La primera licitación pública destinada a proyectos renovables en República Dominicana, que incorporó sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB), marcó un punto de inflexión en la transición energética del país. Para Enrique Segura Quiñones, abogado en Business, Corporate y Energy Law en Segura Abogados, “representó un compromiso firme del Estado con la expansión y diversificación de la matriz de generación”.
El proceso fue convocado por el Comité de Usuarios de Energía Distribuida (CUED) y aprobado por la Superintendencia de Electricidad (SIE). Además, se supo que los proyectos adjudicados debían contar con almacenamiento, dado que la licitación estableció nuevas exigencias técnicas al exigir este componente como parte integral.
Segura Quiñones resaltó que “fue la primera licitación pública destinada a proyectos renovables”, lo que la convirtió en un hito para la política energética dominicana.
Desde la perspectiva de inversión, “constituyó una oportunidad relevante para participar en el crecimiento del mercado eléctrico dominicano dentro de un marco regulatorio que había venido madurando”, afirmó.
No obstante, advirtió desafíos técnicos significativos: la exigencia de SAEB para proyectos con concesión previa, la obligatoriedad de prestar servicios auxiliares como grid-forming y arranque en negro, y requisitos técnicos adicionales para el almacenamiento.
“Fueron factores que debieron ser considerados en el diseño y viabilidad de los proyectos”, subrayó.
El bloque de hasta 600 MW —con contratos previstos a 15 años (180 meses)— generó expectativas de alta concurrencia de actores locales e internacionales.
“El tamaño del bloque licitado y la posibilidad de presentar proyectos desde 20 MW crearon un terreno propicio para consorcios con experiencia técnica y respaldo financiero”, sostuvo.
Sin embargo, la bancabilidad de los contratos PPA fue determinante. Persistieron incertidumbres en torno al tratamiento fiscal, particularmente sobre los incentivos de la Ley 57-07, y plazos de construcción de 24 meses, que podrían haberse ajustado según la complejidad y financiamiento.
Aunque no se habían publicado las bases completas, Segura Quiñones anticipó que el diseño competitivo estaría influenciado por el costo del almacenamiento.
“La inclusión del SAEB como componente integral elevó la complejidad técnica y financiera, incrementando los costos de inversión y operación”, explicó.
Por ello, estimó que los precios de adjudicación serían más altos que en PPA sin almacenamiento, y que la claridad en los criterios de evaluación y posibles mecanismos de indexación sería clave para “garantizar una competencia justa y eficiente”.
Pipeline de proyectos y Meta RD 2036
El sector previó nuevas licitaciones en el corto y mediano plazo, alineadas con la meta del 30 % de generación renovable al 2030. Para mantener un flujo robusto de proyectos, Segura Quiñones propuso optimizar la coordinación entre entidades como la SIE, la CNE, el MIMARENA, Hacienda y la DGII, con el fin de agilizar permisos y definir reglas claras para los incentivos fiscales del SAEB.
“Hubiese sido conveniente contar con datos más precisos sobre disponibilidad de red y capacidad de interconexión”, agregó.
La licitación se enmarcó en los objetivos de la Meta RD 2036, cuyo propósito fue duplicar el PIB real al 2036 con un crecimiento inclusivo del 6 % anual.
“La Meta RD 2036 representó una oportunidad histórica para transformar de manera estructural la matriz energética y posicionar al país como hub renovable del Caribe”, afirmó.
El plan contempló mayor penetración de renovables, reducción de pérdidas eléctricas, resiliencia climática mediante generación limpia y redes inteligentes, y el aprovechamiento del nearshoring para exportar energía limpia.
Gracias a la creación de comités sectoriales especializados y una Unidad de Gestión de Resultados, se facilitó el seguimiento de las acciones previstas en la estrategia. En palabras de Segura Quiñones, “el potencial real fue alto; el reto no fue de visión, sino de implementación constante y alineación público-privada”.
Perú se está posicionando como uno de los mercados con mayor potencial y expectativas de crecimiento en energía solar dentro de América Latina, con más de 14 GW de proyectos en tramitación y construcción. En ese marco, JA Solar se consolida como uno de los actores claves, con un objetivo claro: alcanzar entre el 25% y el 30% de la cuota de mercado este año, tanto para utility scale como para generación distribuida.
La compañía, que estará participando en el próximo encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, ya cuenta con dos grandes proyectos adjudicados, uno es el proyecto CSF Illa en Arequipa de 472 MW, firmado con Inver Renewable Management, que será el más grande del país. Además, firmaron un acuerdo para el proyecto San José de 180 MW, ambos marcan un hito para su posicionamiento.
“A nivel de proyectos ya asignados, somos la marca con mayor cantidad de megavatios comprometidos en el histórico del país”, aseguró Cristhian Romero, Gerente de Ventas de JA Solar para Perú, Ecuador y Bolivia, y señaló que con estas firmas podrán “superar satisfactoriamente” su objetivo de cuota de mercado y apalancar otros proyectos en la región.
“El pipeline de proyectos que prevemos en el país es de unos 800 MW anuales por lo menos hasta el 2027, mientras que a partir del 2028 dependerá de cómo se den las regulaciones”, analizó Romero en diálogo con Energía Estratégica.
Cortesía: Tesga Energy / Sistema de Bombeo – Distrito de Sechura, Piura.
En cuanto a generación distribuida, JA Solar también despliega una estrategia basada en alianzas con distribuidores. Actualmente trabaja con Grupo Sigelec, una empresa local con tres décadas de trayectoria, y con Autosolar, de matriz española. “La idea es poder trabajar de la mano con estos distribuidores y a través de ellos poder llegar a los usuarios finales”, explicó el representante de la compañía.
JA Solar aspira a captar este año un 30% del segmento de generación distribuida, lo que equivale a 25 megavatios, considerando un total estimado entre 80 y 100 megavatios en nuevos proyectos para este 2025 en dicho segmento. La apuesta se enfoca en sectores productivos con alto potencial, especialmente el agrícola: “Es un segmento que estamos viendo con bastante interés, no solo por su impacto económico, sino también social”.
El mercado de generación distribuida está generando expectativas en el sector renovable peruano, ya que, si bien aún no hay un reglamento promulgado, se espera que este año haya novedades.
“Las industrias han ido desarrollando proyectos interesantes, hay expectativas de que este año, y seguramente se mencionará en FES, tengamos un reglamento aprobado. Esto va a generar que comiencen a desarrollarse instalaciones a mayor velocidad, dado que van a tener un ingreso adicional sumado al beneficio de autoconsumo”, detalló el ejecutivo.
En ese marco, JA Solar proveerá módulos para el mayor sistema fotovoltaico de autoconsumo en una agroindustria del país, con una potencia que supera los 6 megavatios y que será instalado por Insoelec Solar SAC
Romero señaló que la base de esta expansión está en su presencia técnica local, una ventaja competitiva que destacó, lo que les permite acompañar los proyectos desde el desarrollo hasta la postventa: “Nuestro objetivo no es vender un módulo y quedar en la venta, sino tener una relación a largo plazo”, subrayó.
Además, aseguró que actualmente están priorizando o módulos con tecnología de celdas TOPCon de alta eficiencia y comprobado rendimiento en climas diversos: “Esta tecnología ya ha sido probada en cada una de las regiones del Perú con éxito, yestimamos que va a permanecer durante los siguientes cuatro años”, destacó.
El entorno regulatorio está impulsando las proyecciones del sector renovable. La Ley N° 28832, recientemente actualizada por la ley N°32249, representa un punto de inflexión. “Esta nueva ley está promoviendo el uso de las energías renovables y va a generar un un flujo de proyectos e inversión interesante en futuros años”, indicó el ejecutivo.
Respecto a la evolución de precios, Romero fue enfático: “Los precios han venido disminuyendo considerablemente en los últimos dos o tres años”, lo que ha dinamizado la ejecución de proyectos. Si bien hoy hay señales de un posible incremento por costos de materias primas y reducción de subsidios en China, estima que no se verá afectada la expansión del mercado peruano, debido al marco regulatorio favorable, la solidez jurídica y el interés creciente de inversionistas.
Sobre su participación en FES Perú, el encuentro que reunirá a los principales actores del sector, manifestó: “Nos alegra que esté por primera vez en el país, es un espacio para construir y compartir experiencias con empresas locales y de otros países como Chile, Brasil o Colombia”.
Y anticipó que los grandes ejes a debatir serán la nueva ley 32249, el reglamento de generación distribuida y la preparación de las redes eléctricas para integrar nuevos proyectos.
“Nuestro enfoque va a ser mostrar la eficiencia y los casos de éxito de nuestra tecnología en países que ya vienen con muchos más años en el sistema fotovoltaico”, concluyó Romero.
El crecimiento acelerado de la energía solar en El Salvador —con 734 MW instalados, el 23,7 % de la capacidad total del país— obliga al sistema a dar el siguiente paso: regular el uso de baterías como tecnología clave para respaldar la matriz y evitar vertimientos.
Ingrid Chávez de Mendoza, Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services LTDA. de C.V., advirtió que la integración del almacenamiento es urgente para sostener la confiabilidad del sistema eléctrico. “La generación fotovoltaica nos estaba apoyando mucho en estas horas del día, pero si estaba nublado o durante la noche, se veía la disminución drástica del tipo de recurso”, planteó. “No era potencia firme”, subrayó.
Si bien ya existen baterías operativas en el país, su uso está restringido por la regulación vigente. Hoy solo pueden operar durante el período en que el sistema solar está produciendo. Esto impide que las instalaciones acumulen energía y la liberen durante la noche o en horarios de baja generación.
“Era una primera fase de la regulación que permitía eso, pero no permitía hacer un shifting para generar en otras horas ni para evitar vertimiento”, detalló la ejecutiva. “Tampoco lo permitía para dar servicios auxiliares al sistema”, añadió.
Estas barreras técnicas impiden que el almacenamiento cumpla funciones estratégicas dentro del sistema eléctrico: como el arbitraje de precios, el soporte en horas punta, la estabilización de la red y la prestación de servicios secundarios.
Por esa razón, la Unidad de Transacciones y la Dirección General de Energía ya trabajan en una nueva regulación. Si bien aún está en evaluación, el sector espera que el proceso no se dilate.
“Todavía está en evaluación. Uno esperaría que en este año o a la mitad del otro ya lo tuvieran. Ya tenían varios meses de estarlo evaluando, pero cada vez se volvía más necesario. El sistema ya lo requería”, afirmó Chávez de Mendoza.
Mientras tanto, empresas privadas y el propio Estado avanzan con nuevos desarrollos que incluyen baterías desde su concepción. “Todo el mundo ya estaba pensando en que la batería iba a ser un tema necesario”, sostuvo la Directora de EDP Services.
Una región que ya avanza y un país con potencial por destrabar
El Salvador no parte de cero: tiene un mercado renovable en crecimiento, un marco institucional estructurado y la experiencia de haber articulado políticas de largo plazo que lo convirtieron en exportador neto de energía.
Sin embargo, la falta de normativas actualizadas en almacenamiento amenaza con desacelerar ese impulso. Hoy, las baterías no pueden participar del despacho ni ofrecer servicios al sistema, y los desarrolladores deben enfrentar obstáculos como la imposibilidad de que los transmisores amplíen subestaciones preventivamente, lo que complica la interconexión de nuevos proyectos.
