo.
El secretario coordindor de Energía y Minería, Daniel González.
La formación de talento local se erigió como el pilar de la sustentabilidad social del proyecto. Figueroa destacó la creación de escuelas técnicas modernas que superan estándares internacionales. «Nada se puede lograr sin sustentabilidad social», afirmó el gobernador neuquino, vinculando el crecimiento económico con el desarrollo de las comunidades locales.
El Complejo Nuclear Atucha recibió la visita de Karine Herviou, Directora General Adjunta y Jefa del Departamento de Seguridad Nuclear, Tecnológica y Física del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), en el marco de una actividad de intercambio técnico para el fortalecimiento de la cooperación en materia de seguridad nuclear.
Durante la jornada, una comitiva encabezada por Herviou realizó una recorrida por la Central Nuclear Atucha II, que incluyó la visita a la sala de control, el edificio de turbinas, los transformadores principales y las instalaciones de toma y descarga de agua del río, donde se presentaron las principales características operativas de la unidad y los estándares de seguridad implementados.
La delegación argentina estuvo encabezada por la Subsecretaria de Políticas Nucleares, Ayelén Giomi; el Presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Juan Martín Campos; y el Presidente de la Autoridad Regulatoria Nuclear, Leonardo Sobehart, junto a autoridades de la empresa y del organismo regulador, quienes brindaron detalles sobre la operación de las centrales nucleares argentinas y las políticas de seguridad y calidad aplicadas en el país.
También se llevó a cabo una reunión de trabajo con autoridades de Nucleoeléctrica en la que se abordaron temas vinculados con la operación segura de las centrales nucleares, el cumplimiento de los estándares internacionales del OIEA, y las acciones de mejora continua orientadas a fortalecer la seguridad tecnológica y física.
La visita se enmarcó en el trabajo conjunto que la Argentina mantiene con el OIEA para promover el uso responsable de la energía nuclear, en línea con los estándares internacionales y las mejores prácticas de la industria.
Pluspetrol acordó esta semana la cesión de parte de sus activos estratégicos en la Cuenca Neuquina a la firma de capitales estadounidenses JPM Energía S.A., en una operación que refuerza el ingreso de inversiones internacionales a Vaca Muerta, indicó el gobierno provincial.
La novedad surgió después de la visita del gobernador, Rolando Figueroa, a Houston. Viaje que tuvo como objetivo impulsar la llegada de nuevos capitales. En la oportunidad el mandatario anunció beneficios fiscales destinados al desarrollo de proyectos en los yacimientos No Convencionales.
Pluspetrol cedió su participación del 80 por ciento en la UTE Los Toldos I Sur y el 50 por ciento en la concesión no convencional y de transporte de gas en Pampa de las Yeguas I, áreas donde actualmente se desempeña como operadora.
JPM Energía, la compradora, es una sociedad con capitales de Estados Unidos interesada en el potencial hidrocarburífero de la Cuenca Neuquina.
En su viaje Figueroa también anunció beneficios fiscales específicos para proyectos de Gas Natural Licuado (GNL), y adelantó nuevas licitaciones en áreas de Vaca Muerta, con el objetivo de ampliar la base de operadores y acelerar el desarrollo productivo, se describió.
El oficialismo en Diputados quiere que el proyecto se trate en el recinto el próximo miércoles 8 de abril.
La Cámara de Diputados realiza este jueves la segunda y última jornada de audiencia pública para debatir el proyecto de modificación de la Ley de Glaciares, aprobada en 2010. A diferencia del miércoles, que fue presencial, la segunda jornada se desarrolla de forma virtual. Fuentes del Congreso anticiparon a EconoJournal que el oficialismo quiere que el proyecto se trate en el recinto el próximo miércoles 8 de abril.
Para esto, y una vez superada la instancia de la audiencia pública, la oposición tiene en carpeta convocar para el martes 31 de marzo al plenario de comisiones de Diputados para tener el dictamen de mayoría, previo al tratamiento en la cámara.
Según creen en el gobierno nacional, el proyecto que modifica la Ley de Glaciares es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre y oro. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.
Ley de Glaciares en el Congreso: cómo se perfila la votación
Un diputado que participa de la audiencia indicó a EconoJournal que “creemos que el proyecto para modificar la Ley de Glaciares va a salir. Según los cálculos, el proyecto tiene el número necesario en el recinto para que se apruebe”.
Los legisladores del oficialismo que llevan adelante las negociaciones entre los bloques y afinan el lápiz para contar los votos creen que en este momento el proyecto tiene el apoyo de 131 diputados. La Libertad Avanza y los aliados del PRO y la UCR suman alrededor de 115. Por este motivo, el oficialismo irá a buscar apoyos a los legisladores de distintas provincias. A pesar del optimismo del gobierno, la votación en Diputados probablemente sea muy ajustada.
El proyecto tiene media sanción en el Senado. Para conseguir la aprobación definitiva necesita una mayoría simple en la Cámara de Diputados. Para esto, además del dictamen en comisión, el próximo 8 de abril tendría que haber cuórum con al menos 129 legisladores en el recinto. Luego, habrá que ver cuántos diputados estarán presentes y cuántos se ausentarán para llegar el número final que necesita el oficialismo.
Audiencia pública en Diputados
En lo formal, las jornadas de este miércoles y jueves siguen el reglamento de las audiencias públicas del Congreso bajo la modalidad de participación estipulada por el Acuerdo de Escazú que exige que se le otorgue participación a la ciudadanía y acceso a la información y a la Justicia en asuntos y procedimientos legislativos que involucran cuestiones ambientales.
En total hubo más de 100.000 inscriptos. Pero la participación en la audiencia presencial y virtual se redujo a alrededor de 400 oradores. También se permitió la presentación de escritos o videos grabados para el resto de los inscriptos.
Los criterios que se tomaron, según describió Nicolás Mayoraz, presidente de la Comisión de Asuntos Constitucionales de Diputados y a cargo de la audiencia, para establecer la lista de oradores fueron la separación por jurisdicciones para que las 24 provincias del país tengan representación en la audiencia y un equilibrio entre personas humanas y jurídicas.
La primera jornada de la audiencia estuvo marcada por la tensión que provocó los fuertes cruces entre los legisladores. La mayoría de los participantes manifestó su rechazo a modificar la Ley de Glaciares. Un conjunto de expositores expresó que si el proyecto avanza podría haber una ola de presentaciones para judicializarlo. En la segunda jornada también participan alrededor de 200 oradores virtuales, una cantidad similar a la del primer día.
La licitación PEG-5 de Guatemala finalizó su etapa de subasta inversa por rondas sucesivas descendentes tras 14 horas ininterrumpidas de competencia, con 57 ofertas económicas a un precio monómico promedio de de 101.09 USD/MWh (el valor valor que surge del equilibrio entre los precios ofertados de potencia y energía durante la subasta).
La particularidad es que según la evaluación preliminar de EEGSA y ENERGUATE y según fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica, habría 48 proyectos ganadores, de los cuales 45 incluyen renovables (37 meramente ERNC y 8 propuestas mixtas)
En el caso de las 37 ofertas puramente renovables que serían asignadas, el precio promedio de potencia se ubica en 16.15 USD/kW, mientras que el promedio de energía alcanza los 60.80 USD/MWh.
En ese escenario ampliado, el precio promedio de potencia asciende a 19.92 USD/kW, mientras que el precio promedio de energía se ubica en 57.05 USD/MWh, considerando el conjunto de 45 proyectos que incorporan generación renovable dentro de la adjudicación.
El análisis de los resultados por parte de Energía Estratégica muestra que la capacidad vinculada a la generación renovable supera los 1.35 GW dentro del proceso licitatorio. Sumando la potencia adjudicada de las plantas que incluyen generación renovable —ya sea como combustible principal o secundario—, el total alcanzaría 1353.96 MW.
Dentro de ese volumen, 1016.85 MW corresponderían a proyectos estrictamente verdes; en tanto que, 337.11 MW corresponden a proyectos mixtos, donde la generación renovable aparece como combustible secundario o de respaldo, acompañando tecnologías térmicas como gas propano, bunker, coque de petróleo o carbón.
No obstante, estos resultados corresponden a la evaluación de las ofertas presentadas durante la subasta, por lo que los proyectos identificados podrían convertirse en los ganadores del proceso, mientras que la confirmación oficial de adjudicaciones se realizará el 16 de abril, de acuerdo con el cronograma establecido para la licitación.
¿Cómo fue el proceso?
El proceso licitatorio también evidenció un alto nivel de competencia dentro del mercado eléctrico guatemalteco, dado que la convocatoria reunió a 51 empresas generadoras con propuestas por más de 4700 MW de capacidad, volumen que triplicó la demanda requerida en la licitación.
En total se registraron 57 ofertas en el listado de proyectos, de las cuales 54 incluyen fuentes renovables dentro de su configuración tecnológica.
De ese universo, 46 iniciativas corresponden a proyectos estrictamente renovables, donde la fuente limpia figura como combustible principal (Comb1) y no se reporta un combustible secundario. A su vez, 8 proyectos utilizan combustibles fósiles como fuente principal —como gas propano, bunker, coque de petróleo o carbón— pero incorporan generación renovable como combustible secundario (Comb2).
