Precio del Petróleo
El precio del petróleo cae tras el acercamiento entre Estados Unidos e Irán en la ONU
o.- (Doloresz Katanich) Los precios del petróleo bajaron el miércoles después de que el presidente estadounidense, Donald Trump, afirmara que representantes de Estados Unidos e Irán habían mantenido conversaciones en Naciones Unidas.
El crudo Brent, referencia internacional, se negociaba a u$s 98,41 el barril por la mañana en Europa. El West Texas Intermediate, referencia en Estados Unidos, costaba u$s 95,21 el barril para entrega el mes próximo. El Brent ha superado en repetidas ocasiones los u$s 100 desde que la guerra en Oriente Medio comenzó en febrero.
La reunión de tres horas fue “muy buena” y “muy productiva”, dijo Trump a los periodistas durante un encuentro con el presidente ucraniano, Volodímir Zelenski. Añadió que estaba prevista otra reunión en breve.
Sus declaraciones llegaron pocas horas después de que dijera ante la ONU que se enfrentaba a una “gran decisión” sobre si llegar a un acuerdo con Irán o “aniquilar la República Islámica y hacerlo rápidamente”.
Estados Unidos e Irán siguen en un punto muerto.
Irán mantiene cerrado el estrecho de Ormuz, mientras que Estados Unidos mantiene el bloqueo de los puertos iraníes. Los combates en Yemen entre las fuerzas gubernamentales respaldadas por Arabia Saudí y los hutíes apoyados por Irán también han perturbado las exportaciones de energía a través del mar Rojo.
“La reunión de tres horas entre Estados Unidos e Irán es importante porque desplaza al mercado de una valoración basada únicamente en la escalada a un proceso diplomático real, aunque un acuerdo definitivo siga pareciendo lejano”, señaló Stephen Innes, de Quintex Intel.
Los precios también cayeron después de que se informara de que Arabia Saudí había reanudado las operaciones en su oleoducto Este-Oeste.
Esta ruta permite que el crudo saudí llegue al mar Rojo sin pasar por el estrecho de Ormuz. Arabia Saudí afirmó este mes que drones lanzados desde Irak le habían obligado a cerrar el oleoducto.
El reino espera reanudar las exportaciones a finales de esta semana, informó Bloomberg citando a una fuente.
Según estas informaciones, Saudi Aramco ha comunicado a refinerías asiáticas que podrían recoger crudo en breve en el puerto de Yanbu, en el mar Rojo. A las refinerías europeas, en cambio, se les habría indicado que no recibirán crudo saudí en virtud de sus contratos de suministro de octubre. (msn.com.es/ar; 23/09/2026-03:46hs)
Viaje al cambio de matriz energética de La Pampa: del petróleo y los dólares a CAMMESA a los 157 MW de energías renovables
o.- (Sebastián D. Penelli) “Cuando se termina el petróleo y gas, se termina en la realidad y se termina en los puestos de trabajo. Si no vas haciendo algo antes, lo que te va a pasar es eso”, advirtió el secretario de Energía y Minería pampeano, Matías Toso. Los responsables de la operación del parque eólico La Banderita detallaron cómo funcionan los 11 aerogeneradores Vestas de 120 metros de altura, que si se le suma la pala extendida llega a 188 metros del suelo al cielo.
La provincia puso en marcha un plan energético a 20 años que combina generación renovable, eficiencia, infraestructura eléctrica y contratos locales. En 2027 busca que el 36% de la energía que consume se compre a proyectos definidos dentro de la provincia y llevar la potencia renovable instalada y proyectada a 157,2 MW.
Hay una manera sencilla de entender el desafío que La Pampa se propuso con su transformación energética: en 2020 la provincia compraba el 100% de la energía que necesitaba al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); para 2027 busca que el 36% de su abastecimiento se defina a través del Mercado Local de Energía Eléctrica (MLEE).
No se trata solamente de construir parques solares o eólicos. El plan provincial busca modificar la relación entre energía, producción, infraestructura y territorio, con una estrategia diseñada a 20 años que combina generación propia, eficiencia energética, modernización de redes, participación privada y contratos de abastecimiento locales.
El cambio puede verse en una presentación PDF, pero se entiende mejor después de recorrer los kilómetros que separan la capital Santa Rosa de las localidades de General Acha y General Pico.