La tendencia también avanza con fuerza en México, Colombia y Brasil, donde el almacenamiento se combina con renovables para estabilizar la red, absorber excedentes y generar en horarios críticos.
El Salvador, con una participación solar significativa y una demanda creciente por soluciones de respaldo, tiene una oportunidad concreta para ponerse a tono con los líderes regionales.
“Creíamos que hacia eso íbamos”, concluyó Chávez de Mendoza, convencida de que el país puede consolidar su transición energética si logra destrabar la regulación del almacenamiento y abrir el camino a nuevas inversiones en flexibilidad.
La heterogeneidad y lentitud de las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) en el licenciamiento ambiental es hoy el principal cuello de botella para los desarrollos de generación, especialmente los solares de escala media.
Así lo aseguró el exdirector de la UPME, Adrián Correa, quien considera necesario “repotenciar las capacidades de respuesta de las administraciones».
En diálogo con Energía Estratégica, el actual asesor y académico, indicó que existen 18 GW de generación aprobados en distintas fases —desde licenciamiento, consecución de terrenos y construcción, hasta pruebas— que “podrían cubrir los problemas energéticos de Colombia por tal vez un poco más de una década”, sostuvo.
A diferencia de la ANLA, donde se han estandarizado procedimientos y se redujeron tiempos promedio de evaluación de 155 a 62 días entre 2016 y 2020, las CAR presentan criterios, plazos y capacidades dispares que frenan los expedientes.
En la misma línea, el nuevo esquema LASolar —para proyectos 10–100 MW— fija plazos definidos (verificación en 5 días hábiles, requerimientos en 10 días, respuesta del promotor hasta 30 días prorrogables y decisión en 10 días), con una reducción de tiempos del 70 % frente al trámite tradicional.
El objetivo es replicar, en el ámbito descentralizado, la agilidad observada en la ANLA: formatos únicos, sistemas de información homogéneos, métricas públicas de desempeño por corporación y mecanismos de apoyo técnico (p. ej., equipos volantes o mesas técnicas sectoriales) que reduzcan la dispersión de criterios y acoten tiempos de evaluación.
Planeación socioambiental temprana: del papel a la práctica
Durante su gestión, Correa impulsó un cambio de enfoque en la planeación para anticipar riesgos sociales, ambientales y territoriales.
“Se creó un grupo social, ambiental y territorial dentro de la unidad de planeación. Es una técnica para incorporar señales, alertas, para hablar con las comunidades”, explicó.
Para bajar la conflictividad y mejorar la trazabilidad de los proyectos, en 2024 se realizaron visitas previas a comunidades explicando el alcance de las convocatorias en transmisión: “la gente ni siquiera sabía que había un proyecto identificado y se daba cuenta cuando ya empezaban trabajos”.
Esta diligencia temprana se complementó invitando a autoridades ambientales al Comité Asesor de Planeación, integrando señales sociales y ambientales en la definición de obras.
El caso La Guajira muestra el valor de la articulación interinstitucional: el trabajo conjunto con Minenergía, MinAmbiente y MinInterior permitió cerrar consultas previas y radicar el licenciamiento de la línea colectora en 2023, habilitando el paso a la evaluación ambiental.
Un problema multifactorial que exige coherencia institucional
Correa subrayó que el rezago de las renovables no convencionales no tiene un único responsable: hubo fallas de relacionamiento temprano, desconocimiento territorial y episodios de falta de articulación público‑privada; además, ciertas dinámicas regionales y políticas exacerbaron conflictos.
“Es un problema multifactorial… un país que realmente tiene muchos componentes bastante complejos”, describió, aludiendo también a contextos de economías ilegales y actores armados.
Pese a ello, identificó avances en los últimos dos años que empresas como ISA y Grupo Energía de Bogotá “reconocen” en materia de acompañamiento estatal y presencia territorial.
Otro acierto destacado fue la Misión Transmisión y el Plan de Modernización con 98 obras como hoja de ruta para robustecer la red y habilitar la transición.
No obstante sí cree necesario un “combo” tecnológico para flexibilidad y confiabilidad: renovables (solar y eólica), compensadores síncronos y baterías. “Es un combo absolutamente ganador y que va a estar sí o sí presente en el sistema eléctrico colombiano”, afirmó.
Por último, la señal regulatoria y de planeación para almacenamiento es otra prioridad: la UPME ya identificó obras en el centro y suroccidente, y avanzó en un análisis de impacto normativo para hibridación renovables+baterías, cuyo diseño de incentivos (puntos de conexión, subastas o cargos) será determinante para la bancabilidad.
La ley de fomento a las energías renovables de Argentina está llegando a su fecha límite. Este año vence la estabilidad tributaria que protege al sector que permitió que las energías limpias cubrieran el 16,5% de la matriz eléctrica en 2024.
Es por ello que desde el ámbito legislativo apuntan a prorrogar el régimen por dos décadas más para sostener el crecimiento renovable y evitar futuros impuestos al sol o al viento por parte de distintas autoridades.
“Trabajamos con cámaras, gobernadores y con el gobierno nacional en una iniciativa para renovar ese blindaje fiscal, y que haya 20 años más de estabilidad tributaria, pensando también que ya no hacen falta metas para el desarrollo porque ya se logró, pero sí reglas del juego claras”, indicó Martín Maquieyra, diputado nacional por La Pampa y vicepresidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados.
“El sector no pide otros beneficios o metas más ambiciosas, solo que no se impongan más impuestos que los actuales”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica..
No obstante, algunos beneficios contemplados no llegaron a utilizarse plenamente y, por ende, el vencimiento de la normativa dejaría al sector expuesto, lo que representaría un retroceso que atente contra el potencial ERNC a nivel nacional, y con el riesgo de que cualquier jurisdicción imponga tributos adicionales.
En paralelo, el legislador subrayó que la demanda futura de energías renovables está respaldada por sectores como la minería y los hidrocarburos, que ya desarrollan proyectos con fuentes limpias, por lo que continuar con la normativa vigente resultaría un paso en la transición energética local.
Proceso legislativo y contexto político-electoral
La propuesta legislativa consiste en un proyecto de ley de cuatro o cinco artículos, enfocado exclusivamente en la prórroga de la estabilidad tributaria. Según el diputado, “parecería un proceso simple, pero el año de elecciones legislativas (se celebrarán el domingo 26 de octubre) puede dificultar el consenso necesario”.
El plan contempla varias alternativas: presentar el proyecto ahora, esperar a después de las elecciones para avanzar en un clima más propicio o impulsarlo tras un recambio legislativo que dé mayor respaldo al oficialismo.
“Durante el verano no se puede perder tiempo, porque apenas caigan los beneficios, habrá riesgo de que se impongan impuestos”, enfatizó Maquieyra.
Es decir que si bien las cámaras del sector renovable y varios gobernadores respaldan la continuidad del régimen, la ventana de oportunidad legislativa será estrecha en un año donde las tensiones políticas podrían postergar la discusión.
Con el reloj legislativo corriendo y metas aún por alcanzar, la prórroga de la Ley N° 27.191 se presenta como una pieza clave para garantizar que la Argentina no pierda el impulso que la llevó a estar cerca del 20% de cobertura renovable. El desafío es lograr que la política electoral no frene un consenso que el sector considera urgente.
En Colombia, levantar capital para un parque solar no solo implica encontrar inversores, sino asumir un costo financiero que duplica al de mercados consolidados como el alemán. Con un WACC que supera el 15%, el peso del riesgo país representa una carga significativa que encarece la energía antes de que se genere un solo kilovatio.
La consecuencia: proyectos menos competitivos, inversionistas más cautelosos y un desarrollo renovable que avanza a contracorriente frente a países con condiciones macroeconómicas más estables.
Jorge Sierra Almanza, Gerente de Operaciones de Enersinc, advierte que en proyectos fotovoltaicos y eólicos, el capital puede representar entre el 60% y el 70% del costo total. “En países como Colombia, Ghana o Argentina, donde el WACC (costo promedio ponderado del capital) está por encima del 15%, gran parte del LCOE se destina a pagar intereses y retornos a los inversionistas”, explica, citando datos del último informe de IRENA.
En mercados con menor riesgo crediticio —como Dinamarca o Alemania— el impacto financiero no supera el 30%. Esa diferencia hace que la energía generada localmente sea menos competitiva y limita el desarrollo de proyectos frente a países más estables.
El alto WACC no es un problema solo para los desarrolladores: se traslada al Costo Nivelado de Energía (LCOE) y, en última instancia, al precio que pagan hogares y empresas.
Según Sierra, los precios promedio para proyectos solares a gran escala en Colombia se ubican entre 250 y 330 COP/kWh, mientras que en generación distribuida —menos escalable— superan los 350 COP/kWh.
Para revertir la situación, el especialista plantea una estrategia múltiple: garantías soberanas, seguros de riesgo cambiario, mayor participación de la banca multilateral y, sobre todo, “garantizar estabilidad jurídica y coherencia regulatoria” para mejorar el apetito inversor.
Colombia cuenta con 1.411 proyectos solares registrados con solicitud de conexión, que suman 74.599 MW, según datos de la UPME a julio de 2025. Sin embargo, muchos han quedado frenados o han cambiado de dueño por costos y riesgos no previstos.
Oportunidades y señales positivas
No todo es negativo: la caída global de hasta el 70% en el precio de equipamiento solar —incluyendo módulos e inversores— ayuda a amortiguar el sobrecosto financiero. Además, el país sigue siendo atractivo para actores con experiencia local, contratos sólidos y beneficios tributarios, capaces de obtener retornos por encima del 15%.
Para Sierra, este es un momento estratégico: “Los países con alta penetración solar ya no ofrecen los mismos retornos. Es la oportunidad de atraer inversiones hacia mercados como el nuestro, pero necesitamos resolver el sobrecosto financiero para que eso ocurra”.
En este escenario, también cobra relevancia la implementación de un nuevo mercado intradiario.
La propuesta del DETOR, aún en borrador, permitiría redespachar generación y corregir desvíos de forma diaria, reduciendo penalizaciones y bajando el riesgo operativo para las plantas renovables.
A diferencia del mercado spot, esta primera fase sería un mecanismo de ajuste diario gestionado por el operador del sistema, y podría estar vigente este mismo año si existe voluntad política.
Este miércoles se llevó a cabo el VII Fórum Nacional de Energía organizado por LIDE Argentina, bajo el título “Agenda Energética Argentina… lo urgente y lo importante”, en el Alvear Icon Hotel. El encuentro convocó a líderes empresariales, autoridades nacionales y referentes técnicos para analizar los desafíos estructurales del sistema energético y definir estrategias hacia un modelo competitivo, sostenible y soberano.
El presidente de LIDE Argentina, Rodolfo de Felipe, destacó el rol estratégico del sector: “La Argentina tiene muchos impulsores de su desarrollo, pero hay cuatro turbinas en especial que serán capaces de motorizar un gran salto de progreso para el país: el agro, la minería, la economía del conocimiento y la energía. Esta última está llamada a generar una importante cantidad de divisas en los próximos años. Para que eso ocurra, necesitamos una agenda previsible, que priorice lo importante por sobre lo urgente. Energía sustentable, competitiva y soberana.”