En términos de adjudicación, 48 ofertas recibieron potencia asignada dentro de la evaluación de resultados, al registrar valores positivos en la columna de potencia adjudicada (P.Adj). En cambio, 9 propuestas no obtuvieron adjudicación, las cuales corresponden a los proyectos 02-AGEN2, 08-ANA1, 10-ANA3, 11-ANA4, 23-COMAPSA2, 32-ECOSUR2, 88-TUNCAJ6, 89-TUNCAJ7 y 92-XOLHUIT1.
Otro aspecto novedoso de la licitación fue la incorporación por primera vez de una oferta virtual presentada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). Este mecanismo se incluyó como competidor adicional dentro de la subasta inversa, con el objetivo de optimizar los precios finales y mejorar la eficiencia del proceso licitatorio.
A la espera de la confirmación oficial prevista para el 16 de abril, los resultados preliminares de la PEG-5 ya reflejan un fuerte protagonismo de las energías renovables en la expansión del sistema eléctrico guatemalteco, con más de 1.3 GW asociados a estas tecnologías dentro de las ofertas evaluadas como adjudicadas.
Neuquén presentó en Houston una nueva licitación para adjudicar quince áreas hidrocarburíferas en Vaca Muerta. El proceso estará a cargo de Gas y Petróleo del Neuquén y se abrirá el 19 de agosto.
La provincia busca sumar operadores con capacidad técnica y financiera para acelerar el desarrollo en zonas con potencial comprobado y ampliar la actividad en regiones que todavía no alcanzaron escala.
El anuncio incluyó un cambio relevante en el esquema fiscal para proyectos vinculados al Gas Natural Licuado. Neuquén aplicará una reducción de regalías y eliminará Ingresos Brutos para el metano destinado a procesos de licuefacción.
El objetivo es mejorar la competitividad frente a otros polos globales y acompañar el régimen nacional de promoción del GNL, que apunta a atraer inversiones de largo plazo.
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La presentación se realizó durante una misión oficial en Houston, en el marco de encuentros con empresas interesadas en proyectos de gas, midstream y exportación. La provincia destacó que la ampliación de áreas permitirá asegurar volúmenes para futuros trenes de licuefacción y sostener el crecimiento de la producción en los próximos años.
También remarcó que la disponibilidad de infraestructura y la estabilidad regulatoria son factores centrales para atraer capital internacional.
Neuquén concentra más del sesenta por ciento del gas del país y más de la mitad del petróleo. La combinación de nuevas áreas, incentivos fiscales y una agenda internacional activa busca sostener el ritmo de inversión y fortalecer la cadena de proveedores locales.
La provincia apunta a consolidar un marco que dé previsibilidad, impulse obras y genere más actividad en todo el territorio. Es una señal concreta para un sector que necesita reglas claras y condiciones competitivas para seguir creciendo.
Corporación América presentó en Houston un proyecto para exportar GNL utilizando infraestructura portuaria de Chile, una iniciativa que busca acelerar los tiempos de desarrollo y aprovechar la ventana de oportunidad que abre el crecimiento del gas argentino.
La propuesta contempla módulos de licuefacción flotante o en tierra, según disponibilidad y costos, y apunta a una salida directa al Pacífico para abastecer mercados asiáticos.
El plan se apoya en un criterio pragmático: usar infraestructura existente en Chile para evitar los plazos largos de un proyecto greenfield en Argentina. Las terminales de Mejillones y Quintero ya operan con estándares internacionales y podrían adaptarse para recibir gas argentino y procesarlo para exportación.
La estrategia permitiría reducir tiempos, bajar riesgos y avanzar con un esquema modular que no requiere inversiones gigantes desde el inicio.
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Corporación América, a través de CGC, aportaría parte del gas y lideraría la ingeniería del proyecto, pero el financiamiento final dependerá de la incorporación de un socio global con experiencia en GNL.
El modelo apunta a sumar una empresa especializada en licuefacción o un trader internacional capaz de estructurar contratos de venta a largo plazo, condición necesaria para cerrar el financiamiento. La inversión estimada oscila entre 1.500 y 2.500 millones de dólares, según la configuración elegida.
El proyecto se presentó en un momento en el que Argentina empieza a mostrar excedentes de gas estacionales y necesita infraestructura para exportar de manera continua. Chile, por su parte, busca consolidarse como hub energético del Pacífico y ve con interés una integración que le permita ampliar su rol regional.
La propuesta encaja en esa agenda y ofrece una alternativa concreta mientras avanzan otros proyectos de mayor escala.
La iniciativa abre una nueva vía de salida para el gas argentino y suma una opción realista para acelerar exportaciones. Si se confirma un socio estratégico y se cierran contratos de largo plazo, el proyecto podría avanzar a etapa de factibilidad este mismo año.
Para el sector, representa una señal de movimiento y una apuesta por soluciones rápidas en un mercado global que exige velocidad, flexibilidad y capacidad de respuesta.
Oldelval puso en marcha Duplicar Norte, la ampliación más relevante del sistema troncal en más de una década. El proyecto suma un ducto de 24 pulgadas y más de doscientos kilómetros entre Auca Mahuida y Allen, una obra que permitirá absorber el crecimiento del shale oil y evitar que la producción quede frenada por falta de capacidad de transporte.
La compañía inició trabajos de movimiento de suelo, adecuación de trazas y preparación de estaciones de bombeo. El plan incluye una repotenciación integral del sistema y una unidad automática de medición en Allen, clave para ordenar el flujo hacia refinerías y puertos. La obra se ejecutará por etapas para habilitar capacidad adicional antes de la fecha final de puesta en marcha.
El avance llega en un momento en el que la Cuenca Neuquina sostiene una curva de producción que supera la mitad del petróleo del país. Las operadoras proyectan más pozos, más pads y más completamientos, y el sistema de transporte necesita acompañar ese ritmo para evitar cuellos de botella.
Duplicar Norte apunta a resolver ese desfasaje y a darle previsibilidad a los planes de inversión de los próximos años.
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Oldelval reorganizó su estructura operativa y avanzó con un esquema de financiamiento que combina recursos propios y herramientas del régimen de grandes inversiones. La empresa busca asegurar un cronograma estable y garantizar que la infraestructura esté disponible cuando los volúmenes lo requieran.
La ampliación también tendrá impacto en proveedores, servicios y empleo en las localidades atravesadas por el trazado.
La obra se vuelve central para sostener exportaciones crecientes y para consolidar a Vaca Muerta como un polo de oferta estable en el Cono Sur. El aumento de capacidad permitirá ordenar el flujo, reducir restricciones operativas y dar certidumbre a los desarrollos que ya están en marcha.
Es un paso necesario para que la producción no pierda velocidad y para que la región mantenga su proyección de largo plazo.
El desembarco de Vaca Muerta en Houston dejó una señal clara: la industria energética global empezó a mirar a la Cuenca Neuquina como un activo estratégico en un momento de reconfiguración profunda del mercado. La presentación argentina en CERAWeek reunió a más de doscientos ejecutivos, con fuerte presencia de compañías del shale estadounidense, fondos de inversión y proveedores que aún no operan en el país.
El interés fue directo: entender la escala del recurso, el ritmo de desarrollo y las oportunidades de entrada.
Los CEOs argentinos expusieron un dato que ordenó la conversación: en tres años, el país pasó de déficit a superávit energético, con Vaca Muerta apenas 10% desarrollada. La comparación con la etapa temprana del shale norteamericano se repitió en varios paneles, pero con una diferencia clave: la curva de aprendizaje local es más rápida y la calidad de la roca permite pensar en un desarrollo sostenido si la infraestructura acompaña.
La presencia de Continental Resources, una de las compañías emblemáticas del shale estadounidense, reforzó esa lectura. Su CEO planteó que el declino natural de plays maduros en Estados Unidos abre espacio para que Vaca Muerta gane participación en la oferta global. Para los inversores presentes, la combinación de recurso, productividad y costos competitivos convierte a la Cuenca Neuquina en un destino atractivo para capital de largo plazo.
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En paralelo, YPF llevó a Houston un mensaje que sorprendió por su claridad: la guerra en Medio Oriente aceleró la demanda global de GNL y abrió una ventana de oportunidad inesperada para Argentina. La interrupción parcial de infraestructura en Qatar y la declaración de fuerza mayor en contratos europeos reconfiguraron el mercado.
En ese contexto, el proyecto Argentina GNL —que YPF impulsa junto a Eni y XRG— ganó velocidad y escala. La compañía confirmó que evalúa ampliar la capacidad prevista para la segunda etapa y que no necesita un cuarto socio para avanzar, aunque mantiene conversaciones con actores globales.
La coincidencia temporal entre el interés inversor en Houston y la aceleración del proyecto de GNL le dio a la delegación argentina un marco favorable. La industria local mostró avances concretos en infraestructura —Vaca Muerta Sur, Duplicar Norte, ampliaciones de transporte— y un ecosistema técnico que ya opera con estándares internacionales.
Para los fondos presentes, la señal fue clara: Argentina empieza a alinearse con las condiciones necesarias para atraer inversiones de magnitud.