Primero, casi dos horas de combi hacia el sur para llegar al parque eólico La Banderita, con el sol cayendo sobre un paisaje verde, que lentamente abandona la Pampa húmeda de la llanura por colores más amarrillos y marrones. Al día siguiente, otras tres horas de viaje, entre ida y vuelta, para llegar al norte provincial y observar la construcción del parque solar de General Pico.
Entre ambos recorridos aparece la geografía sobre la que La Pampa intenta construir su próxima etapa productiva: 143.400 kilómetros cuadrados, el 3,8% del territorio argentino, 366.022 habitantes y apenas 2,55 habitantes por kilómetro cuadrado. Es la octava provincia más extensa del país, pero una de las de menor densidad poblacional. Esa característica condiciona tanto la prestación de servicios como la infraestructura energética.
El dato demográfico ayuda a entender la dimensión del desafío. La Pampa tiene pocos habitantes distribuidos sobre un territorio enorme, pero al mismo tiempo sostiene una economía diversificada en la que el comercio representa, en promedio, el 24,24% del valor agregado bruto provincial entre 2015 y 2024; agricultura y ganadería, el 18,49%; petróleo y minería, el 9,76%; los servicios financieros, inmobiliarios y de seguros, el 8,64%; la administración pública, defensa, saneamiento y servicios sociales, el 8,29%; y la industria, el 6,86%.
Ese entramado productivo explica por qué la energía aparece en la agenda provincial como una condición para ampliar la escala de la economía y no solamente como un servicio público.
Una economía chica que busca crecer sin perder el equilibrio
La conversación comienza en Santa Rosa, en la sede de la Agencia de Inversiones y Comercio Exterior (I-Comex), alrededor de un café y un brunch. Sebastián Lastiri, director ejecutivo de la agencia, plantea primero el marco económico sobre el cual se apoya la estrategia energética. “La Pampa tiene una historia de equilibrio fiscal que se construyó, no solamente desde el regreso de la democracia. La Pampa es una provincia con equilibrio fiscal, ya una política de Estado”, sostiene.
Lastiri vincula ese orden fiscal con una política de crecimiento y producción que, según los datos presentados por la provincia, permitió que La Pampa fuera la quinta jurisdicción del país que más creció durante los últimos 20 años, de acuerdo con la serie histórica de valor agregado bruto de producción reconstruida por la CEPAL que forma parte de la presentación.
El otro dato que la provincia utiliza para describir su posición es el nivel de endeudamiento. La presentación muestra el ranking de deuda pública provincial per cápita para el período 1996-2025. En los últimos 30 años, La Pampa no superó el séptimo lugar del ranking de menor deuda y durante los últimos diez años se mantuvo dentro del podio. La exposición oficial ubica actualmente a la provincia entre las jurisdicciones con menor deuda pública per cápita.
“Hubo cambios de gobernadores, muchos. Cuatro gobernadores. Y, a pesar de que cambiaron nombres, hubo una continuidad”, explica Lastiri. Según el funcionario, esa continuidad también se trasladó al manejo de las finanzas públicas y a una política de prudencia respecto del volumen, contenido y destino del endeudamiento. “En casi ninguno de los gobiernos se tomó deuda para gastos corrientes. Todo lo que aparezca ahí en el serrucho es algún programa de deuda para algún proyecto o componente de infraestructura pública”, agrega.
La descripción económica también tiene otra particularidad. Según los datos aportados durante la charla, alrededor del 60% del empleo registrado corresponde al sector privado y cerca del 40% al sector público, aunque cuando se incorporan otras formas de ocupación la estructura se aproxima a un 70% privado y 30% público. Previsible, dentro del empleo público provincial tienen un peso significativo actividades como educación, seguridad y salud.
La estructura empresarial también aparece como uno de los activos que La Pampa busca poner en valor
Según la presentación, la provincia ocupa el segundo lugar entre las jurisdicciones argentinas en cantidad de empresas por cada 1.000 habitantes, detrás de la Ciudad de Buenos Aires. La paradoja es que ese entramado no necesariamente tiene la visibilidad de las grandes empresas o de las multinacionales que concentran la atención en otras provincias. “Es un entramado muy fuerte, muy arraigado”, resume Lastiri.