Agenda
El primer panel del día reunió a los presidentes de las cámaras del sector: Gabriel Baldassarre (AGEERA), Pablo Tarca (ATEERA), Fernando Pini (ADEERA) y Eduardo Beloqui (AGUEERA), quienes expusieron los principales desafíos del sistema eléctrico nacional. Coincidieron en que la falta de eficiencia, los precios desalineados y las barreras a la inversión requieren una reforma estructural urgente.
Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, presentó los avances en reactores nucleares pequeños. Destacó su potencial para diversificar la matriz energética con soluciones seguras y escalables.
En un panel técnico, Daniel Ridelener (TGN), Oscar Sardi (TGS), Gustavo Chaab (VMOS), Pablo Tarca (TRANSENER) y Eduardo Carranza (Terminal Puerto Rosales) analizaron las restricciones actuales en ductos y electroductos, junto con los proyectos clave para destrabar el crecimiento.
Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, compartió un caso de éxito en energías renovables. Expuso cómo la empresa transforma su operación a través de inversiones con foco en sostenibilidad y descarbonización.
Adolfo Storni (CAPEX), Gabriela Aguilar (Excelerate Energy), Javier Rielo (TotalEnergies Cono Sur) ofrecieron su visión sobre el presente y futuro del sector. El panel fue moderado por Nicolás Gadano.
El cierre de la actividad estuvo a cargo de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti. La funcionaria hizo un análisis del sector energético y dijo que es importante «crear un ámbito confiable y que los privados lo vean perdurable para fomentar la inversión». «Hay que fijar prioridades y entender dónde estamos parados y hacia dónde queremos ir como gobierno”, señaló, ante más de 150 empresarios y analistas del sector.
Martín Genesio, presidente de LIDE Energía y CEO de AES Argentina, expresó su visión con una mirada de largo plazo: “Si bien las urgencias y lo urgente siguen y seguirán copando parte de la agenda, en LIDE Energía volvimos a enfocarnos en lo verdaderamente importante para el sector: que Argentina, con el desarrollo de su potencial, cumpla un rol clave en la transición energética. Consolidar ese camino debe ser la agenda a desarrollar”.
Premio LIDE Energía 2025
Como cada año en la jornada se reconoció a líderes y organizaciones que impulsan el desarrollo energético del país:
Premio LIDE Energía Categoría Articulación Institucional: Cámara Eólica Argentina – Ing. Martín Brandi
Premio LIDE Energía Categoría Innovación Energética: Comisión Nacional de Energía Atómica – Ing. Germán Guido Lavalle
Premio LIDE Energía Categoría Liderazgo Femenino: Lic. Gabriela Aguilar Premio LIDE Energía Categoría Trayectoria Energética: Ing. Daniel Ridelener.
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La OPEP incrementó este martes su pronóstico para la demanda mundial de crudo en 2026, proyectándola en un promedio de 106,52 millones de barriles diarios (mbd), lo que representa un aumento de 100.000 barriles diarios respecto a la estimación anterior y un crecimiento interanual del 1,2%.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) mantiene una visión optimista sobre la evolución del mercado del petróleo, lo que respalda los aumentos de producción implementados desde abril para revertir los recortes voluntarios adoptados en 2023.
El informe prevé para 2025 una demanda de 105,14 mbd, sin cambios en comparación con el documento anterior. Resalta la expectativa de un significativo incremento en el consumo de combustibles para calefacción durante el invierno en el hemisferio norte. Además, anticipa que el consumo actual de 104,3 mbd ascenderá a 105,53 mbd el próximo trimestre y alcanzará los 106,36 mbd en el último trimestre del año.
“En previsión del próximo invierno (boreal), se espera un aumento típico en la demanda de combustible para calefacción, lo que incrementará las necesidades en el hemisferio norte”, apuntan los expertos de la organización, quienes advierten que estas proyecciones dependen de la incertidumbre que puede traer el clima.
La estimación de consumo global para el año siguiente suma 1,38 mbd más, 100.000 bd por encima del informe anterior.
En los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), el incremento se prevé en 0,1 mbd para 2024 y 0,2 mbd en 2025; para el resto de las naciones, el aumento será de 1,2 mbd en ambos años.
La OPEP fundamenta sus previsiones en la expectativa de que “la economía mundial mantenga una trayectoria de crecimiento estable, respaldada por el sólido y consistente impulso observado en el primer semestre de 2025”.
“La previsión de crecimiento económico mundial para 2025 se revisa ligeramente al alza, hasta el 3,0%, mientras que la proyección para 2026 se mantiene en un robusto 3,1%“, ajustes acordes con las últimas estimaciones del Fondo Monetario Internacional (FMI) y aplicables a Estados Unidos, la Eurozona y China. La cifra para India, Brasil y Rusia permanece igual que en el informe anterior.
El 3 de agosto, la OPEP y sus aliados (OPEP+) decidieron incrementar la producción en 547.000 barriles diarios a partir del 1 de septiembre, continuando así con la restitución de 2,2 mbd que habían sido retirados del mercado en 2023 para sostener los precios del crudo.
Este aumento, iniciado en abril y acelerado en los meses posteriores, involucra a ocho de los veintidós países de la alianza: Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán.
El aporte adicional de barriles ha generado inquietud sobre un posible exceso de oferta y presión a la baja en los precios, aunque la OPEP+ asegura que el mercado puede absorber estos volúmenes debido al dinamismo de la economía global.
Analistas observan un cambio en la estrategia de la OPEP+ hacia la recuperación de cuota de mercado, aceptando precios más bajos en lugar de mantener tarifas elevadas mediante recortes.
Una parte significativa de lo recortado desde 2022 ha sido sustituida por producción de competidores ajenos a la alianza.
En su informe, la OPEP estima que esa “oferta rival” alcanzará en 2025 los 54,01 mbd, aumentando a 54,74 mbd en 2026, esta última cifra ajustada a la baja en 100.000 bd respecto a la proyección anterior.
Estados Unidos, Brasil, Canadá y Argentina serán los principales responsables del incremento fuera de la OPEP+.
Los 22 países de la alianza produjeron en conjunto 41,95 mbd en julio, lo que representa un alza de 335.000 bd en comparación con junio, según datos de “fuentes secundarias”, es decir, estimaciones independientes mencionadas en el informe.
Este aumento es inferior al acordado de 411.000 bd para ese mes y abarca las extracciones de Venezuela, Libia e Irán, tres socios de la OPEP que están exentos del límite de producción por motivos particulares.
La empresa Distrigas S.A. avanza con múltiples obras que buscan garantizar el suministro de gas a miles de familias santacruceñas en el extenso territorio provincial. En Río Gallegos, la empresa trabaja actualmente en el barrio Julita Nueva Esperanza, visitado recientemente por el gobernador Claudio Vidal, y en el refuerzo del barrio Virgen del Valle. También está por iniciar el anillado y refuerzo del barrio 22 de Septiembre.
Uno de los proyectos más significativos de la empresa gasífera es la nueva planta de gas que se construye en la manzana 380 del barrio San Benito, ubicada sobre la calle 36. “Va a generar mayor caudal de gas y mayor despresión, permitiendo cubrir toda la ampliación proyectada para Río Gallegos y el crecimiento previsto para los próximos 10 años”, explicó el presidente de Distrigas SA, Marcelo De La Torre, al señalar que “va a permitir, conjuntamente con los refuerzos que se están haciendo, poder cubrir toda la ampliación que se está proyectando para Río Gallegos”.
Según lo indicó De La Torre, las obras que está haciendo Distrigas en la capital provincial se traduce en un beneficio para 2.400 familias, mientras que en el resto de la provincia proyectan duplicar ese número.
Entre las localidades incluidas en el plan de ampliaciones de red de gas figuran 28 de Noviembre, Río Turbio, El Calafate, Tres Lagos, Los Antiguos y, próximamente, sumarán una licitación para la localidad de Pico Truncado. Además, ya se inauguraron los trabajos en Lagos Posadas (cuatro manzanas y 1.800 metros de red) y se concretó la histórica llegada del gas a La Esperanza, una promesa postergada durante más de 50 años. “Había familias que hacía 28 años que vivían ahí, que habían escuchado distintos gobernadores que habían pasado y habían prometido gas para la zona, y en un año y medio le pudimos concretar la construcción de la planta y todo lo que es la red de gas y llevarle gas a esos vecinos”, manifestó el titular de Distrigas, quien afirmó que “estaban muy emocionados y agradecidos”.
Capacitaciones y nuevos móviles
Más tarde, De la Torre explicó que el plan de infraestructura se complementa con capacitaciones sobre manejo de maquinaria pesada para el personal de la empresa y la comunidad en general, organizadas junto a Vialidad Provincial. Las mismas cuentan con un promedio de 60 participantes por curso y se desarrollan en diferentes puntos de la provincia.
Por otra parte, se refirió a la adquisición histórica de 15 nuevos móviles para mejorar el trabajo en el área comercial. “Es una herramienta de trabajo y lleva una mejor calidad laboral a los empleados”, remarcó De la Torre.
Finalmente, precisó que la empresa implementa convenios con juntas vecinales para agilizar los trámites y facilitar la conexión a los usuarios, en el marco de un plan de obras anunciado el 1° de mayo por el gobernador Claudio Vidal.
Luego de meses de trabajo las provincias de Río Negro y Neuquén lograron un gran resultado: asegurar que la fuerza de sus ríos y la energía que producen se traduzcan en más ingresos, más control y más desarrollo para los habitantes de estas dos jurisdicciones. Y, por primera vez, se consiguió el reconocimiento a los estados provinciales como dueños de sus recursos hídricos.
El nuevo esquema garantiza más ingresos por regalías, un nuevo canon por el uso del agua, la creación de un fondo específico para obras y fija plazos concretos para ejecutar trabajos de seguridad hídrica, que protejan aguas abajo a la población, sus bienes y a la producción ante eventuales crecidas.
El acuerdo alcanzado por las represas del Comahue es el fruto de una defensa firme y sostenida de los recursos, un paso decisivo para que la riqueza de la Patagonia se quede en la región y se convierta en futuro para las próximas generaciones.
“Tras meses de trabajo conjunto, diálogo político y defensa constante de nuestros derechos, Río Negro y Neuquén plasmamos un acuerdo con el Gobierno Nacional para la licitación de la operación de los complejos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila. Logramos que por fin se incorporen condiciones reclamadas por nuestras provincias desde hace más de 30 años. El agua es propiedad de los rionegrinos y neuquinos”, consignaron los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck en un comunicado conjunto.
“Este es un triunfo de la unidad norpatagónica, un paso decisivo en la defensa de nuestros recursos: nuestros ríos, la energía que producimos y el esfuerzo de nuestra gente. El nuevo marco concesional no solo corrige vacíos históricos, sino que fortalece el rol de las provincias como actores centrales en la gestión de los recursos estratégicos que generamos para el país”, agregaron.
Los principales logros alcanzados por Río Negro y Neuquén en el nuevo esquema de las concesiones:
Precio de la energía en dólares: el valor de la energía vendida a Cammesa se establece en dólares estadounidenses, otorgando mayor previsibilidad a los ingresos provinciales y mejor estabilidad para proyectar inversiones y facilitar financiamientos.