El resultado es una lectura estratégica que trasciende el evento: Vaca Muerta se posiciona como un proveedor confiable en un mundo que busca diversificar riesgos, y el GNL argentino aparece como una respuesta posible en un mercado global que necesita nuevos polos de oferta. La ventana está abierta y el interés existe. El desafío será sostener el ritmo de obras, consolidar reglas estables y convertir esta atención internacional en inversiones concretas.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur superó uno de los tramos más complejos de su construcción: el cruce del río Negro mediante perforación horizontal dirigida. El ducto quedó instalado a 25 metros de profundidad bajo el cauce, en la zona de Chelforó, y marca un avance decisivo para el proyecto que conectará la Cuenca Neuquina con la costa atlántica.
El equipo técnico completó la perforación y el tendido del tramo subfluvial con equipamiento especializado y bajo supervisión ambiental provincial.
La metodología permitió ejecutar la obra sin intervenir el lecho del río y con un nivel de precisión que asegura estabilidad operativa a largo plazo. El cruce era uno de los puntos críticos del trazado y su finalización ordena el resto del cronograma.
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El proyecto Vaca Muerta Sur contempla más de cuatrocientos kilómetros de ducto entre Allen y Punta Colorada, además de una terminal portuaria diseñada para exportar crudo a gran escala. La obra moviliza miles de puestos de trabajo directos e indirectos y concentra actividad en varias localidades de Río Negro, con impacto en servicios, logística y proveedores regionales.
La provincia destacó la importancia del avance, en un momento en el que la producción de shale oil sigue creciendo y la infraestructura existente opera al límite. El nuevo corredor permitirá diversificar rutas de salida, reducir la presión sobre Bahía Blanca y habilitar un polo exportador sobre el Atlántico.
También dará previsibilidad a los planes de inversión de las operadoras, que necesitan capacidad de transporte para sostener su ritmo de perforación.
El cruce del río Negro confirma que la obra avanza en los tramos más sensibles y que el proyecto mantiene su hoja de ruta. Para Vaca Muerta, significa un paso concreto hacia una red logística más robusta, con mayor capacidad de evacuación y una proyección exportadora que puede transformar la escala productiva de la región.
Continental Resources, una de las compañías pioneras del shale en Estados Unidos, reforzó su apuesta por Vaca Muerta y aseguró que la formación tiene capacidad para convertirse en un proveedor relevante de energía a escala global.
La empresa, que desembarcó en la Cuenca Neuquina a fines de 2025, destacó la calidad de la roca y la comparó con los mejores plays norteamericanos, como Bakken, Eagle Ford y Delaware Basin.
El CEO Doug Lawler sostuvo que la industria argentina atraviesa una etapa similar a la que vivió Estados Unidos entre 2004 y 2008, pero con una curva de aprendizaje mucho más rápida. Según su lectura, las operadoras locales ya incorporaron prácticas técnicas avanzadas y el desarrollo está en condiciones de escalar si se consolidan la infraestructura y la competencia entre proveedores.
Continental opera un bloque propio y participa en asociación con Pan American Energy. La compañía considera que el declino natural de algunos plays maduros en Estados Unidos abre espacio para que Vaca Muerta gane participación en la oferta global. Para la firma, Argentina puede cubrir parte del vacío que dejarán esas cuencas y posicionarse como un actor estable en el mercado internacional.
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El avance de obras como Vaca Muerta Sur, Duplicar Norte y las ampliaciones de transporte refuerza esa proyección. La empresa remarcó que la infraestructura será determinante para sostener el ritmo de perforación y garantizar que la producción llegue a puertos y mercados externos sin restricciones.
También señaló que la estabilidad regulatoria y fiscal será clave para atraer inversiones de largo plazo.
La visión de Continental suma una lectura externa que coincide con el diagnóstico de buena parte del sector: Vaca Muerta ya no es una promesa, sino un desarrollo en marcha con capacidad de escalar.
Para la compañía, el desafío pasa por consolidar un ecosistema competitivo, ampliar la infraestructura y asegurar condiciones que permitan que la formación aporte de manera sostenida a la energía del mundo.
El debate por la adecuación de la Ley de Glaciares llegó a un punto de inflexión: la percepción social sobre la minería mejoró de manera sostenida y la mayoría de los argentinos pide un equilibrio entre protección ambiental e inversiones productivas.
El dato surge de un estudio nacional de Poliarquía que muestra un cambio de clima significativo en torno a una actividad clave para el desarrollo del cobre y el litio.
El informe revela que el apoyo a la minería alcanza el 61%, mientras que la oposición se reduce al 19%. La asociación automática con “contaminación”, que dominó durante años, cayó quince puntos y cedió espacio a conceptos vinculados a producción, desarrollo y empleo.
La transición energética también modificó la agenda pública: el 94% de los encuestados sabe que Argentina produce litio y el 80% reconoce el potencial del cobre, dos minerales centrales para la electrificación global.
La reforma de la Ley de Glaciares, ya aprobada en el Senado y en análisis en Diputados, aparece en ese contexto. Siete de cada diez argentinos escucharon hablar del tema y la mitad declara conocerlo, aunque parte de ese conocimiento es superficial.
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El estudio muestra un dato clave para el sector: el 56% de la sociedad pide equilibrio entre ambiente e inversiones, mientras que solo el 29% prioriza exclusivamente la protección ambiental. La demanda social no es prohibitiva, sino regulatoria.
La confianza también se ordena: el 69% considera que las decisiones sobre glaciares deben estar en manos de científicos y expertos, muy por encima de ambientalistas, gobiernos o legisladores. Para las provincias cordilleranas, que impulsan una delimitación científica que diferencie glaciares de ambiente periglacial, el dato refuerza la necesidad de reglas claras que permitan avanzar con proyectos estratégicos sin perder estándares ambientales.
El sector minero enfrenta, sin embargo, un desafío evidente: la expectativa social crece más rápido que la producción real. Argentina no produce cobre, el litio avanza por debajo de lo proyectado y el oro no muestra expansión. Si la reforma no se traduce en inversiones concretas, el apoyo podría revertirse. Por eso, la discusión legislativa se volvió un punto de partida para ordenar el marco regulatorio y habilitar proyectos capaces de generar empleo, divisas y desarrollo territorial.
La adecuación de la Ley de Glaciares aparece así como una oportunidad para alinear ciencia, ambiente e inversión. El clima social acompaña, la transición energética empuja y las provincias necesitan reglas que permitan competir por capital global. El desafío será convertir este momento en resultados tangibles y sostener un equilibrio que la sociedad ya definió como condición central para avanzar.
El “ghosting empresarial” dejó de ser una anécdota para convertirse en un síntoma estructural del mundo corporativo. Empresas que piden información, presupuestos, propuestas o documentación… y luego desaparecen sin responder.
No es un problema de un sector ni de una actividad: es una conducta transversal que afecta a proveedores, consultores, periodistas, técnicos, emprendedores y equipos comerciales de cualquier rubro.
Lo que antes se interpretaba como desinterés hoy es la consecuencia de un ecosistema saturado, hiperautomatizado y emocionalmente agotado. La comunicación corporativa se volvió fragmentada, impersonal y filtrada por capas de tecnología que muchas veces actúan sin intervención humana.
El primer factor es tecnológico. Desde 2026, las plataformas de mensajería endurecieron sus reglas, bloquearon miles de cuentas y limitaron el alcance de mensajes corporativos. En paralelo, las empresas adoptaron sistemas de inteligencia artificial que clasifican, archivan o responden correos sin que nadie los lea. El silencio ya no es humano: es algorítmico.
El segundo factor es psicológico. La sobrecarga digital generó un nivel de tecnostrés que afecta la capacidad de respuesta. Los equipos trabajan bajo presión constante, saltando entre plataformas, dashboards y automatizaciones. En ese contexto, la mente prioriza lo urgente, posterga lo importante y deja sin contestar lo que requiere análisis. El silencio no es mala voluntad: es agotamiento.
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El tercer factor es organizacional. La economía de 2026 obligó a muchas empresas a reducir personal, fusionar áreas y congelar decisiones. En ese escenario, pedir información se volvió un acto defensivo: sirve para comparar, justificar internamente o “tener a mano”, pero no implica intención real de avanzar. La decisión se diluye en estructuras que ya no tienen tiempo ni claridad para responder.
El cuarto factor es cultural. El proceso de compra cambió: hoy, el 80% de la decisión ocurre antes de hablar con alguien. Las empresas investigan reputación, contenido y presencia digital antes de contestar un mensaje. Si no encuentran una conexión humana o un diferencial claro, simplemente dejan de responder. No hay conflicto, no hay explicación: solo silencio.
El resultado es un fenómeno que erosiona vínculos, desgasta equipos y debilita la confianza. El ghosting empresarial no es una falta de respeto: es una patología del sistema. Una consecuencia de la saturación tecnológica, la fatiga emocional y la pérdida de humanidad en la comunicación corporativa.
Entenderlo es el primer paso para reconstruir relaciones en un mundo donde responder se volvió un acto excepcional.
La visita de la embajadora de Australia, Sarah Roberts, al gobernador Marcelo Orrego no fue un gesto protocolar: fue un movimiento diplomático con contenido productivo real. Australia, uno de los países con mayor expertise minera del mundo, está evaluando de cerca el potencial de San Juan y la posibilidad de avanzar en cooperación técnica, regulatoria y ambiental.
En términos simples: Australia está tanteando terreno.
Roberts llegó acompañada por su equipo y mantuvo una reunión en Casa de Gobierno donde se habló de minería, estándares internacionales y oportunidades de intercambio. La embajadora destacó la experiencia australiana en cobre, litio y oro, y remarcó que su país está dispuesto a compartir conocimiento técnico y buenas prácticas. Para San Juan, que busca atraer inversiones de escala y elevar estándares, el mensaje es estratégico.