La energía como cuello de botella del desarrollo
Sobre esa estructura económica se montó el plan energético. Y allí aparece la explicación de Matías Toso, secretario de Energía y Minería de La Pampa, segundo anfitrión del viaje para periodistas de Buenos Aires. “Cuando empezamos a trabajar un plan energético, que, como decía Sebastián, es anterior al plan económico productivo, lo empezamos a hacer desde la idea de que habíamos detectado claramente un cuello en el desarrollo y en el crecimiento de la escala del tipo de empresas que tenía La Pampa”, explicó durante la entrevista en I-Comex.
La conclusión fue directa: para dar un salto de escala industrial, la disponibilidad de energía era uno de los principales condicionantes, junto con el agua. “Agua y energía son los dos factores de desarrollo en casi cualquier lugar del mundo. Donde logremos hacer coincidir los dos, damos las posibilidades para el crecimiento”, señala Toso.
La presentación provincial plantea justamente esa ruptura conceptual: dejar de pensar la energía desde el déficit y comenzar a considerarla como una herramienta de planificación, inversión y desarrollo. El plan energético tiene un horizonte de 20 años y busca anticiparse a la demanda en lugar de reaccionar cuando las necesidades productivas ya aparecen.
La demanda eléctrica pampeana tiene además una particularidad técnica. Mientras el consumo nacional se duplica aproximadamente entre los períodos de menor y mayor demanda, en La Pampa el salto puede llegar a triplicarse.
El pico se concentra durante algunas horas de los días más calurosos del verano, particularmente un día de enero alrededor de las 14, cuando la demanda residencial aumenta por el uso de equipos de climatización y, simultáneamente, también se incrementa la demanda productiva. Por eso, la provincia no buscó solamente sumar megavatios. La estrategia combina más oferta con generación renovable y menor demanda mediante eficiencia energética. “Si estudiás bien el sistema, después ves qué soluciones tenés, ves cuál es la mejor tecnología que se adapta”, explica Toso.
Y ahí aparece una decisión tecnológica interesante: aunque La Pampa tiene un recurso eólico importante, el primer gran salto provincial se concentró en la generación fotovoltaica. “Era claro que la fotovoltaica eran los primeros pasos que había que dar”, sostiene.
La razón no está solamente en el recurso disponible, sino en el momento en que se necesita la electricidad. La mayor demanda se produce precisamente durante las horas en las que la generación solar tiene disponibilidad, mientras que la generación eólica no garantiza que haya viento en el instante exacto del pico. “Muchas veces la decisión tecnológica no tiene que ver con dónde está el mejor recurso. Tiene que ver con dónde vos querés”, explica Toso.
De 0% a 36% de energía contratada localmente
El cambio más concreto puede verse en la composición del abastecimiento eléctrico.
En 2020, el 100% de la energía comprada por la provincia provenía del MEM y no existía participación del mercado local.
En 2026, la composición proyectada por la provincia muestra 74,5% de compras al MEM y 25,5% a través del MLEE. Para 2027, el objetivo es llegar a 64% del MEM y 36% del MLEE. La demanda provincial tomada como referencia es de 922.999 MWh.
La diferencia es importante porque el 36% no significa que La Pampa vaya a desconectarse del sistema eléctrico nacional. Significa otra cosa: que una porción creciente de la energía consumida será contratada dentro de un esquema provincial y con proyectos de generación que forman parte de la estrategia energética local. La presentación resume el objetivo de manera contundente: “36 de cada 100 kilovatios lo va a decidir La Pampa”.
Toso hace una distinción técnica clave:
una cosa es dónde está ubicada una central y otra quién compra la energía que genera. “Una cosa es una central que esté acá generando energía y aportando potencia al sistema. Y otra es si le comprás o no le comprás energía a esa central”, afirmó.
Por eso el plan trabaja simultáneamente sobre dos líneas:
-generar capacidad instalada dentro de la provincia y -aumentar la proporción de energía que se compra mediante contratos locales.
En términos de potencia, la provincia contabiliza actualmente 127,2 MW de potencia instalada y proyectada con renovables, a los que se suman otros proyectos que llevan la potencia proyectada total a 157,2 MW. La cartera incluye generación eólica, solar, hidroeléctrica, biogás y generación distribuida.
La transformación tampoco supone abandonar los hidrocarburos de un día para otro. La Pampa conserva una actividad petrolera relevante, especialmente en el oeste provincial. La presentación identifica 60.668 kilómetros cuadrados de áreas hidrocarburíferas, equivalentes al 42,29% del territorio provincial, nueve áreas en explotación y 1.079 pozos activos.