Porcentaje creciente de energía de libre disponibilidad: los nuevos contratos prevén que las concesionarias dispongan de una proporción cada vez mayor de energía para su comercialización en el mercado, lo que incrementará año a año, de forma directa, los ingresos por regalías hidroeléctricas y cánones que perciben las provincias.
Regalías sobre el total de ingresos: las regalías se calcularán tomando en cuenta la totalidad de los ingresos de las concesionarias, eliminando las ambigüedades que presentaba el esquema actual e incorporando conceptos de cobro que antes se excluían. Es decir, se incluyen el reconocimiento de la totalidad de los conceptos de ingresos en las liquidaciones (a.- potencia disponibilidad real, b.- potencia base en horas de requerimiento, c.- energía operada y d.- regulación de frecuencia que antes solo se abonaban a los concesionarios).
Cobro de regalías en especie: las provincias podrán optar por percibir la totalidad de sus regalías en energía eléctrica de forma física, con la posibilidad de destinarla al consumo dentro de la provincia o revenderla en el mercado o promocionar actividades productivas.
Reconocimiento de la obligación de los concesionarios de obtener información hidrometeorológica de las cuencas y contribuir al financiamiento de la misma.
Canon por uso de agua: el mayor éxito logrado es que se incorpora un canon a favor de Río Negro y Neuquén por el uso del recurso hídrico, inexistente en las condiciones actuales, que representará un nuevo e importante ingreso para ambas provincias y su reconocimiento.
Fondos para obras de protección: un porcentaje de los ingresos que perciba la Nación por la licitación se destinará a obras definidas por la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) con la intervención y definición de las provincias.
Obras de seguridad hídrica: se fija un plazo de hasta 24 meses para realizar los estudios técnicos completos que definan las obras necesarias para garantizar la seguridad de las represas ante la máxima crecida probable, asegurando así el cumplimiento del fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación de hace 16 años (2009).
“Este acuerdo demuestra que cuando las provincias trabajamos en forma mancomunada, con firmeza y sin ceder en lo que nos corresponde, podemos transformar nuestros reclamos en hechos y beneficios concretos -aseguraron los gobernadores- la energía que generan nuestros ríos seguirá siendo motor de producción, empleo y desarrollo para nuestra gente. Con estas nuevas reglas, las represas del Comahue no solo seguirán produciendo electricidad: producen futuro para Río Negro, Neuquén y toda la Patagonia”.
Durante la nueva edición del foro Democracia y Desarrollo, organizado por el Grupo Clarín, el gobernador Rolando Figueroa compartió escenario con el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, y el consultor energético Daniel Gerold. Allí, expuso la visión provincial sobre el desarrollo de Vaca Muerta, las oportunidades para inversores y las políticas que, aseguró, garantizan estabilidad y previsibilidad.
El mandatario destacó el dinamismo de la formación neuquina frente a los cambios del mercado global y afirmó: “Ante la salida de una empresa internacional, inmediatamente crece una nacional o viene una nueva internacional”. Ejemplificó con el caso de Exxon, cuya retirada fue compensada por la inversión de Pluspetrol, “una empresa nacida en Neuquén”.
En este sentido, anticipó el ingreso de una compañía brasileña -esta semana- y de una colombiana en los próximos 15 días, y subrayó que “hay muchas empresas enfocadas en volver a Argentina para establecerse en Vaca Muerta”.
Figueroa señaló que, mientras la macroeconomía es competencia nacional, Neuquén ha logrado construir un entorno político y jurídico estable. “Durante años hemos tenido políticas de Estado muy serias a la hora de brindar seguridad jurídica”, afirmó y reclamó que el país “mire y copie” prácticas provinciales. “Si Argentina tomara el camino que han tomado algunas provincias, sería muy importante el aprendizaje para salir adelante”, reflexionó.
En este punto, defendió un modelo en el que Estado y el sector privado comparten inversiones en infraestructura, como rutas y ductos. “Creemos en la presencia del Estado, pero un Estado ordenado y eficiente”, dijo y resaltó que Neuquén invierte mil millones de dólares anuales en obras, con superávit fiscal y una reducción del 30% en la deuda pública. También señaló el desafío de la fuerte migración hacia la provincia, que demanda 50 aulas nuevas por año, más hospitales y servicios.
El gobernador reafirmó que la explotación no convencional trasciende los cambios de signo político. “En Neuquén cambiamos el signo de gobierno, pero no cambiamos las políticas de Estado” subrayó, a la vez que proyectó que hacia 2030 la provincia podría triplicar la producción de petróleo y duplicar la de gas, con un superávit estimado en 30.000 millones de dólares. “Vaca Muerta nos ha permitido ser resilientes a los vaivenes internacionales y nos prepara para abastecer no solo a Latinoamérica, sino al mundo con GNL”, sostuvo.
Para Figueroa, el desafío es generacional: “No usamos el pretérito pluscuamperfecto del ‘hubiéramos’. Nosotros lo hacemos”. Y cerró con un mensaje que sintetiza su postura: “Siempre nos dijeron que si a la Argentina le va bien, a Neuquén le va a ir bien. Hoy tenemos otra responsabilidad: si a Neuquén le va bien, a la Argentina le va a ir bien”, enfatizó.
Camuzzi fue galardonada con el Premio Fortuna de Oro, la máxima distinción que otorga Revista Fortuna y Editorial Perfil, y reconocida además como la Mejor Empresa Energética de 2025. La elección se basa en criterios de desempeño, innovación y contribución al desarrollo económico del país.
El reconocimiento fue entregado en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, durante una ceremonia que reunió a referentes del sector empresarial y político argentino.
“Este premio es un reconocimiento al esfuerzo colectivo de toda la compañía y un respaldo a la gestión que venimos impulsando para fortalecer el servicio y alcanzar una empresa sustentable”, expresó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.
El directivo resaltó que la Revisión Tarifaria Quinquenal que se ha logrado concluir permitirá sumar a la red a más de 140 mil hogares que hoy dependen de energías más costosas e inseguras, como las garrafas. Asimismo, destacó que, a partir del reordenamiento del sector, se han podido retomar obras estratégicas como las que continuaban pendientes de finalización en la zona cordillerana, gracias al trabajo conjunto con las provincias de Río Negro, Neuquén y Chubut.
“Contar con un esquema tarifario previsible y acorde al costo real de la energía es clave para impulsar nuevas conexiones, potenciar el desarrollo productivo y garantizar un sistema energético sostenible”, subrayó.
Los Premios Fortuna están organizados por Revista Fortuna y Editorial Perfil, distinguen desde hace dos décadas a las mayores y mejores empresas de la Argentina en más de 15 categorías, además de entregar el Premio Fortuna de Oro a la compañía más destacada del año.
Con más de 30 años de trayectoria, Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos del volumen de energía que distribuye anualmente a sus usuarios, el alcance geográfico de sus operaciones y la extensión de su infraestructura.
La compañía presta servicio en las provincias de Buenos Aires, Chubut, La Pampa, Neuquén, Rio Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego y abastece a más de 2.2 millones de usuarios residenciales, comerciales e industriales.
Camuzzi trabaja diariamente para garantizar un servicio seguro, eficiente y de calidad, impulsando obras e inversiones que contribuyen al desarrollo económico y social de las regiones donde opera.
El próximo martes se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas de la licitación de 500 MW sistemas de almacenamiento “AlmaGBA” de Argentina. Y previo a dicho acontecimiento, la Secretaría de Energía de la Nación anunció que los titulares de los 27 proyectos que compiten podrán presentar un sobre B complementario, habilitando la reducción de precios ofertados originalmente.
Esta decisión responde a una modificación arancelaria clave impulsada por el Poder Ejecutivo, dado que, a partir del Decreto 513/2025, publicado el pasado 28 de julio, se eliminó el arancel del 18% para la importación de acumuladores interconectados, afectando directamente el costo de inversión de los sistemas de almacenamiento.
Ante este nuevo escenario, se dispuso que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) reciba sobres B complementarios una hora antes del acto de apertura de ofertas económicas, con la particularidad que deberá incluir un factor de minoración entre 0,90 y 1.
Este coeficiente será aplicado sobre el precio base de la potencia ofertada, determinando así el nuevo valor que se tomará en cuenta para la evaluación de las propuestas. Y según fuentes de CAMMESA, permitirá la reducción de precio de “hasta 10%”.
Y cabe recordar que hay 14 firmas participantes son BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar (únicas dos compañías internacionales presentadas).
Dichas compañías solicitaron una potencia mínima de 1182,5 MW, mientras que la máxima asciende a 1346,9 MW, repartidos en proyectos que van de 10 MW a 150 MW, que deberán poder ser operados al menos 180 ciclos por año y las centrales deberán tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.
De esta manera, las empresas tendrán la posibilidad de ajustar sus propuestas económicas en línea con la nueva estructura de costos, manteniendo sus condiciones técnicas y calificaciones previas. Mientras quienes no presenten el sobre B complementario mantendrán el factor 1, es decir, sin modificación de precio.
Desde CAMMESA aseguraron que si eventualmente llega a haber algún empate se seguirá utilizando el factor de mayoración original, aunque “resulta difícil que haya empates” debido a que con la nueva medida se implementa un factor de minoración que tiene tres decimales y “difícilmente coincidan dos precios”.
La habilitación de este mecanismo busca transparentar la mejora económica que implicará para los proyectos la eliminación del arancel. Según análisis técnicos, esta reducción de barreras a la importación podría representar una mejora cercana a 3% en la tasa de retorno interno de las iniciativas, incrementando su competitividad.
Expectativas de precios y posibles próximas etapas
Si bien no se han develado valores esperados, desde el hay optimismo sobre los precios que se recibirán con esta instancia complementaria y abren la puerta a la posibilidad de otra ronda BESS en el futuro.
“Al haber el doble de potencia ofertada, veremos si la Secretaría de Energía se contenta con asignar 500 MW o si luego habrá una ronda complementaria para aquellos proyectos que no fueran designados”, anticiparon en diálogo con Energía Estratégica.
Es decir que la posibilidad de una ronda adicional no está confirmada, pero se evalúa como una opción si las condiciones del mercado y la calidad de las ofertas así lo permiten. En cualquier caso, la implementación del sobre B complementario fortalece el proceso de adjudicación y consolida a AlmaGBA como un instrumento clave para el impulso del almacenamiento energético en Argentina.
En un contexto de creciente demanda eléctrica y con la capacidad de generación presionada por la falta de inversión en grandes proyectos, el sector privado y diversos especialistas coinciden en que la reactivación de las subastas a largo plazo es una condición indispensable para garantizar el suministro y la competitividad del mercado.
“Hay una necesidad de impulsar de nuevo las subastas, representaban una certeza para los inversionistas y han vivido mucha incertidumbre los últimos años”, aseguró Sofía Díaz Plascencia, especialista en mercado eléctrico, en diálogo conEnergía Estratégica.
La ejecutiva advirtió que, sin este mecanismo, el país difícilmente podrá atraer la inversión necesaria para ampliar la capacidad de generación y cubrir la creciente demanda eléctrica.
Uno de los principales hechos que generó debate sobre el panorama para los inversores fue la salida de Iberdrola del país. La especialista explicó que, más que una reacción al mercado o a la ausencia de subastas, la decisión fue estratégica, ya que “sabemos que parra la compañía su principal ingreso son las redes de distribución y transmisión, y en México no existe ese mercado”.