La diplomática afirmó que, aunque era su primera visita a la provincia, encontró un panorama “prometedor” para avanzar en cooperación. Conclusión: Australia no visita provincias al azar. Lo hace donde ve potencial real, estabilidad institucional y proyectos que pueden alinearse con su política global de asegurar cadenas de suministro de minerales críticos.
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San Juan, por su parte, atraviesa una etapa de reposicionamiento. La provincia quiere consolidarse como destino minero confiable, con reglas claras y estándares ambientales robustos. La posibilidad de trabajar con Australia —referencia mundial en regulación, seguridad y transparencia— representa una oportunidad para fortalecer su marco institucional y atraer capital internacional.
La reunión también se inscribe en un contexto geopolítico más amplio. Australia está expandiendo su presencia en América Latina para diversificar fuentes de minerales estratégicos, mientras que las provincias cordilleranas buscan socios con tecnología, financiamiento y experiencia comprobada. La convergencia de intereses abre una ventana que San Juan no quiere desaprovechar.
El encuentro dejó una señal concreta: la cooperación minera entre Australia y San Juan ya no es una idea, sino un proceso en marcha. Si la provincia logra mostrar consistencia regulatoria y proyectos sólidos, el tanteo australiano puede transformarse en alianzas de largo plazo.
Paraguay tomó una decisión inesperada y estratégica: iniciará minería estatal de Bitcoin utilizando los miles de equipos incautados en operativos contra redes clandestinas. Lo que hasta ahora era un delito que generaba pérdidas millonarias para la red eléctrica se transformará en una actividad formal bajo control del Estado.
El movimiento revela un giro profundo en la política energética y tecnológica del país.
Durante los últimos tres años, la ANDE decomisó un volumen creciente de equipos ASIC utilizados en operaciones ilegales conectadas directamente a la red. La minería clandestina consumía energía subsidiada, saturaba transformadores y generaba daños que el Estado debía absorber.
En lugar de destruir o subastar los equipos, el Gobierno decidió ponerlos a producir en un esquema estatal supervisado por el Ministerio de Industria y Comercio.
La lógica es simple y contundente: Paraguay está monetizando un problema
Tiene excedentes hidroeléctricos, equipos incautados y una infraestructura capaz de sostener operaciones de alta demanda energética. La minería digital aparece como un consumidor flexible que permite capturar valor donde antes había pérdidas y delitos.
El decreto presidencial crea un Centro Estatal de Minería Digital, habilita el uso de bienes decomisados y establece convenios con la ANDE para garantizar energía a tarifas industriales. El Gobierno busca generar ingresos fiscales, reducir el incentivo a la minería ilegal y posicionarse como un actor regional en la economía digital.
El movimiento se inscribe en una tendencia global: países con energía barata o excedente —como El Salvador, Rusia o Kazajistán— están utilizando minería estatal o mixta para diversificar ingresos. En el caso paraguayo, la apuesta tiene un componente adicional: transformar un delito energético en una actividad productiva.
El desafío será garantizar transparencia, evitar impactos no planificados en la red y administrar la volatilidad del Bitcoin. Pero la señal política es clara: Paraguay quiere convertir un problema estructural en una oportunidad económica. Y lo hace en un momento en el que la región discute cómo aprovechar sus recursos energéticos frente a la digitalización acelerada.
La decisión abre un debate más amplio sobre el uso de excedentes eléctricos, la regulación de criptoactivos y el rol de los Estados en actividades que hasta hace poco se movían en la informalidad. Paraguay eligió un camino audaz: si no podés eliminar la minería ilegal, convertí su infraestructura en política pública.
Un grupo minoritario de bonistas de la provincia de La Rioja avanzó judicialmente en Estados Unidos con una solicitud para embargar activos estratégicos del Estado provincial, en busca de cobrar deuda que se encuentra en default desde febrero de 2024.
Los acreedores, que poseen el 8,5% de los bonos impagos, presentaron una petición ante los tribunales de Massachusetts para que se considere embargables las acciones del Banco Rioja y del Parque Eólico Arauco, dos entidades clave de la provincia.
En su presentación, los bonistas indicaron: “Si se concede la moción, la Provincia deberá entregar las acciones de Banco Rioja y de Parque Eólico Arauco a los tenedores de bonos para que estos puedan obtener el valor de dichas acciones mediante su venta o por otros medios. Estos activos son comerciales de la Provincia y están sujetos a embargo”.
Este reclamo está impulsado por fondos representados por el abogado Dennis Hranitzky, experto en litigios sobre deuda soberana en tribunales norteamericanos. Aunque el fallo que buscan ejecutar fue dictado en Nueva York, eligieron Massachusetts por una herramienta legal conocida como reach and apply, que permite acelerar el cobro de deudas impagas a través de activos del deudor.
Los fondos acreedores de deuda en default de la Prov. de La Rioja, presentan una demanda con el objetivo de tomar posesión del Banco de La Rioja y del Parque Eólico Arauco. Los fondos son beneficiarios de un fallo que originalmente fue por USD 16 millones que, tras varios… pic.twitter.com/ligGSQmjJ4
El trasfondo de esta acción judicial estaría relacionado con rumores sobre una posible venta de los activos provinciales mencionados. Fuentes locales señalaron que “los bonistas vieron en las noticias la potencial venta de ambos organismos”, pero aclararon que “no hay nada concreto sobre esa operatoria”.
La administración del gobernador Ricardo Quintela afirmó que responderá por la vía legal y que mantiene abiertas las negociaciones para reestructurar la deuda.
La provincia de La Rioja entró en default en febrero de 2024, cuando anunció que no pagaría un vencimiento de 26 millones de dólares. Esta crisis financiera llevó incluso a la emisión de una cuasimoneda local llamada “Chachos”.
El bono involucrado fue emitido en 2017 por un total de 300 millones de dólares para financiar el parque eólico. Tras una reestructuración en 2021, las condiciones del bono cambiaron, con tasas más bajas al inicio y aumentos progresivos.
Por otro lado, la situación fiscal de la provincia se complicó: datos oficiales muestran que hacia el tercer trimestre de 2025 La Rioja registraba un déficit financiero, a diferencia del superávit que presentaba el año anterior, lo que dificulta la solución del conflicto con los acreedores.
La Municipalidad de San Francisco y la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) firmaron las escrituras traslativas de dominio del terreno donde funcionará el futuro Parque Solar Fotovoltaico San Francisco (PSFV).
El mismo, abarca una superficie aproximada de 16,5 hectáreas y se ubicará en Av. Brigadier López y la calle Talcahuano. El PSFV constituye una iniciativa estratégica de EPEC que busca aprovechar al máximo el potencial solar de la zona que combinará generación industrial y comunitaria, con una capacidad inicial de 6 MW y una producción estimada para abastecer a 10.000 hogares.
La Municipalidad de San Francisco viene colaborando desde hace un tiempo en el desarrollo de proyectos energéticos sostenibles, en consonancia con las políticas públicas de fomento de energías renovables, sumando ahora una nueva iniciativa en ese sentido. No obstante, esta última acción no se limita exclusivamente a la instalación de un parque solar, sino que contempla la posibilidad de desarrollar, en el futuro, otras de infraestructuras vinculadas a la generación, producción, transporte, almacenamiento y distribución de energía, siempre dentro del marco de la normativa vigente.
El PSFV San Francisco se presenta como un paso significativo en la transición energética de la provincia, consolidando a Córdoba como referente nacional en sostenibilidad y eficiencia energética.
Obras de alumbrado en barrio Corradi
Como parte del acuerdo firmado entre ambos entes, el municipio aportará los materiales y la empresa energética se comprometió a aportar la mano de obra para la ejecución de la obra “Ampliación del Sistema de Iluminación de Alumbrado Público” en el barrio Corradi, una intervención clave para mejorar la seguridad y la infraestructura urbana del sector.
El proyecto incluye trabajos sobre calles Garibaldi y México, y forma parte del plan municipal de expansión del alumbrado público, orientado a optimizar la cobertura lumínica tanto para peatones como para el tránsito vehicular.
La ampliación de iluminación de alumbrado público en barrio Corradi será específicamente en Av. Garibaldi entre Rosario de Santa Fe y México, y en calle México entre 1º Colonizadores y calle Pueyrredón.
En total se colocarán 8 columnas: dos sobre calle México entre Primeros Colonizadores y Pueyrredón, una sobre Pueyrredón casi esquina México y cinco sobre Av. Garibaldi entre Rosario de Santa Fe y México.
Vale decir que las tareas consisten en la postación, tendido de energía y colocación de artefacto, todo dentro del marco de la normativa vigente y respectando lo ya realizado en el sector. Las luminarias a colocar son italavia de 55w.
El propósito de la obra es garantizar una iluminación eficiente y segura para peatones y vehículos motorizados, mejorando la visibilidad y contribuyendo a la seguridad urbana mediante la instalación de infraestructura lumínica adecuada.
Los gobernadores de Río Negro y Neuquén, Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa, participaron este martes en Estados Unidos de la agenda internacional de CERAWeek 2026, en donde expusieron el rol estratégico de las provincias patagónicas en materia energética.