En 2025 produjo 664.297 m3 de petróleo y 160.807 Mm³ de gas, con El Medanito como una de las áreas estratégicas.
El petróleo, de hecho, ocupa un lugar creciente dentro de la matriz productiva pampeana: petróleo y minería representan en conjunto el tercer sector por participación en el valor agregado bruto provincial, con un promedio de 9,76% entre 2015 y 2024.
La lógica de la transición energética pampeana es utilizar parte de las capacidades y de la renta asociadas a los recursos hidrocarburíferos para desarrollar una nueva plataforma de generación.
“Cuando se termina el petróleo y gas, se termina en la realidad y se termina en los puestos de trabajo. Si no vas haciendo algo antes, lo que te va a pasar es eso”, advirtió el secretario de Energía.
Por eso, la provincia reconvirtió su empresa petrolera, Pampetrol, para incorporar la generación de energía renovable como una nueva unidad de negocios. La estrategia tiene una dimensión ambiental, pero también económica. “Ya no tiene una cara únicamente ambiental. También es una cuestión económico-productiva”, afirma Toso.
Victorica: el primer laboratorio
Antes del parque solar de General Pico y de los proyectos que vendrían después, La Pampa utilizó a Victorica como una suerte de laboratorio. El parque solar Antü Mamüll tiene 7,2 MW de potencia, 14.280 paneles y una extensión de 15 hectáreas. La inversión informada fue de u$s 8,17 M y genera aproximadamente 16.413 MWh anuales. La importancia del proyecto excede la energía generada: es toda inversión pública.
Según Toso, el parque permitió demostrar que una instalación fotovoltaica podía resolver una necesidad concreta de abastecimiento y, al mismo tiempo, evitar inversiones mucho mayores en infraestructura tradicional. “Un parque fotovoltaico de ocho millones de dólares, que costó en aquel momento hacerlo, evitó obras por u$s 38 M”, recordó.
La alternativa convencional hubiera requerido, según el funcionario, una nueva estación transformadora, una nueva línea y obras de repotenciación.
El parque Victorica permitió además incorporar experiencia provincial en la importación de equipamiento, construcción y operación de este tipo de instalaciones. Y produjo otro efecto: abrió la puerta para que el Estado provincial pudiera presentarse ante inversores privados no solamente como regulador, sino como socio con experiencia técnica.
General Pico y el salto hacia el modelo público-privado
El segundo gran paso se observa en General Pico, donde también se visitó Forestal Pico, la fábrica de bolas de acero para molinos de minería, motivo de una próxima nota periodística.
El Parque Solar General Pico I, que la provincia desarrolla junto a Pampetrol, avanza sobre una superficie inicial de 30 hectáreas de las 100 previstas y contempla la instalación de 28.800 paneles solares, con una inversión de u$s 13M, con una estructura de 80% privado y 20% correspondiente a la empresa provincial de energía. La obra registraba un avance del 55% y el 95% de los equipos ya se encontraba disponible al momento de la presentación.
Según explicó el ingeniero Salvador Giasono, coordinador de la UTE comitente integrada por las empresas que participan de la obra, las primeras pruebas están previstas para diciembre y la puesta en funcionamiento se proyecta entre enero y febrero.
El proyecto moviliza a cuatro empresas contratistas:
Megatrans y Martínez de la Fuente, de Buenos Aires, e INAR y MYP, de San Juan, además de Cimepro, empresa autopartista especializada en plásticos y socia del emprendimiento. En el pico de actividad, la construcción genera alrededor de 50 puestos de trabajo.
El parque estará vinculado además al parque industrial lindero, donde todavía resta completar infraestructura básica y urbanización para que puedan instalarse nuevos emprendimientos productivos que demandarán la energía renovable generada localmente.
El objetivo final es mucho mayor: alcanzar 50 MW dentro de un polo de abastecimiento productivo y energético que supera las 100 hectáreas.
La expansión continuará con General Pico II, que contempla otros 30 MW divididos en dos etapas de 15 MW.
Giasono explicó que para la Etapa A se recibieron dos ofertas: la empresa que resulte adjudicataria construirá los primeros 15 MW y la segunda tendrá la posibilidad de igualar la propuesta para avanzar con la Etapa B.
La adjudicación de Pico II Etapa A está prevista para octubre, mientras que, según detalló Pablo Gambetta, representante técnico y gerente de INAR, la firma de los contratos y la conformación de la UTE podrían concretarse en diciembre, con un plazo de obra estimado en 12 meses, incluyendo unos tres meses iniciales para la compra de insumos y los movimientos de suelo.