En su lugar, ingresó la española Cox, con un modelo de negocio distinto. Para Díaz Plascencia, esto refleja que no todas las empresas responden igual a la incertidumbre regulatoria: “Si algo no ha estado funcionando a una empresa, no quiere decir que a otras no les vaya a funcionar. Hay nuevas empresas que están viendo a México como un mercado clave para inversión”.
Cabe recordar que entre 2016 y 2018, las subastas a largo plazo fueron el principal motor de expansión de las energías renovables en México. Estos procesos adjudicaban contratos de entre 15 y 20 años que aseguraban ingresos estables para los desarrolladores. “Si invertías en un proyecto, sabías que durante ese tiempo ibas a tener un ingreso garantizado”, recordó. El esquema ofrecía certidumbre a los inversionistas y permitió la entrada de capital extranjero, aumentando la competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Con el cambio de gobierno en 2019, las licitaciones fueron suspendidas. Díaz Plascencia apuntó que la ausencia de subastas ralentizó el desarrollo de proyectos utility scale, mientras que la generación distribuida creció, pero sin la capacidad de sustituir la escala y el impacto de los proyectos licitados.
El nuevo marco legal aprobado este año incorpora la figura de “producción a largo plazo”, que modificará el concepto tradicional de subasta. Según la especialista, “la totalidad de producción de energía y productos asociados es exclusivamente para la empresa pública del Estado”. Esto significa que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) será el único comprador y representante en el mercado, incluso para proyectos calificados.
La ley también establece que la inversión privada no podrá superar el 46% en este esquema, reservando la mayor parte para CFE. Además, se elimina la figura del autoabasto, que permitía a las empresas asociarse con generadoras para asegurar su suministro. Para Díaz Plascencia, el nuevo esquema reconoce que “CFE no puede dar abasto a toda la demanda del país”, por lo que permite que los privados participen en proyectos de generación. Sin embargo, advierte que concentrar toda la comercialización en un único comprador podría desincentivar a los desarrolladores que buscan diversificar clientes y contratos.
Aunque la nueva ley ya se publicó, la reglamentación secundaria aún no se conoce y se espera que el Gobierno la lance el mes que viene, ya que el 15 de septiembre se cumple la fecha límite de 180 días a la Comisión Nacional de Energía (CNE) para hacer los cambios necesarios.
Díaz Plascencia concluyó que el éxito del nuevo modelo dependerá de que logre combinar el fortalecimiento de CFE con condiciones atractivas para el capital privado. “Esperemos que las leyes secundarias traigan buenas noticias”, proyectó.
Durante su participación en el Ciclo Leaders de Strategic Energy Corp, Enrique García, director de Latinoamérica e Iberia de GCL System Integration, y Vítor Rodríguez, director técnico de Latinoamérica y Europa, presentaron la tecnología que marcará el rumbo de la compañía en los próximos años: los módulos perovskita tándem.
Esta innovación combina celdas de silicio con perovskita, superando el límite de eficiencia del 30% y alcanzando un estimado del 32%. “Estamos tan convencidos que inauguramos una fábrica de 2 GW y comenzaremos a entregar en la segunda mitad de 2026”, detalló Rodríguez. Según García, esta solución permitirá un salto del 8% en eficiencia manteniendo costos competitivos, reduciendo emisiones y consumo energético, con un impacto fuerte previsto para 2027.
La segunda gran apuesta es la trazabilidad de las emisiones de carbono y la reducción de huella en toda la cadena de valor. GCL, cuarto grupo energético del mundo y octavo fabricante global de módulos, ha desarrollado un proceso basado en silicio granular (FBR) que reduce un 74% las emisiones frente al método Siemens, alcanzando una media de 360-370 kgCO₂/kWh, muy por debajo del límite de 500 kg exigido en Francia. “Esto nos permite acceder a más bonos verdes y bonificaciones”, explicó Rodríguez, quien subraya que las ventajas se certifican con auditorías de TÜV Rheinland y el esquema Ecovadis.
La innovación también llega de la mano de la inteligencia artificial. GCL ha implementado una línea de producción inteligente en Singapur que ahora la escalará a todas las etapas, desde obleas hasta módulos. “Con IA mejoramos y optimizamos procesos de producción, calidad del producto y además ayudamos a clientes en operación y mantenimiento”, indicó Rodríguez.
En cuanto a tendencias tecnológicas, GCL desarrolla en paralelo BackContact para aplicaciones comerciales e industriales de bajo albedo y TopCon 2.0 para grandes plantas utility-scale. “Nuestra política es ver los proyectos y decidir junto a los clientes cuál es la mejor solución”, apuntó Rodríguez, destacando la flexibilidad en formatos y tecnologías según las condiciones de cada mercado.
García también analizó el escenario actual del mercado fotovoltaico en Latinoamérica, que califica de “absolutamente insano” por el exceso de capacidad y las ventas a pérdida de varios fabricantes. Explicó que algunos productores han pasado de 20 GW a más de 100 GW en capacidad, pero ahora se ven obligados a reducir líneas porque no logran llenarlas, incluso vendiendo por debajo de costo. “El sector solar se define por la inestabilidad, con cambios regulatorios y de mercado que nos obligan a adaptarnos constantemente”, remarcó.
Frente a ese contexto, GCL ha mantenido en 2024 una ocupación de fábrica del 93%, muy por encima de competidores que operan al 75% y otros al 50%. “Cuando un panel se vende un 10% o 15% por debajo de la potencia contratada, estamos ante un problema de calidad y sostenibilidad del negocio”, advirtió, haciendo referencia a prácticas detectadas en mercados como Brasil.
A esta situación de volatilidad se suma la presión de los precios internacionales: “Los materiales de China han subido un 40%, el silicio en una semana un 25%, el wafer entre un 40% y 43%, y la célula un 17%, por lo que es inevitable que el módulo también suba”, detalló.
Gracias a su integración vertical, GCL ha podido anticipar estos cambios y avisar a sus clientes con días o semanas de antelación, ventaja que atribuye a contar con órganos de decisión que permiten anticipar tendencias tanto en la compra de silicio como en la venta de módulos. El directivo advierte además sobre el impacto de los impuestos chinos a la exportación: el año pasado la devolución del IVA pasó del 13% al 9%, y para 2025 desaparecerá el “rebate”, generando un alza adicional del 9% en los precios de exportación. “Esto añade otra capa de inestabilidad a un mercado que ya es muy dinámico”, afirmó.
Con una estrategia que combina innovación disruptiva, control total de la cadena de valor y relaciones a largo plazo con clientes, García resume el rumbo de la compañía en tres palabras: “Confianza, seguridad y transparencia”.
La Secretaría de Energía retomó este miércoles el diálogo con las empresas del sector eléctrico en el marco del Comité de Seguimiento del Plan de Contingencia 2024-2026 para empezar a diagramar las posibles medidas a implementesar para afrontar los picos de demanda eléctrica del próximo verano, en particular intentando maximizar la disponibilidad de generación en el mercado.
“El país no cuenta con una potencia instalada suficiente como para pasar los picos de demanda de forma tranquila, ante los picos de verano y de invierno vamos a seguir sufriendoy necesitamos generar en el corto plazo medidas que son solamente paliativas, de gestionar la poca oferta que tenemos y gestionar la demanda”, afirmó la secretaria de Energía, María Tettamanti, al cerrar este miércoles el Foro Lide Argentina.
El comité conformado el año pasado ante la perspectiva de una temporada estival crítica comenzará con encuentros quincenales de los que participan representantes de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), agentes generadores, transportistas, distribuidores bajo jurisdicción federal y grandes usuarios. Incluso se realizan consultas con otros organismos relevantes como el Servicio Meteorológico Nacional.
Un participante de ese encuentro señaló a EconoJournal que se comenzó a evaluar el tipo de medidas que se podrán adoptar para los próximos meses, la posibilidad de implementación para el corto plazo y el costo que pueden demandar. En esa análisis se busca maximizar la disponibilidad de las máquinas en el mercado mediante incentivo de precios y trabajar con la demanda no prioritaria que puede tener alternativas de provisión.
El último verano a pesar de haber atavesado temperaturas benévolas el sistema alcanzó su demanda récord de 30.240 Mw el 10 de febrero, en particular por el salto del consumo residencial. La situación se asegura volverá a ser compleja porque en este año no se logró avanzar en nueva infraestructura eléctrica, y todo lo que se pueda construir no tendrá impacto hasta 2027, al menos.
Inversiones de mediano y largo plazo
En ese sentido, Tettamanti explicó que “se está trabajando en generar inversiones a mediano y largo plazo. Por ejemplo, se lanzó la licitación de almacenamiento en Buenos Aires por 500 Mw para la cual se recibieron ofertas por 1.400 Mw, lo que demuestra un gran interés de la industria. Pero también se planean licitaciones de transporte de alta tensión para fin de año, de manera de poder llevar la generación a las zonas de mayor demanda”.
En la segunda quincena de julio, la Secretaria de Energía, a través de la Resolución 311/2025, avanzó con la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados, cyos pliegos estan en elaboración y serán publicados antes de fin de año.
Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40% del consumo eléctrico nacional; la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, que permitirá evacuar parte de la generación de Comahue; y la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.
Estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura necesaria.
En ese marco de necesidad de obras e inversiones, Tettamanti dijo que “la preocupación del Gobierno es crear un ambiente regulatorio confiable para fomentar la inversión privada en todos los eslabones de la energía y aprovechar la ventana de oportunidad de las reservas naturales de gas y crudo. La premisa es que la Argentina vuelva a ser un país donde los inversores y financistas extranjeros vean oportunidades, lo cual depende de políticas públicas consistentes del gobierno nacional, el Congreso, la Justicia, las provincias y los municipios”.
Al analizar la situación del mercado gasífero, la secretaria dijo que “el sector necesita una reorganización. Actualmente, las distribuidoras tienen contratos en el marco del Plan Gas, pero en los picos de invierno sólo tienen la mitad de su necesidad contractualizada. La otra mitad es abastecida por ENARSA como comercializador e importador de GNL, una compra que debería descentralizarse”.
“Es también necesario reordenar el sistema de transporte, ya que existen contratos de capacidad de transporte en rutas donde no hay gas disponible, lo que genera una desconexión entre el mercado formal y la realidad del servicio, con lo cual tambien se busca sincerar el mercado para que se normalice el mercado mayorista”, agregó.
La hoja de ruta hacia el libre mercado
Tettamantim reseñó que “la hoja de ruta energética tiene como objetivo final alcanzar un esquema de libre mercado tanto para la generación eléctrica como para la producción de gas natural. Sin embargo, se necesita una transición cuidadosa para evitar un impacto excesivo en las tarifas y los subsidios”.
En ese sentido, recordó que “en las próximas horas se publicarán los lineamientos que buscan liberar el mercado eléctrico mayorista. Se trabajó con las opiniones del sector y se hicieron modificaciones para fomentar la inversión en nueva generación”.
“El desafío es determinar quién será el comprador de la nueva energía, ya que se busca que no sea Cammesa. Se planea replicar el modelo de licitaciones de almacenamiento, donde la compañía actúa como organizador y los compradores son las distribuidoras o los grandes usuarios. Pero para que las distribuidoras puedan actuar como compradores, deben ser sujetos de crédito, lo cual depende de la renegociación de las deudas que tienen pendientes”, afirmó.