El encuentro se desarrolló en The Westin Houston Downtown y reunió a referentes de primer nivel del sector energético global, tanto del ámbito público como privado, consolidándose como un espacio clave para analizar el futuro de Vaca Muerta y sus oportunidades de desarrollo. En los paneles también participaron el Secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, y el CEO de YPF, Horacio Marín.
Durante su exposición, Weretilneck dejó en claro que Río Negro es una pieza central en la nueva etapa productiva del país, al concentrar la infraestructura estratégica que permitirá transformar los recursos en exportaciones, empleo y desarrollo.
“Tenemos la oportunidad histórica de convertirnos en un gran exportador de energía. Neuquén aporta el recurso desde Vaca Muerta y Río Negro está construyendo la infraestructura que permitirá llevar esa energía al mundo”, destacó.
En ese sentido, presentó los avances de proyectos clave como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el desarrollo de Southern Energy y la iniciativa Argentina LNG, con eje en Punta Colorada y el Golfo San Matías como nodos logísticos de escala internacional. Un modelo basado en previsibilidad y desarrollo
El gobernador remarcó que la provincia ofrece condiciones concretas para el desarrollo de inversiones, con reglas claras y planificación a largo plazo. “Río Negro ofrece seguridad jurídica, estabilidad económica y previsibilidad fiscal. Ese es nuestro compromiso con la industria y con quienes deciden invertir”, afirmó.
Además, subrayó que este proceso no es aislado, sino parte de una estrategia sostenida que busca consolidar un modelo de crecimiento con impacto directo en el empleo, la infraestructura y la calidad de vida de los rionegrinos.
Por su parte, en el marco del panel “Vaca Muerta CEO & Policy”, Figueroa anunció este martes desde Houston, dos iniciativas para fortalecer la competitividad neuquina en el mercado energético global.
Durante la jornada, Figueroa confirmó que la Provincia trabaja en un esquema de beneficios fiscales para el GNL, que incluirá una reducción de las regalías y exenciones impositivas para mejorar la competitividad internacional.
“En el caso específico del GNL, estamos trabajando para establecer una alícuota diferencial en materia de regalías”, aseguró.
Analizó que a diferencia de Estados Unidos, donde se paga el impuesto a los ingresos brutos sobre el gas antes de su licuefacción, en Neuquén no se aplicará para “mejorar la competitividad”. Además, el mandatario recordó que las exportaciones “están gravadas a tasa cero”.
Como parte de los beneficios pensados para atraer nuevos inversores, subrayó que la carga impositiva ya es significativamente baja en comparativa con otros mercados y adelantó que el metano podría tener aún menores cargas.
Nuevas áreas
En otro de los anuncios destacados, el gobernador anticipó que “el 19 de agosto comenzaremos con un proceso de licitación de áreas a cargo de GyP, la empresa provincial. Se trata de 15 áreas estratégicas con potencial para el desarrollo de yacimientos no convencionales, lo que genera grandes expectativas”, precisó.
Figueroa también destacó la sintonía con el gobierno nacional que permitió avanzar en leyes claves además del RIGI. “A partir de leyes nacionales y provinciales, construimos un marco de seguridad jurídica que hoy constituye un capital intangible altamente valorado”, sostuvo.
“No solo ofrecemos seguridad jurídica, sino también seguridad política y una región libre de conflictos. Se trata de provincias con paz social, otro intangible clave para el desarrollo”, recalcó.
El Registro de Proveedores Rionegrinos para Proyectos Energéticos se encuentra en marcha y continúa creciendo, con 374 empresas inscriptas. La herramienta permite fortalecer la participación de firmas locales en los grandes desarrollos energéticos de la provincia y canalizar nuevas oportunidades de bienes, servicios y obras.
La Ley 5805 fue sancionada el año pasado y el proceso de inscripción al registro comenzó durante el último trimestre. Se trata de una herramienta clave para acompañar a las empresas locales e integrarlas a la cadena de valor de las inversiones energéticas que avanzan en el territorio provincial.
El registro fue creado en el marco de la Ley Provincial 5805, que estableció el Régimen de Promoción y Desarrollo de Proveedores de Bienes, Servicios y Obras Rionegrinos. Su objetivo es promover la participación prioritaria de empresas locales en proyectos hidrocarburíferos, mineros y energéticos, así como en otras iniciativas productivas alcanzadas por el régimen.
Además, la norma establece que las empresas concesionarias, contratistas y subcontratistas deben contratar con preferencia a proveedores rionegrinos, consolidando una política que busca traducir las grandes inversiones en más desarrollo, más empleo y más oportunidades para la provincia.
En ese marco, el registro cumple una función central: certificar la condición de “Proveedor Rionegrino”, ordenar la información del sector, mantener una base de datos pública y gratuita, y facilitar el acceso de las empresas a futuras convocatorias y procesos de contratación.
El crecimiento sostenido de firmas inscriptas refleja el interés del sector privado rionegrino en ser parte de esta nueva etapa productiva y acompañar el desarrollo energético con trabajo, capacidad instalada y servicios locales.
Cómo acceder al registro
La inscripción se realiza de manera online, a través de un formulario disponible en el sitio oficial del Gobierno de Río Negro. Allí, las personas y empresas interesadas deben completar sus datos y presentar la documentación requerida para formalizar su incorporación.
Las empresas interesadas en inscribirse o conocer más información pueden ingresar al sitio oficial del registro en: https://tinyurl.com/5n85rwjf
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, presenció la concreción del cruce del río Negro del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), uno de los hitos técnicos más importantes de toda la obra. El ducto ya atraviesa el cauce, marcando un punto de inflexión en un proyecto estratégico que ya genera miles de puestos laborales y proyecta oportunidades reales para los rionegrinos.
En la zona de Chelforó, Weretilneck siguió de cerca la finalización de la perforación horizontal dirigida, una tecnología que permitió instalar el ducto 25 metros por debajo del río sin afectar su curso, garantizando el cuidado del recurso hídrico y cumpliendo con los estándares ambientales exigidos por la Provincia.
“Estamos hablando de una de las obras más importantes de la Argentina en mucho tiempo. Y hoy se demuestra que se puede hacer, con empresarios argentinos, trabajadores argentinos y tecnología nacional”, afirmó el gobernador.
En la misma línea, Gustavo Gallino, presidente del consorcio VMOS y vicepresidente de Infraestructura de YPF, destacó: “El cruce del río Negro marca un hito clave para el VMOS. Nos acerca a concretar una obra estratégica que amplía la capacidad de evacuación de petróleo, promueve nuevas exportaciones y contribuye al desarrollo productivo regional”.
Por su parte, el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, subrayó el valor simbólico y técnico del avance: “Este hito une Allen con Punta Colorada, cruzando por debajo del río Negro, con todo el valor simbólico que tiene este río que le da nombre a la provincia. Es un proyecto pionero que cumple con los más altos estándares de seguridad y cuidado del ambiente”.
La Provincia, a través de sus organismos de control, supervisó cada etapa de la obra para garantizar su desarrollo bajo criterios de seguridad y cuidado ambiental, reafirmando su rol como garante del proceso.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, recorrió el barrio Ceferino Alto de Esquel, donde comenzaron a concretarse las primeras conexiones de gas tras seis años sin factibilidad para nuevos usuarios, en el marco de una serie de obras que permitieron fortalecer el sistema de abastecimiento en toda la región cordillerana.
Las nuevas conexiones fueron posibles a partir de la ampliación y finalización del Gasoducto Patagónico Cordillerano, una obra desarrollada de manera conjunta entre las provincias de Chubut, Río Negro y Neuquén, con financiamiento propio, que permitió incrementar la capacidad de transporte y mejorar sustancialmente la presión del suministro.
En ese sentido, el mandatario destacó que “esta obra permitió dar respuesta a una demanda histórica de muchas familias que durante años no pudieron acceder al gas, incluso en una región donde las temperaturas invernales hacen que este servicio sea esencial”.
Asimismo, remarcó que “la Patagonia fue y sigue siendo el motor energético del país, por lo que no podíamos permitir que hubiera familias atravesando inviernos sin acceso al gas”, y subrayó que “a partir de un esquema de trabajo conjunto entre provincias, con criterios de responsabilidad y planificación, pudimos concretar una obra que durante mucho tiempo estuvo paralizada”.
La obra incluyó la instalación de tres plantas compresoras, dos en Río Senguer y una en Gobernador Costa, lo que permitió optimizar el funcionamiento del sistema y garantizar nuevas factibilidades de conexión en distintas localidades de la región.
A partir de estos trabajos, se habilitó la incorporación futura de más de 12 mil nuevos usuarios en 25 localidades de Chubut, Río Negro y Neuquén, entre ellas Esquel, donde ya comenzaron a ejecutarse las primeras conexiones domiciliarias luego de seis años de restricciones.
La concreción de estas conexiones fue posible luego de que la empresa Camuzzi Gas del Sur otorgara la factibilidad del servicio, en función de la mejora en la capacidad operativa del sistema.
Sistema Cordillerano-Patagónico
El sistema de transporte y distribución de gas natural denominado “Sistema Cordillerano-Patagónico” se abastece desde Collón Curá, en la provincia de Neuquén, y desde Cerro Dragón, en Chubut, abarcando más de 1.700 kilómetros de cañerías.