La dimensión local también aparece en el empleo: el pliego establece un cupo del 70% de trabajadores no profesionales calificados de la zona, mientras que para Pico I la convocatoria recibió 150 currículums de vecinos de General Pico.
Gambetta señaló además que ya ingresaron 80 contenedores provenientes de Buenos Aires con materiales e insumos para la construcción.
La frase que sintetiza la filosofía oficial aparece en la propia presentación de Toso en I-Comex:
“Si nosotros queremos que el sector privado invierta, tenemos que crear las condiciones”. El secretario lo explica desde la política pública. “No creemos en un Estado absolutista y que haga todo, ni creemos que el Estado tenga la responsabilidad ni que tenga que hacer todo. Tampoco queremos que el sector privado tenga que planificar y tomar decisiones, justamente este tipo de decisiones del futuro. Sino que hay que encontrar un poco el tono de cada uno.”
Ese esquema también está detrás de La Banderita, el parque eólico que este grupo de periodistas porteños visitó en General Acha. Allí, con el atardecer como telón de fondo, la transición energética deja de ser una presentación y adquiere dimensión física: torres, palas y caminos en un territorio que durante décadas estuvo asociado principalmente a la producción agropecuaria y petrolera.
La cartera provincial también incluye Casa de Piedra, con 60 MW; La Banderita, con 45 MW; la central de biogás de 2 MW; Victorica, con 7,2 MW; General Pico, con etapas de 15 MW y 15 MW; y generación distribuida, con unos 3 MW.
La eficiencia como otra forma de generar energía
El plan no se limita a aumentar la oferta. Uno de los programas más visibles es el recambio del alumbrado público por tecnología LED.
La primera etapa comenzó en 2020-2021 con ocho localidades que alcanzaron el 100% LED.
La segunda llevó esa cifra a 51 localidades y la tercera a 67 localidades con 100% LED. Para 2026, el programa alcanzó 72 localidades con cobertura total y otras ocho con más del 55% de sus luminarias reconvertidas.
La presentación contabiliza 62.323 luminarias LED, 18.700 calles iluminadas, 20 cruces de rutas y 253 luminarias instaladas en 14 puestos camineros.
Ahorro
El balance a 2025 muestra 17% de ahorro en consumo energético y 37% de ahorro económico.
Otra medición presentada por la provincia ubica el ahorro económico en $ 1.565M, junto con una reducción de 9.403.257 kWh de consumo.
La idea es extender la misma lógica a clubes, espacios deportivos y edificios públicos. “Fuimos por el todo”, dice Toso. La decisión fue aplicar una tecnología común a las 80 localidades, independientemente de su tamaño o ubicación. El criterio tiene también una dimensión territorial: que la calidad tecnológica de la infraestructura energética no dependa de que el municipio sea grande o pequeño.
La generación distribuida completa el esquema.
La Pampa ya supera 3 MW de potencia, con 129 usuarios generadores, 32 instaladores registrados y una generación estimada de 6.648,1 MWh anuales. La provincia se ubica, según la presentación, décima a nivel nacional en potencia y octava en cantidad de usuarios. La energía generada equivale al consumo promedio de unos 2.168 hogares.
Una red que también tiene que crecer
El desafío no termina en los parques. La provincia tuvo que modernizar buena parte de su infraestructura eléctrica.
Entre 2020 y 2026 ejecutó 100 obras, mientras el sistema pasó a atender a 190.719 personas usuarias, frente a 171.172 en 2020. La extensión de las líneas llegó a 18.501 kilómetros, contra 16.992,62 kilómetros seis años antes.
La demanda creció 10%, equivalente a aproximadamente 1,92% anual. En ese período se sumaron cerca de 20.000 suministros, lo que significa que el sistema incorporó, en promedio, casi nueve nuevos usuarios por día.
El crecimiento no se explica solamente por mayor consumo. La estructura productiva y la expansión territorial obligan a sostener redes extensas para atender una población relativamente pequeña y dispersa.
Una de las obras estratégicas
Es la estación transformadora de General Pico de 132/33/13,2 kV, vinculada al nuevo parque de actividades económicas. También este cronista fue testigo del avance de la obra y los detalles técnicos. La provincia la presenta como una infraestructura destinada a preparar la zona para recibir energía renovable y generar mejores condiciones para la instalación de industrias.