Ese esquema plantea otras cuestiones: “El mayor desafío es eliminar el riesgo para los generadores, creando los mecanismos de garantía necesarios para que inviertan en nueva potencia y puedan venderla a las distribuidoras”, dijo la secretaria, al entender que “las empresas privadas tienen experiencia y flexibilidad para adaptarse, pero necesitan la certeza de que las políticas públicas serán permanentes”.
“El principal temor del sector privado -concluyó- es la falta de garantías de que las regulaciones perduren, lo que se suma al riesgo argentino y al riesgo regulatorio. El éxito del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es un ejemplo de cómo las reglas de juego claras y sostenidas pueden atraer inversiones, y a diferencia de los vaivenes de precios internacionales que las empresas saben gestionar, los cambios regulatorios dependientes del Estado son el riesgo que más desalienta la inversión”.
A partir del despegue de Vaca Muerta, se estima que para 2030 la producción de petróleo se triplicará, mientras que la de gas natural se duplicará. La estimación corrió por cuenta de José Ferreiro, director corporativo de Techint E&C, para quien acompañar esa ampliación de la oferta con una capacidad de transporte adecuada requerirá un nivel de inversión extraordinario. “La infraestructura está en deuda. Hay mucho por hacer”, reconoció el ejecutivo, quien expuso en el Supplier Day junto a Mauro Cabrera, gerente de Construcción de Oleoductos del Valle (Oldelval); Juan Ignacio Rovetta, CEO de Cartellone Oil & Gas y Francisco Di Raimondo, vicepresidente de Moto Mecánica Argentina.
Si algo caracteriza al Grupo Techint, remarcó, es su alto índice de contratación de bienes y servicios argentinos. “A diferencia de lo que muchas veces se dice, este sector genera mucho trabajo. Para un proyecto de escala media, por caso, nosotros contratamos entre 500 y 600 proveedores. De ese total, un 96% poseen procedencia nacional y un 93% son de origen local”, puntualizó.
José Ferreiro, director corporativo de Techint E&C. Foto: Dan Damelio.
En ese sentido, apuntó, uno de los grandes desafíos a sortear se relaciona con la disponibilidad de profesionales. “A través de nuestro programa ProPymes estamos formando talentos, pero todavía faltan recursos humanos capacitados”, se lamentó el directivo, quien -como en otras oportunidades- volvió a hacer foco en la escasez de soldadores y a advertir que los costos domésticos están por encima del promedio mundial.
Incluso los servicios aparentemente menos especializados, indicó, implican desembolsos millonarios. “No siempre se toma dimensión de que servicios de apoyo como el catering o el lavado de ropa representan contratos de varios dígitos. Y las empresas de esos rubros tienen que estar preparadas para cumplir con nuestros estándares de compliance, transparencia y eficiencia energética”, señaló.
Otra variable que no puede soslayarse en los tiempos que corren, afirmó, tiene que ver con la incorporación de tecnología de punta, incluso en los contratos más básicos. “Ni hablar para la provisión de servicios como los movimientos de suelos o los ensayos no destructivos, que involucran montos exponenciales”, añadió.
No se puede pensar un proyecto de grandeza para la Argentina, desde su óptica, sin poner a Vaca Muerta en valor. “Su aporte trasciende lo energético, ya que también puede ayudar a estabilizar la macroeconomía y sostener un Producto Bruto Interno (PBI) industrial. Para aprovechar su verdadero potencial, todos los actores debemos hacer un esfuerzo compartido”, sentenció.
Gestión eficiente
Elevar los niveles de eficiencia con los que se trabaja en el país, según Mauro Cabrera, gerente de Construcción de Oleoductos del Valle (Oldelval), debería ser la mayor prioridad sectorial. “En el Proyecto Duplicar no pudimos llevar adelante esa premisa tan firmemente, ya que la macroeconomía nos complicó bastante. Sin embargo, logramos cumplir muy bien con el presupuesto, registrando un desvío de apenas un 20%, porcentaje bajo para una inversión de 1.400 millones de dólares, la cual fue ejecutada a lo largo de tres años y en un entorno sumamente desafiante”, detalló.
Según su definición, el emprendimiento no sólo ayudó a superar uno de los principales cuellos de botella que limitaban el desarrollo de Vaca Muerta, sino que también se erigió como un importante agente multiplicador de beneficios. “En efecto, mostró un enorme impacto positivo para muchas pequeñas y medianas empresas (PyMEs) y comercios”, subrayó.
Una lección aprendida a partir de la exitosa realización de Duplicar, reveló el ejecutivo, es que con previsibilidad se puede planificar mucho mejor aguas arriba. “Demostramos que cuando se hace un trabajo colaborativo entre los diferentes proveedores y todos estamos alineados bajo un mismo objetivo, resulta perfectamente posible sortear las dificultades que surgen”, expresó.
Mauro Cabrera, gerente de Construcción de Oleoductos del Valle. Foto: Dan Damelio.
El próximo plan de acción de Oldelval, anticipó, tiene que ver con la concreción de Duplicar Norte, iniciativa que ya se encuentra en etapas de licitación. “Es cierto que hay escasez de profesionales, pero para encarar esta obra hemos generado un músculo grande de ingenieros. De no mediar interrupciones y si se dan todas las condiciones necesarias, vamos a aprovechar la curva de aprendizaje transitada”, enfatizó.
La clave, insistió, estará dada por optimizar la eficiencia. “Será vital darles continuidad a los proyectos”, completó.
Ecosistema virtuoso
Enmarcada en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la ampliación de la terminal de Punta Colorada de Oiltanking es la iniciativa de mayor envergadura en la que se encuentra involucrada Cartellone Oil & Gas (COGSAU). En alianza con otra firma, la organización -que apenas cuenta con 10 años de vida- estuvo a cargo de dos de los seis tanques de 50.000 metros cúbicos (m3) de capacidad que se han construido hasta el momento. “Asimismo, realizamos todo el montaje electromecánico del piping”, acotó Juan Ignacio Rovetta, CEO de la empresa, quien calificó al emprendimiento como “el más desafiante en la historia de COGSAU”.
Esa clase de propuestas, aseguró, son generadoras de un ecosistema virtuoso de pequeños proveedores locales. “Que haya 700 personas de distintas procedencias trabajando de manera mancomunada configura un gran cambio para una localidad como Punta Colorada”, sostuvo.
Juan Ignacio Rovetta, CEO de Cartellone Oil & Gas. Foto: Dan Damelio.
Amén de la poca disponibilidad de profesionales y equipos, opinó, una de las mayores preocupaciones que hay en el sector se relaciona con las dificultades para acceder al crédito. “No menos inquietantes son las limitaciones vigentes en materia de logística y supply chain. En esa dirección, considero primordial el trabajo colaborativo y el diálogo entre los contratistas y los clientes. Es plenamente posible coordinar un camino virtuoso para bajar los costos”, manifestó.
Aunque todavía es una compañía relativamente pequeña, expuso Rovetta, COGSAU viene creciendo “mucho y muy rápido”. “Este año la actividad arrancó con gran ímpetu, pero ahora parece estar bastante frenada. Pese a ello, nos favorece el carácter de nuestros accionistas, la familia Cartellone, cuya mirada es de largo plazo. Acabamos de abrir una oficina comercial en Neuquén y estamos a punto de inaugurar un obrador muy grande en Añelo”, adelantó.
Proceso transformador
En el vigente contexto de transformación que experimentan el país y Vaca Muerta, Moto Mecánica Argentina (MMA) pasó de ser una empresa reconocida por la calidad de sus productos y servicios en campo, a una que está trabajando en la automatización de los procesos. “¿Cómo llegamos ahí? Primero, automatizando algunas maniobras”, sintetizó Francisco Di Raimondo, vicepresidente de la firma, que es un ejemplo de incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios de Vaca Muerta.
En una recorrida por Permian, recordó, MMA identificó oportunidades de automatizar un servicio particular de sand management, dado que la purga de los desarenadores todavía se hacía a mano. “Desarrollamos y patentamos un producto para atender eso, y empezamos a ver que dicha maniobra era parte de un proceso mucho más complejo de limpieza de pozo. Entonces nos transformamos en especialistas del proceso”, expuso.
Francisco Di Raimondo, vicepresidente de Moto Mecánica Argentina. Foto: Dan Damelio.
Como resultado, destacó, hoy la firma brinda un servicio de limpieza de pozo que es mucho más seguro y eficiente, y que además aporta información en tiempo real acerca de la operación. “En la misma línea, estamos trabajando en la digitalización de los stacks de fractura. Proveemos la conexión con los pozos de los equipos que tienen Halliburton y Tenaris. En la medida en que eso se automatice y se digitalice, la operación va a ser mucho más eficiente. Tenemos calculado que un set completo automatizado puede fracturar hasta ocho pozos adicionales por año. Estamos hablando de más de u$s 15 millones por cada pozo y gran parte del costo pasa por la terminación”, cuantificó.
Gran parte de los datos recolectados por MMA, ponderó, se usan para tomar decisiones. “Nosotros estamos todo el tiempo captando información con cámaras termográficas, sensores acústicos, etc. Y venimos ordenando todos esos datos para transformarlos en información estratégica. La idea es proveer un crecimiento sostenido, sustentable y transformador. En ese camino desarrollamos un spin-off que se llama Dígito, que tendrá la misión de acompañar a nuestros clientes en la transformación digital del negocio”, anunció.
OBJETO: CONCURSO PUBLICO PARA LA ADJUDICACIÓN DE PERMISO DE EXPLORACION NO CONVENCIONAL Y EVENTUAL CONCESIÓN DE EXPLOTACIÓN, TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS APLICABLE AL ÁREA CINCO SALTOS SUR, DE CONFORMIDAD CON LO DISPUESTO POR EL ART. Nº 124 DE LA CONSTITUCION NACIONAL Y LOS ARTS. Nº 70 Y 79 DE LA CONSTITUCION PROVINCIAL.
PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES: PODRÁ ADQUIRIRSE EN LA SECRETARIA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE, CALLE LOS ARRAYANES Y LOS SAUCES, CIUDAD DE CIPOLLETTI, CP 8324, PROVINCIA DE RIO NEGRO (Teléfono: +540299-4782299), A PARTIR DEL DIA 18/08/2025. EL VALOR DEL MISMO ES DE USD 5.000.
PAQUETES DE INFORMACIÓN TÉCNICA (SISTEMATIZADA Y DIGITALIZADA) DEL ÁREA CINCOS SALTOS SUR ES DE USD 5.923.-
FORMA DE PAGO: DEPÓSITO EN LA CUENTA CORRIENTE N° 900003916 a la orden del Fondo Fiduciario para la Capacitación, Desarrollo Y Fiscalización la Actividad Hidrocarburífera (FoFCaDeFHi), BANCO PATAGONIA S.A.; SUCURSAL 2650; CBU 0340265000900003916006 (CUIT: 30-71552775-4).
PRESENTACIÓN DE OFERTAS: EN LA SEDE DE LA SECRETARÍA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE, LOS DÍAS HÁBILES HASTA EL 10/10/2025 HASTA LAS 10 HORAS.