Actualmente, el sistema abastece a 25 localidades de la región y a más de 120 mil usuarios. Las obras, impulsadas desde 2024 con fondos provinciales, permitieron reactivar y finalizar intervenciones clave sobre la traza del gasoducto, entre ellas la interconexión con el Gasoducto General San Martín, la instalación de plantas compresoras en Río Senguer y Gobernador Costa, y la construcción de la Planta Compresora Holdich.
Estas inversiones, que superaron los 50.600 millones de pesos, resultaron fundamentales para revertir la saturación que presentaba el sistema desde 2022 y garantizar un abastecimiento sostenido en toda la región.
A partir de estos avances, se prevé que durante el próximo invierno miles de hogares, instituciones públicas, hospitales y escuelas de la zona cordillerana cuenten con un suministro de gas más seguro, continuo y eficiente.
Esto representa 581% más capacidad de la que inicialmente buscaba instalar el nuevo esquema, que contempla 7500 MW de nueva generación renovable.
El pipeline está dominado por la energía solar con 178 parques fotovoltaicos que suman 26494 MW, seguida por la eólica con34 iniciativas por 9324 MW; mientras que los 9 proyectos híbridos (1032 MW) y una central de rebombeo hidroeléctrico de 900 MW completan la nómina.
Detrás de esta cartera se identifican alrededor de 80 empresas desarrolladoras, lo que convierte a la convocatoria en una de las mayores concentraciones renovables en cartera de México.
Entre los grupos con mayor volumen de capacidad ofertada destaca GTE Energy, que lidera la convocatoria con cerca de 3005 MW registrados, seguido por Thermion, con aproximadamente 1897 MW principalmente eólicos, y Cubico Sustainable Investments, con alrededor de 1761 MW en parques solares y eólicos.
También aparecen entre los desarrolladores con mayor potencia registrada Fisterra Energy (ex Blackstone) con cerca de 1749 MW, Proyener con aproximadamente 1599 MW, AES México con 1558 MW, Terralia con cerca de 1527 MW, Grupo Cobra con 1415 MW, y Cox Energy, que supera los 1200 MW ofertados dentro del proceso.
En el grupo de desarrolladores internacionales con presencia relevante también aparecen EDF, Invenergy, BayWa r.e., Canadian Solar, Atlantica, Elawan Energy, EDP, Actis, Opdenergy, Trina Solar y Cox, compañías con amplia experiencia en utility scale y que mantienen pipelines activos en México.
Junto a estos actores globales también aparece un amplio ecosistema de desarrolladores con presencia regional o nacional. Entre ellos figuran VIVE ENERGÍA, ZUMA ENERGÍA, Oak Creek Energy Solutions (OCES), revolve renewable power, saturnia energías renovables, Ennova América, HEG Energy, Tonachihua Energía, Kiin Energy, Cuasar Capital, Selka Capital, Genux, Gemex, Coruener, Cratus Energy, Internovum Solar, Quantum, Consorcio Polaris, Consorcio Pantera, Zora Power, Set Renovables y Generadora Fenix, entre otros actores.
De hecho, más de 20 empresas participantes operan bajo nombres comerciales o vehículos de proyecto, una práctica habitual en el desarrollo de infraestructura energética.
En este grupo aparecen firmas como Actis Valia Energía, Asergen, Catalysta Colectiva, Catayst Energy, Cimarrón Solar, CKD Infraestructura, Generación de Energía Eléctrica, Generadores de Energía, Gestión Integral de Proyectos de Energía, Grupo SIMSA, Mota-Engil, MTS de BC, N3Henergy, Promoción Renovable del Bajío, Vindmol Solar, Winpot o SuKarne.
También resulta relevante que varios de los desarrolladores que participan en esta convocatoria ya fueron adjudicados en el proceso para privados lanzado en diciembre pasado, como por ejemplo Gemex, Dhamma Energy, revolve renewable power, Solarig y Alten.
Mientras que del lado público, la convocatoria incluye 22 proyectos específicos desarrollados directamente con CFE, de los cuales 11 iniciativas están asociadas Concepción Mendizábal con 858 MW, y las restantes están vinculados al complejo fotovoltaico Cerro Prieto, donde se registran 215 MW.
Concentración regional del pipeline renovable
El análisis territorial muestra una fuerte concentración en el norte y noreste del país, regiones con mayor disponibilidad de recurso renovable y cercanía a centros industriales.
La Gerencia de Control Regional Noreste encabeza la lista con 48 proyectos que suman aproximadamente 12860 MW, seguida por la región Occidental, que registra 53 centrales con 7321 MW, y la región Peninsular, con 42 plantas que totalizan 6235 MW.
Más atrás aparece la región Oriental, con 30 iniciativas que suman 4835 MW, mientras que la región Norte registra 12 propuestas con 2081 MW.
En las zonas con menor volumen de capacidad se ubican Baja California, con 22 proyectos (1668 MW), la región Noroeste con 9 emprendimientos (1614 MW), y finalmente la región Central con 6 parques (1137 MW)
Otro aspecto relevante es el grado de madurez regulatoria de los proyectos presentados, debido a que, del total de registros finalizados, 105 (43%) ya cuentan con Manifestación de Impacto Ambiental o se encuentran en trámite, 116 (48%) tienen iniciado el trámite MISSE, y 125 (51%) disponen de estudios de interconexión.
Sin embargo, 91 propuestas (37%) todavía no cuentan con ninguno de estos tres procedimientos regulatorios, lo que indica que una parte relevante de la cartera se encuentra aún en etapas tempranas de desarrollo.
¿Cómo sigue el cronograma? Hasta el 6 de abril se llevará a cabo la revisión técnica y la selección preliminar, mientras que el 7 de abril se emitirá la solicitud formal de propuestas.
Posteriormente, del 8 al 30 de abril se desarrollará la fase de presentación y evaluación de ofertas, y finalmente entre el 1 y el 29 de mayo se realizará la asignación, aprobación final y firma de contratos.
Y cabe recordar que el proceso se enmarca en el nuevo esquema de generación con inversión mixta impulsado por el Gobierno mexicano, que contempla contratos de compraventa de energía (PPA) en los que CFE mantiene la participación mayoritaria en los proyectos, mientras que el capital privado participa en el desarrollo, financiamiento y construcción de las centrales.
Por lo que, con más de 37 GW ofertados frente a una necesidad inicial de 7.5 GW, la convocatoria deja en evidencia que existe un pipeline renovable significativamente mayor al objetivo del programa, lo que anticipa una competencia intensa entre desarrolladores para asegurar espacio dentro del nuevo modelo energético impulsado por México.
PCR profundiza su estrategia de expansión en energías renovables en Argentina con un pipeline que supera los 500 MW entre proyectos eólicos y solares, al tiempo que evalúa participar en el naciente mercado de almacenamiento energético.
“Estamos analizando los distintos nodos de la licitación de baterías AlmaSADI”, señaló Lucas Méndez Trongé, director de Asuntos Institucionales y Comunicación de PCR, al referirse a la convocatoria para incorporar 700 MW BESS stand-alone en distintos puntos del país.
“Habrá que ver cómo competimos parece que va a haber mucha competencia, muchos jugadores, así que veremos cómo nos va en esa primera experiencia en sistemas BESS”, añadió durante una entrevista destacada de Future Energy Summit (FES) Argentina.
En materia meramente renovable, la compañía ya cuenta con 545 MW en operación y 220 MW en construcción, pero también proyecta nuevos desarrollos habilitados por ampliaciones en la infraestructura de transmisión y adjudicaciones con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER).
“Tenemos cerca de 180 MW con prioridad de despacho en Buenos Aires que nos habilitó la ampliación de transmisión, Como también un proyecto solar adjudicado en el norte del país en el orden de 350 MW que se podría construir”, reveló el especialista.
El proyecto en cuestión es el PS La Aconquija que obtuvo 210 MW en el llamado llamado unificado del 1° y 2° trimestre 2025 del MATER y que también abarca la inserción de capacitores serie ET Monte Quemado en ambos lados / Corredor Cobos – Monte Quemado / Monte Quemado – Chaco 500 kV + 350 MW. 1
“Con ello impulsaremos un poco la pata solar de PCR ya que en fotovoltaica solamente tenemos el parque híbrido en San Luis (solar + eólica), por lo que sería nuestro próximo paso”, subrayó Méndez Trongé.
Mientras que entre los proyectos en ejecución se encuentran la ampliación por 37 MW de la central eólica Mataco – San Jorge (pasará de 203,4 MW a 240 MW en la provincia de Buenos Aires) y el parque eólico Olavarría, que aportará alrededor de 185 MW.
Este último se desarrolla en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), e incluye además obras de infraestructura eléctrica soblas estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, que permitirán incrementar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto
“El parque eólico Olavarría avanza en tiempo y forma. Ya hicimos cerca de 20 fundaciones para instalar los aerogeneradores en, pero en simultáneo estamos trabajando en la construcción de las dos obras de ampliación de transporte”, explicó Méndez Trongé.
“Estamos en buen ritmo, de modo que la ampliación del sistema de transporte a fin de marzo o principio de abril probablemente la estemos inaugurando con autoridades nacionales”, complementó.
Certidumbre regulatoria para nuevos proyectos
Más allá de las oportunidades tecnológicas, PCR subraya la importancia de contar con marcos regulatorios estables que acompañen el crecimiento del sector renovable en Argentina.