Al momento de la presentación y la visita de periodistas, la estación transformadora registraba un 90% de avance, mientras otra estación transformadora informada en el paquete de obras alcanzaba 98%, una línea de media tensión 92% y una subestación transformadora 95%.
El concepto es sencillo: no alcanza con producir electricidad; hay que poder transportarla hasta donde se la necesita.
La cuenta económica detrás de cada megavatio y el premio de CAMMESA
Uno de los argumentos más interesantes de la estrategia aparece cuando Toso explica qué significa para la economía provincial comprar energía local. Por mes, la provincia destina entre u$s 60 y u$s 80 M a la compra de electricidad y eso lo quieren cambiar.
El parque de Victorica ya vende electricidad a la distribuidora provincial. Según el funcionario, el precio obtenido en ese esquema resulta inferior al que la provincia paga por energía comprada al mercado nacional. A eso se suma el ahorro en infraestructura que permitió generar el parque. Y aparece un tercer efecto: el dinero utilizado para comprar energía dentro de la provincia permanece, al menos en parte, dentro de la economía regional.
“Lo que vos invertiste para comprar energía a CAMMESA o a cualquier generador externo son fondos que se van de la economía regional”, plantea Toso. “En cambio, lo que vos comprás dentro de la provincia queda en la economía provincial”, añadió. El funcionario menciona un ahorro mensual de alrededor de $ 500 M asociado al esquema de contratación de energía provincial.
Aquí vuelve a aparecer el equilibrio fiscal que Lastiri había puesto sobre la mesa al comienzo de la visita. Toso sostuvo que La Pampa recibió en tres oportunidades reconocimientos de CAMMESA mediante notas de crédito por su cumplimiento con el sistema eléctrico nacional. Esos beneficios fueron utilizados para financiar obras de infraestructura, eficiencia energética y equipamiento.
Una parte permitió avanzar con el recambio de luminarias y otra fue distribuida entre las 29 cooperativas eléctricas de la provincia para ayudarlas a ordenar sus cuentas y adquirir materiales. Ahora esa historia de cumplimiento busca convertirse en una ventaja para conseguir nuevos contratos.
La razón está en el nuevo escenario de contratación eléctrica, que obliga progresivamente a generadores y compradores a relacionarse con múltiples contrapartes en lugar de concentrar toda la operación en un único actor. “Cuando una empresa tiene que decir con quién firmar, ahí ya empiezan a jugar otros factores”, explica Toso. “Son 24, los tengo que ordenar, los tengo que calificar de alguna manera para ver cuál me conviene”. Y allí, sostiene, el historial fiscal y energético adquiere valor económico.
“Todo ese activo estamos tratando de ponerlo en valor hoy para poder desarrollar el plan energético, poder contractualizar y, bueno, tratar de evitar esta inestabilidad de precios”, señaló en la extensa charla.
Una transición que empieza en el subsuelo y apunta al futuro
Después del café en Santa Rosa, de las explicaciones técnicas, de las horas de ruta y del atardecer en La Banderita, la transición energética pampeana aparece menos como una sustitución inmediata de una fuente por otra y más como una estrategia de diversificación.
La provincia sigue teniendo petróleo y gas. Tiene una economía agropecuaria. Tiene industria, comercio y servicios. Tiene un sistema eléctrico que debe abastecer un territorio extenso y una población dispersa. Y tiene una demanda que crece, aunque con fuertes diferencias horarias.
La respuesta que propone el Gobierno provincial es utilizar esa realidad como punto de partida. Más generación renovable. Más eficiencia. Más infraestructura. Más contratos locales. Mayor participación privada. Y una planificación energética que no espere a que aparezca el problema para comenzar a resolverlo. El horizonte declarado es de 20 años.
El primer objetivo concreto es 2027: 157,2 MW de potencia renovable instalada y proyectada, una participación del 36% del abastecimiento mediante el mercado local y una reducción progresiva de la dependencia de las compras al mercado nacional.
El objetivo de fondo es todavía más ambicioso: pasar de ser un territorio que importa la mayor parte de la energía que consume a convertirse en una provincia con capacidad creciente para generar, contratar y eventualmente exportar energía. “Nosotros queremos revertir la matriz de ser netos importadores de energía a ser exportadores de energía en estos 20 años del plan”, resumió Toso.