APERTURA DE OFERTAS: EL DÍA 10/10/2025, A LAS 12:00 HORAS, EN LA SEDE DE LA SECRETARIA DE ESTADO DE ENERGÍA Y AMBIENTE DE LA PROVINCIA DE RIO NEGRO.
GARANTÍA DE MANTENIMIENTO DE OFERTAS: USD 100.000, DE ACUERDO CON LO DISPUESTO EN EL PUNTO 12.10 DEL PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES.
Camuzzi fue reconocida con el Premio Fortuna de Oro, la máxima distinción que otorga Revista Fortuna y Editorial Perfil, y reconocida además como la Mejor Empresa Energética de 2025. La elección se basa en criterios de desempeño, innovación y contribución al desarrollo económico del país.
“Este premio es un reconocimiento al esfuerzo colectivo de toda la compañía y un respaldo a la gestión que venimos impulsando para fortalecer el servicio y alcanzar una empresa sustentable”, expresó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.
El reconocimiento fue entregado en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, durante una ceremonia que reunió a referentes del sector empresarial y político argentino.
Revisión Quinquenal Tarifaria
El directivo resaltó que la Revisión Tarifaria Quinquenal que se ha logrado concluir permitirá sumar a la red a más de 140 mil hogares que hoy dependen de energías más costosas e inseguras, como las garrafas.
Asimismo, destacó que, a partir del reordenamiento del sector, se han podido retomar obras estratégicas como las que continuaban pendientes de finalización en la zona cordillerana, gracias al trabajo conjunto con las provincias de Río Negro, Neuquén y Chubut.
“Contar con un esquema tarifario previsible y acorde al costo real de la energía es clave para impulsar nuevas conexiones, potenciar el desarrollo productivo y garantizar un sistema energético sostenible”, subrayó Macfarlane.
El premio
Los Premios Fortuna están organizados por Revista Fortuna y Editorial Perfil, distinguen desde hace dos décadas a las mayores y mejores empresas de la Argentina en más de 15 categorías, además de entregar el Premio Fortuna de Oro a la compañía más destacada del año.
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos del volumen de energía que distribuye anualmente a sus usuarios, el alcance geográfico de sus operaciones y la extensión de su infraestructura. La compañía presta servicio en las provincias de Buenos Aires, Chubut, La Pampa, Neuquén, Rio Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego y abastece a más de 2.2 millones de usuarios residenciales, comerciales e industriales.
Camuzzi trabaja diariamente para garantizar un servicio seguro, eficiente y de calidad, impulsando obras e inversiones que contribuyen al desarrollo económico y social de las regiones donde opera.
Compañía Mega, empresa dedicada a la industria del gas natural y la petroquímica, realizará la operación de sus plantas en el país en un 100% con energías renovables a partir de un acuerdo de abastecimiento que firmó este miércoles con YPF Luz, la firma de generación de energía eléctrica de la empresa con mayoría accionaria estatal.
La alianza la rubricaron Tomás Córdoba y Martín Mandarano, CEOs de Mega y YPF Luz, respectivamente, “tras un proceso licitatorio abierto y competitivo”, según informó en un comunicado la empresa líder en el procesamiento de gas de Vaca Muerta.
La energía será provista desde el Parque Eólico CASA, en Olavarría (Buenos Aires), y el Parque Solar El Quemado, ubicado en la localidad de Las Heras en la provincia de Mendoza, que será uno de los desarrollos renovables de mayor capacidad instalada de la Argentina y que en enero el gobierno aprobó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El acuerdo entre Mega e YPF Luz implica un contrato PPA (Power Purchase Agreement) por 100.800 MWh/año y “permitirá a Mega cubrir la totalidad de su demanda eléctrica durante los próximos cinco años, lo que equivale al consumo anual de más de 27.300 hogares argentinos”, explicó la mayor exportadora de NGL (líquidos del gas natural) de la Argentina. La disminución en emisiones de CO2 está estimada en 44.352 toneladas emitidas al año.
Abastecimiento estratégico
Tomás Córdoba, gerente General de Compañía Mega, señaló que “este acuerdo con YPF Luz representa un paso clave en la estrategia del negocio y la visión de largo plazo de Mega. De esta forma, logramos el abastecimiento estratégico de energía renovable que nos permite continuar afianzando nuestro camino de crecimiento y excelencia operacional con más tecnología y más inversiones”.
Además, indicó que “con esta iniciativa, Mega refuerza su compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y la innovación, consolidando su liderazgo en la industria energética argentina”.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó que “nos enorgullece que un cliente como Mega elija a YPF Luz para abastecer su consumo eléctrico con fuentes renovables, que se obtienen a partir de los excelentes recursos naturales con los que cuenta el país. Nuestra compañía lidera el market share de venta de energía renovable a clientes industriales, gracias a una amplia cartera de empresas que confían en nuestra excelencia operativa, y ven el abastecimiento de fuentes renovables como una opción costo-eficiente”.
Compañía Mega es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.
En tanto, YPF Luz es una compañía de generación de energía eléctrica eficiente y sustentable, con 12 años de trayectoria. Opera 15 activos distribuidos en 8 provincias del país, con una capacidad instalada de 3,4 GW, que abastecen el 10% de la demanda nacional.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras desde el 18/8/2025 al 31/08/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 30 ofertas de abasto por un volumen total de 24 millones de metros cúbicos día con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,98 por Millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte y de U$S 4,87 por MBTU puesto el gas en el Gran Buenos Aires.
Desde Chubut llegaron 2 ofertas por un volumen total de 800.000 m3/día; desde Neuquen se realizaron 12 ofertas por un total de 9.500.000 m3/d; Desde Santa Cruz 5 ofertas por 3.400.000 m3/día; desde Tierra del Fuego 7 ofertas por un total de 8.800.000 m3/día, y desde la cuenca del Noroeste se realizaron 4 ofertas por un total de 1.500.000 m3/día.
Los precios en el PIST según cuenca de producción variaron desde U$S 3,83 hasta U$S 4,16 por MBTU. Los precios del gas puesto en el GBA variaron desde U$S 4,59 hasta U$S 5,04 el MBTU.
“Hemos perdido 1800 puestos de trabajo jerárquicos”, reconoció el lunes José Lludgar, Secretario General del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz. El dato es alarmante porque los directivos representan una pequeña minoría dentro del conjunto de los empleados de la industria hidrocarburífera. De hecho, se estima que como mínimo unos 4000 petroleros se quedaron sin trabajo en la provincia patagónicaen lo que va del año.
José Lludgar (izquierda) y Rafael Güenchenen.
Lludgar confirmó el dato al participar de una recorrida por el campo donde comenzará a funcionar el equipo de torre Clear 107 que se utilizará para cerrar y sellar de forma definitiva pozos que ya no están en producción. “No la estamos pasando bien (…) Nosotros hemos perdido 1800 puestos de trabajo jerárquicos nomás, que es donde tenemos representatividad. ¿Quieren que les cuente cuantos perdió Rafa? Porque participamos de las reuniones”, aseguró sin aportar finalmente ese último dato. “Rafa” es Rafael Güenchenen, Secretario General del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz, el gremio más numeroso de la industria provincial, quien también estuvo presente en el evento realizado en el norte de la provincia.
José Llugdar, secretario general del sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz.
La salida de YPF
Los despidos son consecuencia de la decisión de YPF de abandonar la provincia luego de ocho décadas para concentrarse en la producción no convencional en Vaca Muerta. La petrolera controlada por el Estado Nacional revirtió diez áreas a la provincia, la cual ahora está avanzando con el proceso destinado a licitar esos bloques.
Como parte del acuerdo que selló su salida, la petrolera acordó poner a disposición seis equipos durante los próximos dos años, y cuatro durante los dos años siguientes, para llevar adelante las tareas de cierre de pozos y sanear así los pasivos ambientales. “Valoren esto, nosotros lo tenemos que valorar y por sobre todas las cosas lo tiene que valorar la gente que integra este equipo. Esto no vino de la nada. Esto se está haciendo únicamente aquí en Santa Cruz haciendo la disposición final de un pozo”, remarcó Lludgar, dejando en claro que los equipos que aportó YPF fueron producto de la negociación de la que participaron los gremios.
“Estamos muy contentos de estar acá, dándole inicio a este equipo, la verdad es que ha costado muchísimo para que esto se pueda dar. YPF se ha ido de todos los yacimientos maduros del país y en el único lugar del yacimiento del país y en el único lugar donde hoy está invirtiendo en reparar las cuestiones mediambientales y finalizar el cierre de los pozos que ya no están operativos es en Santa Cruz. Eso es generación de empleo para muchos de los compañeros que en los últimos meses han perdido sus puestos de trabajo”, sostuvo Güenchenen, en línea con Lludgar.
Secretario General del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz.
Escenario incierto
Más allá de las tareas de remediación, la expectativa de los gremios está puesta en las empresas que van a reemplazar a YPF. EconoJournal informó a fines del mes pasado que las compañías que están en carrera son Patagonia Resources, Roch, Clear Petroleum, Quintana EyP, Brest y Azruge S.A. No obstante, lo que viene no será fácil. YPF se fue porque perdía plata en esas áreas y con un barril de crudo apenas por encima de los 60 dólares es difícil que la situación cambie de manera significativa. Mientras tanto, los trabajadores despedidos esperan en sus casas y viven de la indemnización que cobraron. La gran pregunta es qué pasará cuando esas indemnizaciones se acaben si la industria no se reactiva.
Las empresas de logística en la Argentina están protagonizando una transformación en su modelo de negocio, pasando de ser simples transportistas a convertirse en socias estratégicos de la industria petrolera. Este cambio se enfoca en ofrecer servicios integrales que utilizan nuevas herramientas tecnológicas y la integración de los distintos actores. El objetivo es superar los cuellos de botella en la infraestructura vial, maximizar la eficiencia operativa y reducir los costos.
Las empresas de transporte recorren en Neuquén decenas de millones de kilómetros al mes con cientos de unidades, por lo cual experimentan a diario la falta de infraestructura y los cuellos de botella de la industria. Desde esa perspectiva los directivos de Andreani Grupo Logístico, Río Neuquén Distrito Industrial, Loginter y Tansporte Peduzzi abordaron en el segundo Supplier Day que organizó EconoJournal este martes, el aporte que estas empresas pueden realizar a la búsqueda de eficiencias en que se embarcó el Oil & Gas.
Gonzálo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani Grupo Logístico, resaltó que “todas las industrias se apalancan en la tecnología y la cadena de suministros no se queda afuera, pero si queremos ver cómo bajar costos en torno al precio del kilómetro de camión, depende de la disponibilidad y la mala noticia es que el desarrollo de Vaca Muerta va a coincidir con el desarrollo de la minería y el precio es muy probable que tienda a crecer en los próximos años».
Para Cicilio “la forma de aportar a la reducción de costos es mirar el abastecimiento en la compra de los materiales, en los deliveries, en la gestión de los inventarios de stock. Las automotrices lograron un modelo de just in time con un ahorro de entre 30% y 40% de esos costos y lo mismo se puede hacer en el sector del Oil & Gas”.