En ese sentido, el directivo destaca el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta para proyectos de gran escala, aunque al tener un requisito de USD 200 millones, “en renovables no resulta tan común”.
En el caso del parque eólico Olavarría, el proyecto logró cumplir con ese umbral gracias a su integración con obras de infraestructura eléctrica. Sin embargo, el ejecutivo considera que el desarrollo sostenido del sector requiere la continuidad de los incentivos establecidos en el régimen de fomento a las renovables.
“Para que toda la actividad renovable tenga ese estímulo, lo que necesitamos es la renovación, la prórroga de la Ley N° 27121”, afirma Méndez Trongé.
Tras el vencimiento del esquema vigente a fines de 2025 —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.
“Hay un proyecto de ley que está en el Congreso que vamos a tratar de ahora en marzo volver a impulsarlo desde la Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA – donde PCR tiene la presidencia). Estamos interesados en tener ese esquema de estabilidad y certidumbre para poder seguir inyectando proyectos”, apuntó.
“En resumen, el RIGI es una herramienta, pero para los proyectos chicos necesitamos la ley N° 27121 porque da el mismo paraguas que tiene el RIGI. Se busca es tener certeza para invertir y poder tener reglas claras de juego”, reforzó.
La optimización de la gestión energética en el sector comercial da un paso relevante en República Dominicana con la implementación de un sistema avanzado de almacenamiento de energía (BESS) en la sucursal Las Carmelitas de Ferretería Ochoa. El proyecto fue desarrollado por ENESTAR, con el soporte de UNITRADE como distribuidor autorizado de tecnología Huawei FusionSolar.
La solución se integra a un sistema fotovoltaico existente de aproximadamente 450 kWp conectado a la red, que ya permitía una reducción significativa del consumo eléctrico. La incorporación del almacenamiento representa una evolución hacia una gestión energética más eficiente, enfocada en el control del perfil de carga y en la optimización del esquema tarifario, complementando la generación solar existente.
El proyecto incorpora el sistema LUNA2000-215-2S10, una solución de almacenamiento C&I de 215 kWh de Huawei, diseñada para aplicaciones comerciales con consumos variables. El sistema permite almacenar energía y liberarla de forma controlada durante periodos de mayor exigencia eléctrica, contribuyendo a la estabilización del consumo del establecimiento y a la reducción de impactos asociados a picos de potencia, uno de los principales factores de costo en el sector comercial.
El sistema de almacenamiento incorpora una configuración avanzada denominada Tiempo de Uso (Time of Use – TOU), que permite optimizar la operación energética en función de las bandas horarias establecidas por la distribuidora. Mediante esta funcionalidad, el sistema programa automáticamente la carga de las baterías durante los períodos de baja demanda u horarios valle, cuando el costo de la energía es menor, y se descarga durante los horarios de demanda punta (de 7:00pm a 12:00am), reduciendo así el consumo facturado cuando la energía es más cara y reduciendo el cobro de demanda en horario punta significativamente. Esta estrategia contribuye a mejorar la gestión de la demanda, disminuir cargos por potencia y maximizar el retorno de la inversión del sistema de almacenamiento.
Desde una perspectiva operativa y económica, el almacenamiento se consolida como una herramienta activa de optimización energética y financiera, permitiendo una gestión más predecible del consumo sin afectar la continuidad de las operaciones, y ampliando su valor más allá del uso tradicional como sistema de respaldo.
La seguridad es un componente central del diseño de la solución. El sistema integra múltiples capas de protección a nivel de celda, módulo y sistema, junto con monitoreo continuo de variables eléctricas y térmicas. Adicionalmente, incorpora tecnología de enfriamiento líquido activo, que permite mantener una temperatura uniforme, reducir el estrés térmico y mejorar la estabilidad y vida útil del sistema.
De acuerdo con el modelado energético y financiero desarrollado por ENESTAR, la solución permitirá a Ferretería Ochoa alcanzar ahorros estimados cercanos a los RD$180,000 (aproximadamente USD 2,500) mensuales, con un retorno de inversión inferior a los 30 meses, alineado con las mejores prácticas internacionales en gestión energética para el sector comercial.
Con esta implementación, UNITRADE refuerza su rol como facilitador del portafolio de almacenamiento energético de Huawei en el mercado dominicano, mientras que ENESTAR consolida su experiencia como integrador de soluciones híbridas de energía solar y almacenamiento, impulsando proyectos enfocados en desempeño técnico, seguridad operativa y resultados económicos medibles para el sector empresarial.
Este proyecto se suma a una creciente adopción de soluciones de almacenamiento energético en el segmento comercial e industrial en América Latina, donde empresas buscan optimizar su gestión energética, reducir costos operativos y aumentar la resiliencia de sus operaciones mediante tecnologías digitales y sistemas híbridos de generación y almacenamiento.
Quantum America llevará adelante el 23º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas del 13 al 17 de abril de 2026 en Foz de Iguazú, Brasil, un encuentro que reunirá a profesionales, ejecutivos y funcionarios del ámbito energético y de los servicios públicos de toda Latinoamérica para analizar los desafíos regulatorios que enfrenta la región en medio de una profunda transformación del sistema.
“El foco del seminario serán los principales desafíos actuales de la regulación, el diseño tarifario y la transición energética en la región. Para ello se abordarán nuevas tendencias, la irrupción de la inteligencia artificial y el nuevo modelo de empresa regulada con tecnologías disruptivas”, explica el gerente general de Quantum America, Fernando Damonte, en diálogo con Energía Estratégica.
A ello se agrega la electrificación del transporte, el desarrollo de sistemas energéticos más flexibles y la complementariedad entre distintas tecnologías de generación serán parte de las cinco jornadas del encuentro.
Y una de los diferenciales de la capacitación es la flexibilidad y modularidad de la agenda, adaptada a cada perfil profesional, ya que tras más de dos décadas de trayectoria, Quantum America ha desarrollado una sólida experiencia en formación ejecutiva, respaldada por la realización de 22 seminarios internacionales y la participación de más de 1500 asistentes de Latinoamérica, a lo que se suman numerosas capacitaciones in company realizadas en la región.
Esto significa que cada participante puede diseñar su propia agenda según el área de interés -Electricidad, Gas Natural o Agua y Saneamiento- y el nivel de profundización requerido.
Asimismo, habrá nutritivas sesiones de regulación comparada, como por ejemplo aquellas denominadas en Regulación Comparada de Electricidad, Regulación de transporte de Gas Natural en América Latina y Regulación Comparada de Agua y Saneamiento, entre otras.
La agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Las inscripciones aún se encuentran abiertas y quienes deseen más información, podrán comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com
Además, los suscriptores de EnergíaEstratégica podrán acceder a un beneficio especialen la inscripción utilizando el código promocional ENERGIAE.
¿A qué se debe el enfoque del 23º Seminario Internacional? “El sector energético ha cambiado mucho en los últimos dos o tres años. Todos los conflictos que hay en el mundo hacen que la energía esté sufriendo grandes cambios”, afirmó Damonte.
Por ello es que uno de los temas centrales será el rol de la infraestructura de redes en el nuevo sistema energético, particularmente en un escenario donde la generación distribuida, la digitalización y la electrificación aumentan la complejidad operativa de los sistemas.
Para el ejecutivo, el desarrollo de redes modernas es un elemento clave que aún no recibe la atención suficiente, por lo que considera que la infraestructura eléctrica debe convertirse en la columna vertebral del sistema energético del futuro, permitiendo integrar múltiples fuentes de generación, tecnologías emergentes y nuevos actores del mercado.
En ese sentido, el ejecutivo planteó la necesidad de repensar el modelo tarifario vigente en muchos países de la región, que continúa basado en esquemas diseñados para sistemas eléctricos centralizados, en lugar de evolucionar hacia modelos tarifarios que reconozcan el valor de la infraestructura de red, de manera similar a otros servicios de infraestructura digital
“Se necesita avanzar hacia un esquema más parecido al del servicio de internet, por ejemplo, con un monto fijo mensual por ancho de banda. Hace ya 10 años deberían haber reformado la tarifa eléctrica, y seguimos con una tarifa basada en kWh”, manifestó Damonte.
Almacenamiento, renovables y nuevas reglas del sistema
Dentro de la agenda del seminario también ocupará un lugar relevante el papel del almacenamiento energético, una tecnología que comienza a adquirir mayor protagonismo en mercados con creciente participación de generación renovable, pero que a su vez plantea desafíos regulatorios específicos porque no encaja de manera directa dentro de las categorías tradicionales del sector eléctrico.
“El almacenamiento no es ni un activo de generación ni de transmisión, es todo a la vez. Y la batería vino para quedarse, y se necesita una regulación específica, sometida a reglas de libre competencia en donde cualquiera pueda instalar una batería en algún punto de la red y ofrecer los servicios correspondientes”, apuntó el gerente general de Quantum America.
Asimismo, la integración entre las energías renovables y las empresas distribuidoras será otro de los temas que se discutirán durante el seminario, el cual requiere un enfoque de cooperación entre generadores y empresas de distribución, evitando conflictos regulatorios que puedan frenar la expansión de estas tecnologías.
“Debe haber una alianza y sinergia entre las renovables y la distribuidora. Hay muchas regulaciones que ajustar para que la distribuidora no pierda ingresos con el crecimiento de las renovables, y que la distribuidora abrace su papel de garante de una red robusta, resiliente, digital. Ese es su rol en este juego”, afirmó el especialista.