En una provincia de apenas 366.022 habitantes, pero con 143.400 kilómetros cuadrados de territorio, el desafío no es solamente producir más energía. Es conseguir que esa energía permita producir más, agregar valor, atraer inversiones y sostener el crecimiento durante las próximas décadas. (ámbito.com; 22/09/2026 -13:36hs)
El petróleo volvió a bajar de u$s 100: por qué el mercado argentino suma señales de cautela
o.- El precio internacional del petróleo volvió a ubicarse por debajo de los u$s 100 en medio de nuevas señales de una posible distensión alrededor del Estrecho de Hormuz. Irán manifestó este martes su disposición a reabrir completamente la vía dentro de una semana si Estados Unidos reduce la presión militar y levanta su bloqueo, mientras el Brent operaba cerca de u$s 100. En ese escenario, el analista financiero Nicolás Borra evaluó en la pantalla de Canal E también el comportamiento de los bonos argentinos y la menor profundidad del mercado local.
“Se empezó a ver desde el día de ayer un mayor flujo en lo que sería el Estrecho de Hormuz”, sostuvo Borra durante su participación en Canal E.
El especialista agregó que Irán manifestó que “está dispuesto a en siete días abrir lo que sería el estrecho a cambio de que Estados Unidos renuncie a su bloqueo marítimo”, una propuesta que fue confirmada este martes por fuentes iraníes.
El mercado ubica un rango para el petróleo
“La tendencia te está mostrando un techo y un piso bastante claro, más o menos entre 70 y 80 desde el piso”, explicó Borra al analizar los precios que podría alcanzar el crudo si disminuyera el conflicto. Según su lectura, aun con una eventual sobreoferta, el petróleo no necesariamente descendería hasta la zona de u$s 40 o u$s 50 que proyectan algunos analistas.
“Siempre que el crudo toca entre los 100 y los 110 empieza a retroceder”, añadió. Este martes, el Brent cayó hasta alrededor de u$s 99,92, acompañado por una mejora de las expectativas de abastecimiento desde Medio Oriente y la reactivación parcial del oleoducto saudita East-West.
Los bonos argentinos y una preferencia por plazos cortos
El análisis se trasladó luego hacia la deuda argentina. “El mercado hoy te está mostrando que no va más allá de un año y medio y vemos la caída de todo lo que está más lejos”, señaló Borra al observar un mejor comportamiento relativo de los bonos con vencimientos más cercanos.
“Estos son los bonos con menor duration, para no hacerlo tan técnico, es que vos por los cupones y por las amortizaciones recuperás el dinero más rápido”, explicó sobre el GD29 y GD30. Para el analista, esa preferencia constituye una señal de mayor cautela frente a los instrumentos que requieren horizontes más extensos.
Menor profundidad en el mercado local
“El volumen del mercado argentino luego de las elecciones de 2025 ha sido paupérrimo”, afirmó Borra, quien cuestionó algunas modificaciones regulatorias que, según su interpretación, redujeron la profundidad de determinadas operaciones. “Tendrían que empezar a rever, tanto CNV como BYMA, qué manera podemos hacer para atraer más inversiones y no sacarlas”, planteó.
El marco regulatorio atravesó distintos cambios durante 2026, incluidos ajustes sobre garantías, futuros, opciones y cauciones. “Empiezan a quitarle profundidad al mercado”, sostuvo Borra sobre algunas de esas medidas, aunque BYMA también incorporó recientemente nuevas alternativas, como la liquidación de cauciones bursátiles en dólar cable.
El millón de acciones de YPF compradas desde la aplicación
“La parte de la tecnología hoy en día trajo que rápidamente puedas comprar un activo”, destacó Borra al analizar el nuevo sistema de YPF, que permite operar acciones desde la propia aplicación de la compañía. La empresa alcanzó en poco más de un mes el millón de acciones compradas mediante esa herramienta, habilitada el 19 de agosto.
El analista valoró la posibilidad de ampliar el acceso al mercado, pero planteó una advertencia: “La gente sabe realmente lo que está comprando, en qué punto lo está comprando, si es caro o barato”. Para Borra, una incorporación masiva de inversores sin experiencia puede amplificar reacciones frente a movimientos bruscos: “Se asusta muy fácilmente y te provoca corridas y ventas masivas, entonces hay que tener cautela”. (msn; 22/09/2026)
Petróleo en auge y transición en pausa: cómo la crisis energética redefine la tesis de inversión en renovables
o.- (Tomás Alejandro Giancola) La crisis energética global reordenó el atractivo relativo entre hidrocarburos y energías renovables. El salto del crudo, las tasas elevadas y el mayor costo de financiamiento ampliaron la brecha de desempeño entre las petroleras y buena parte del sector renovable. En ese escenario, los inversores comenzaron a exigir mayor rentabilidad, contratos más sólidos y proyectos capaces de sostenerse con un costo de capital más alto.
En 2026, se profundizó una tendencia que ya venía tomando forma en los últimos años. Mientras las empresas vinculadas al petróleo y al gas mejoraron notablemente sus resultados y desempeño bursátil, buena parte de las compañías asociadas a las energías renovables quedó rezagada.
Las petroleras integradas y las firmas vinculadas a perforación subieron alrededor de 40% en lo que va del año, mientras que las refinerías, las grandes ganadoras de la crisis energética, avanzaron cerca de 120%. En contraste, algunas acciones de energías renovables llegaron a caer hasta 15% durante el primer semestre y la inversión global en tecnologías limpias retrocedió 17% interanual, con una baja del 49% en China, una de las principales fuentes del crecimiento y desarrollo tecnológico de la industria.
Una parte importante de esa brecha estuvo directamente vinculada con la fuerte suba del petróleo y las disrupciones sobre la oferta global de energía. El Brent pasó de niveles cercanos a u$s 56 por barril a comienzos del año a superar los u$s 100 y alcanzar picos próximos a u$s 115, en un contexto marcado por los conflictos en Medio Oriente, las restricciones sobre el estrecho de Ormuz y los ataques contra infraestructura energética.
Ese escenario elevó el valor del crudo, mejoró las perspectivas de rentabilidad de buena parte de la industria petrolera y volvió más atractivos esos activos frente a otras alternativas dentro del sector energético.
Al mismo tiempo, esa mejora relativa coincidió con un escenario mucho más exigente para las renovables. Las tasas elevadas encarecieron el financiamiento de nuevos proyectos, mientras varias grandes petroleras redujeron sus compromisos en energías limpias y volvieron a priorizar sus negocios tradicionales, desplazando parte del capital hacia activos con mayor generación de caja y retornos más inmediatos.
De esta forma, el nuevo escenario abrió una discusión que atraviesa la tesis de inversión en el sector, ya que la cuestión pasa por determinar cuánto de esta diferencia responde a la coyuntura actual y cuánto puede modificar de manera más permanente las estrategias de inversión entre petróleo, gas y energías renovables.
La transición energética cambia de ritmo
Para Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios en Martínez de Hoz & Rueda, el cambio en las condiciones del mercado no implica que la transición energética se haya detenido. “Más que retrasarla, la está recalibrando”, señalaron.
Por un lado, identificaron un componente coyuntural vinculado con el conflicto en Medio Oriente y las restricciones sobre Ormuz, que impulsaron el precio del crudo y mejoraron las valuaciones del upstream y, especialmente, del refino. Sin embargo, consideraron que ese efecto podría revertirse con rapidez si disminuyen las tensiones sobre la oferta.
Al mismo tiempo, los especialistas advirtieron un cambio más profundo en la forma en que se asigna el capital. Los inversores dejaron de premiar la transición solamente como una promesa y comenzaron a exigir rentabilidad concreta, balances sólidos y mayor disciplina financiera. En paralelo, varias grandes petroleras redujeron sus metas de inversión en renovables para volver a concentrarse en sus negocios tradicionales.
A esta dinámica se sumó la cuestión de la seguridad energética. Según Azzarri y Blanco, la crisis expuso el riesgo de depender de un único proveedor o de distintos países que comparten una misma vía de evacuación, una preocupación que volvió a ganar lugar en las decisiones de los gobiernos.
Sin embargo, la demanda de energía limpia sigue creciendo. En relación a este tema, Martín Mejía, analista de la Oficina de Inversiones de Cohen, destacó que, después de un primer semestre débil, las renovables recuperaron terreno durante la segunda mitad del año ante el fuerte aumento del consumo eléctrico de los centros de datos vinculados con inteligencia artificial. En ese sentido, el crecimiento de la demanda obliga a sumar generación con rapidez y vuelve a sostener oportunidades para el sector.
Así, el cambio no pasa por una interrupción de la transición, sino por una mayor exigencia sobre los proyectos capaces de captar capital. (ámbito.com)