De todos modos, el desarrollo de renovables también depende de la existencia de señales regulatorias adecuadas y de condiciones de mercado transparentes, como por ejemplo facilidades para el acceso a la información técnica y simplificación de procesos de conexión a la red para los nuevos proyectos.
En este contexto, el seminario organizado por Quantum America busca convertirse en un espacio de intercambio entre reguladores, empresas y especialistas, orientado a discutir de manera conjunta los desafíos que enfrenta el sistema energético de América Latina.
“El seminario reúne a profesionales del ámbito de la regulación de servicios públicos que trabajen tanto del lado del regulador como de la empresa. El objetivo es generar un espacio para compartir experiencias, analizar modelos regulatorios y debatir soluciones para los desafíos actuales de los servicios públicos. La idea es que reguladores y empresas se puedan sentar codo a codo y pensar juntos en un espacio más distendido”, reforzó Fernando Damonte.
Y se recuerda que la agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Las inscripciones aún se encuentran abiertas y quienes deseen más información, podrán comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com
Además, los suscriptores de EnergíaEstratégica podrán acceder a un beneficio especial en la inscripción utilizando el código promocional ENERGIAE.
El gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) de Honduras, Eduardo Oviedo, planteó la necesidad de una reestructuración total del sector energía en el país, durante una reunión clave impulsada por la Comisión de Energía del Congreso Nacional destinada a analizar la situación del sector.
«Necesitamos una reestructuración total del sector energía y de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica, cambiar la filosofía de como ver el negocio; de modo que vuelva a ser una empresa próspera que genere beneficios para el pueblo de Honduras», fundamentó el funcionario.
Por su parte el presidente de la Comisión de Energía, MiltonPuerto, cuestionó el déficit que tiene la ENEE y el personal supernumerario, sumado a las pérdidas que enfrenta la empresa, afectan las finanzas del Estado.
«Tenemos un déficit fiscal de casi 1300 millones al mes y debemos de hacer algo grande, para dar una gran solución a este problema que tiene el Estado de Honduras», puntualizó el parlamentario.
El gerente de la empresa pública aseveró, que ante un problema enorme, necesitamos cambiar el esquema de pensamiento y retomar como era antaño que la ENEE le transfería fondos al Estado, para financiar la salud y la educación.
Oviedo enfatizó, que la situación actual de la empresa no responde a circunstancias recientes, sino que es el resultado de un deterioro acumulado durante administraciones pasadas, lo que ha afectado tanto la operatividad de la empresa como las finanzas públicas.
Según el funcionario, el problema de la ENEE es de tal magnitud, que esta no podría subsistir sin las transferencias que le efectúa la Secretaría de Finanzas.
Leonardo De Lella, managing director & Partner de BCG; y Roberto Rodrigo, project leader en BCG y líder de Ekons OPS AI
La inteligencia artificial en la industria energética se proyecta como una herramienta clave en la operación diaria, particularmente en entornos complejos como refinerías y centros de producción. En ese contexto, Boston Consulting Group (BCG) desarrolló Ekons OPS AI, una solución diseñada para asistir a operadores e ingenieros en la toma de decisiones en tiempo real, integrando variables operativas y económicas.
La herramienta fue personalizada para el Complejo Industrial Plaza Huincul, donde se desplegó con el objetivo de optimizar la performance de planta, detectar desvíos y priorizar acciones de mayor impacto. Su arquitectura combina datos históricos, información operativa en tiempo real y capacidades de inteligencia artificial multiagente, lo que permite acelerar procesos de análisis que anteriormente podían demandar horas o incluso días.
Los resultados de esta implementación fueron presentados por BCG e YPF en el North America Refining Technical Congress (NARTC), realizado en Houston en febrero de 2026, en el que se expusieron avances vinculados a la incorporación de analítica avanzada en operaciones industriales.
En dialogo con EconoJournal en el Vaca Muerta Insights, Leonardo De Lella, managing director & Partner de BCG, aseguró que “la incorporación de estas tecnologías permite ampliar los límites tradicionales de la operación. Sin tecnología, la operación tiene un límite. La incorporación de inteligencia artificial permite explorar nuevas fronteras, apoyando a los operadores y a los equipos en campo para incrementar la productividad, reducir costos y mejorar la producción”.
En la misma línea, agregó que “se trata de apoyar a la gente en campo para aumentar la productividad, bajar los costos y acelerar la producción, aprovechando las virtudes que puede dar la Inteligencia Artificial”.
En ese sentido De Lella remarcó el impacto concreto en la dinámica de trabajo: “Te ahorrás mucho tiempo de análisis. No se reemplaza al ingeniero, sino que con esta solución se aumentan sus capacidades, lo que le permite llegar a soluciones más rápidas”.
Además, subrayó que la adopción de este tipo de herramientas responde a una tendencia transversal en la industria: “La agenda de incorporar tecnología con el objetivo de aumentar la eficiencia no es exclusiva de una empresa, sino que es algo que quieren todos los jugadores del sector”.
¿Cómo funciona la nueva solución desarrollada por BCG?
Roberto Rodrigo, project leader en BCG y líder de Ekons OPS AI, explicó que la solución se apoya en una evolución de desarrollos previos que la consultora viene implementando desde hace una década en el sector energético.
“Es una solución para los operadores de downstream y upstream para que puedan ver dónde están las desviaciones económicas en tiempo real en la planta. En esta nueva versión incorporamos una capa de inteligencia artificial que permite no solo visualizar la performance, sino también interactuar con la herramienta para entender relaciones complejas y definir acciones”, detalló.
En términos operativos, la herramienta permite analizar en simultáneo variables económicas, de proceso y de mantenimiento, así como también la interacción entre distintas unidades dentro de un mismo complejo industrial. Esto se traduce en recomendaciones accionables en cuestión de minutos. “Ya no tenés que analizar, sino tomar la decisión. En minutos tenés una respuesta con un análisis muy profundo que te orienta hacia una solución”, afirmó Rodrigo.
El ejecutivo de BCG también destacó el cambio en la accesibilidad de la analítica avanzada: “Esta solución permite acercar herramientas complejas a perfiles que quizás no las tienen. Se trata de facilitar el proceso para que cualquier operador pueda convertirse en un experto en la optimización del complejo industrial”. En esa línea, agregó que la interacción con la herramienta es sencilla. “Resulta orgánico utilizarla, funciona como un chat, y eso simplifica mucho la adopción en planta”, especificó.
Desde BCG destacan que la solución no busca reemplazar a los profesionales, sino potenciar sus capacidades. “La solución permite pasar de horas de análisis a obtener en minutos recomendaciones accionables, facilitando decisiones más robustas y acelerando la captura de valor en la operación”, sostuvo Rodrigo.
Además, enfatizó que el desarrollo se apoya en el trabajo conjunto con los equipos técnicos: “Los operadores y los ingenieros son parte del proceso de curación de datos. También los capacitamos para el uso y el mantenimiento, porque buscamos que los clientes sean independientes en el tiempo”.
Ekons OPS AI tiene aplicaciones tanto en downstream como en upstream, donde permite optimizar desde la operación de pozos hasta las plantas de tratamiento y distribución. En ese sentido, Rodrigo señaló que el impacto en eficiencia ya se refleja en distintos indicadores del sector. “Generar estas inercias de mejora continua permite que todos los actores sean más eficientes y que el sistema en su conjunto gane competitividad”, indicó.
La adopción de este tipo de soluciones se enmarca en una tendencia más amplia dentro de la industria energética, en la que la digitalización y la búsqueda de eficiencia operativa son objetivos compartidos por múltiples compañías. “Estamos en conversaciones con muchos jugadores. Esto no es una industria donde se compite de la misma manera: hay una comunidad que comparte prácticas porque la eficiencia del conjunto beneficia a todos”, explicó De Lella.
Desarrollo de Vaca Muerta y la volatilidad del precio internacional del petróleo
En paralelo, los ejecutivos vincularon estas transformaciones con el desarrollo de Vaca Muerta donde la mejora en productividad y costos resulta clave para consolidar la competitividad a nivel internacional. “Si se beneficia la industria, se beneficia el país. Ser competitivos como sistema es clave, especialmente frente a desarrollos como Permian”, señaló De Lella. Además, agregó que “consolidar un play a nivel industria ayuda a generar escala y eficiencia para ser cada vez más competitivos”.
Desde la perspectiva de largo plazo, destacaron además el potencial de la Argentina como proveedor energético. Rodrigo afirmó que “genera orgullo ver a Vaca Muerta posicionarse como una referencia mundial en no convencional, lo que es clave para el desarrollo futuro”.
También advirtió sobre la necesidad de mirar más allá de la coyuntura atravesada por la guerra en Medio Oriente: “El precio del crudo hoy puede ser positivo para un país exportador, pero siempre hay que pensar en escenarios más estables”.
De Lella sostuvo que “más allá de la volatilidad del precio del crudo en el corto plazo, el desarrollo tiene buenos fundamentos económicos incluso con precios mucho más bajos”. Y concluyó: “La seguridad energética es cada vez más relevante y la Argentina ofrece una oportunidad de diversificación en petróleo y a futuro en LNG, lo que la vuelve atractiva en el largo plazo”.
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