La gestión integral de la logística
En similar sentido, Lucas Albanesi, gerente comercial de Río Neuquén Distrito Industrial destacó que “Neuquén tiene un crecimiento exponencial en los últimos años, y el aporte desde la logística a la industria es tener una mirada muy puesta en la sostenibilidad, poniendo el eje en resolver problemáticas hoy sensibles que se vienen dando a un ritmo vertiginoso porque Vaca Muerta requiere una instalación inmediata de nuevas empresas«.
«Somos una iniciativa público-privada para resolver la instalación de las empresas en parques industriales para operar en Vaca Muerta y dar soporte a esta industria», resaltó Albanesi. «Y somos el primer parque industrial privado, porque no hay otro con este formato en la provincia. En Neuquén la iniciativa siempre fue estatal, donde la tierra la ponía el estado y las empresas resolvían las problemáticas de infraestructura», agregó.
Por su parte, Lucas Carbone, director de Desarrollo de Negocios y Proyectos de Loginter, explicó que “el segmento Oil & Gas de la empresa comenzó de la colaboración con YPF, para ayudar a hacer la innovación y cambios en las operaciones, y meterle tecnología a cada uno de los procesos. Ellos querían unificar, ordenar la planificación de materiales, insumos y equipamiento, y tener una lectura desde el proveedor hasta que llega a los almacenes, yacimientos o donde se entregue.»
Esa experienfcia le permitió desarrollar un sistema propio. “El ‘Supply Sync‘ facilita la conectividad del proveedor, la empresa de petróleo y el operador logístico, unifica toda la traza a través de seguimientos, generación de QR para los bultos, identificación, consolidación de la carga para que tenga un beneficio en el costo de envío desde los distintos hubs y le va permitiendo al dador facilitarse cuando va a recibir esa mercadería, lo que elimina sobrestocks», explicó.
Finalmente, Juan Cruz López, director de Transportes Peduzzi, comentó el trabajo que la empresa viene realizando en la integración de servicios y en ofrecer soluciones. “A través del grupo participamos integralmente desde la construcción de las locaciones, servicios de mantenimiento, atención de los perforadores, y fuimos los primeros en implementar una sala de control con telemetría en los tanques porque somos el Prosegur que mueve la plata de las petroleras”.
«Nos vamos a convertir en empresas de servicios mucho más integrales, proveedor de control de sólidos, toda la logística en el pozo y seguramente a futuro lo que es cualquier insumo que se requiera. Estamos viendo el negocio de la arena húmeda que se integraría en la misma locación, con la misma logística. Operaríamos todos los servicios alrededor de un equipo de perforación. Al estar todo integrado se pueden reducir costos indirectos«, reseñó Peduzzi sobre la visión de la compañía.
El desarrollo de Vaca Muerta marcó un punto de inflexión en la historia reciente de la cadena de valor del oil&gas. La apuesta por la innovación pasó a ser un requisito clave para que las empresas puedan aprovechar las nuevas oportunidades y distinguirse dentro de una industria petrolera que busca competitividad permanentemente. Representantes de Transeparation, ETA S.A., Geocontrol, Tres G/GyG Servicios, y MES expusieron en el Supplier Day de EconoJournal cuáles son las áreas en las que están innovando y reflexionaron sobre la importancia de internacionalizarse.
Transeparation es una empresa de servicios de ingeniería y procesos fundada en 2009 y que ya logró internacionalizarse. Federico Gayoso explicó que la empresa eligió a los Estados Unidos como punto focal para su expansión y desde allí hacer proyectos en ese y en otros países. «Creo que la flexibilidad es el primer valor que llevamos como ingenieros argentinos», reflexionó Gayoso.
El representante de Transeparation definió que para una empresa de servicios de ingeniería la innovación actualmente pasa por la generación de datos y cómo compartirlos y trabajarlos para obtener resultados. También advirtió sobre la relevancia de incorporar nuevas estrategias de contratación poco conocidas en el país, como el premium delivery o el premium pricing. «Falta más diálogo y colaboración entre los distintos actores para implementar esto a nivel local», analizó.
Federico Gayoso, de Transeparation.Foto: Dan Damelio.
Para Dario Lattanzio, de ETA S.A., una empresa especializada en la producción, el manejo y la logística de explosivos para operaciones petroleras, gracias a su internacionalización ahora participan activamente en el International Perforating Forum, contribuyendo a la innovación en normas para la industria del perforating. «Ahora estamos trabajando en un subcomité para agregar una sección más a la 19B, que es la de punzados de pozos», contó.
ETA S.A. lleva 45 años en el mercado. La empresa tiene fuera del país un centro de distribución en Brasil, plantas en México y Venezuela. También llegó a tener un centro de distribución en los EE.UU., en donde siguen comercializando sus productos. «Cuando empezaba el no convencional en EE.UU. llevamos algunos productos. Los usaban, y hoy son productos que se usan acá. O sea, desarrollos que nacieron por necesidades de otro mercado, la evolución del mercado local los llevó a ser útil», dijo Lattanzio.
Geocontrol es una empresa especializada en control geológico y geoquímico de pozos no convencionales del país, que en los últimos dos años amplió su presencia en el mercado internacional asentándose en países como México y Brasil. «Nuestro core business se achicó acá, pero sigue de la misma manera en los lugares donde se desarrolla el convencional», dijo Oscar Erretegui.
Dario Lattanzio, de ETA S.A. Foto: Dan Damelio.
El representante de Geocontrol contó las nuevas herramientas digitales que están implementando. «Toda la geología que vamos recogiendo en el pozo, la estamos llevando a la nube y estamos haciendo una visualización y un control remoto. También tenemos nuestra sala de control en la base nuestra, que se puede replicar al cliente. Todo eso nos trajo un poco el tema de la internacionalización e irnos a offshore donde la tecnología es mucho más avanzada y luego la trajimos de vuelta para acá», repasó.
A partir de ese contacto con la industria internacional es que Geocontrol también está incursionando en nuevos servicios para Vaca Muerta. «Pusimos un foco hace dos años en otro servicio que no tiene que ver con geología, pero que está en producción, que es la implementación del sistema de artificial lift para lo que va a venir en Vaca Muerta. Los pozos están bárbaros, pero en poco tiempo eso decae y después hay que levantar ese producto, que hoy como no hay mucho transporte, no es una preocupación para las operadoras. Nos anticipamos y trajimos el sistema de lift, que es lo que hoy en más de 250.000 pozos entre Estados Unidos y Canadá se está usando», dijo Erretegui.
Oscar Erretegui, de Geocontrol. Foto: Dan Damelio.
Logística y control de emisiones
Por otro lado, Leopoldo Garcia, de Tres G y GyG Servicios, dos empresas de logística dentro de Vaca Muerta, remarcó que buscan importar experiencias del extranjero para mejorar sus servicios.
GyG Servicios es una empresa que ofrece soluciones de movilidad en todo lo que es pick up para la industria y el mantenimiento de flota tanto propia como de terceros, mientras que Tres G ofrece servicios de recolección de residuos originados en la producción petrolera y su transporte a los lugares de disposición final.
García contó que en Tres G adecuaron la flota de unidades de recolección para poder transportar más volumenes de residuos por viaje. «En un principio empezamos solamente con camiones, y vimos que para ser más eficiente y más sostenible el negocio, había que incorporar otro tipo de unidades que no se utilizaban, como carretones, semis, y poder armar formaciones mixtas de camiones más carretones y semis», dijo.
Leopoldo García, de Tres G y GyG Servicios. Foto: Dan Damelio.
Finalmente, Francisco Díaz Telli, de Make Energy Sustainable(MES), empresa especializada en la detección de pérdidas de gases, explicó que desarrollaron un software de clase mundial para cuantificar las emisiones.
«Un dato preciso nos permite tomar una mejor decisión. Para tener un dato preciso, incorporamos un montón de tecnología. Para buscar pérdidas, trabajamos con espectrómetros láser, cámaras ópticas que están asistidas por inteligencia artificial. Trabajamos con drones y hemos desarrollado nuestro propio software para hacer la cuantificación de las mediciones. Es un desarrollo que lo hicimos acá, es uno de los siete software que hacen eso, que existen a nivel mundial, pero todo desde Vaca Muerta», explicó Díaz Telli.
La gasificación de los consumos energéticos es una agenda que va ganando terreno a la par del crecimiento de la producción de gas natural en Vaca Muerta. Representantes del Enargas, Bertotto Boglione, JBS y Spark analizaron en el Supplier Day que organizó EconoJournal las oportunidades concretas y los avances regulatorios que respaldan la gasificación.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) este año realizó avances en la actualización de distintas normativas vinculadas con la utilización, transporte y almacenamiento de gas natural comprimido y de gas natural licuado. «Argentina tiene toda una historia con respecto al gas natural, pero había que hacer una actualización. Tenemos empresas que pueden tomar tecnología que por distintas circunstancias no se podía aplicar y hoy se puede«, dijo Graciela Bravo, gerenta de Innovación y Normalizacion de Enargas.
«Hemos trabajado sobre todo lo que es específico de NAG (Normas Argentinas de Gas), tanto en camiones como en equipos de transporte a granel de GNC. Estamos por sacar una NAG específica de GNL, que ya estaba y la estamos actualizando. Hemos actualizado el reglamento del sujeto almacenador, que en el caso específico de un yacimiento no aplicaría, porque no es un sujeto de la ley 24.065, pero sí aplica en otros casos como en la minería, como es el transporte de buses», repasó Bravo.
Como ejemplo del impacto positivo que puede tener la gasificación del transporte vehicular acompañada por la nueva normativa, la funcionaria del Enargas citó el caso de la ciudad de Posadas en Misiones. «Es una provincia absolutamente aislada del sistema de gas y, sin embargo, a través de estos equipos se puede pensar en tener un punto de entrega, transportarlo a granel y tener áreas en donde era impensado tener micros a GNC«, dijo.
Graciela Bravo, del Enargas.
Las empresas frente a las oportunidades
La creciente disponibilidad de gas está impulsando oportunidades concretas en materia de transporte vehicular y de reemplazo del gasoil en las operaciones de upstream en Vaca Muerta.
Juan Manuel Bazual, de JSB.
El titular de JBS, Juan Manuel Bazaul, subrayó los avances en la utilización de la flota de camiones a GNC que incorporaron en el 2023. «Compramos ahora primero diez camiones a GNC. El primer contrato era de milla larga, que es Entre Ríos, Diamante y Añelo. Ahora vamos a empezar a hacer última milla porque gracias al Enargas e YPF, en una gran colaboración con ambos, podemos abastecer los camiones con GNC en Añelo y hacer la última milla sin ningún inconveniente. El camión tiene 800 kilómetros de autonomía», dijo Bazaul.
A su turno, Eduardo Borri, presidente de Bertotto Boglione, resaltó las oportunidades de negocio que la compañía observa en materia de gasificación. «Por un lado está la movilidad, que JBS ya la viene desempeñando muy bien en sus equipos que ha adquirido. Pero por otro lado tenemos que llevar el gas a los sets de fracturación, llevar el gas a donde se consuma, reemplazar ese diesel que yo mencionaba antes por una una energía mucho más más limpia. Queremos ser parte de la solución en todo lo que sea gas, generando equipos de transporte, compresión, descompresión, también en GNL», sostuvo Borri.
Eduardo Borri, de Bertotto Boglione.
Por último, Mary Esterman, presidenta de Spark, resaltó cómo su compañía de ingeniería es un ejemplo de las nuevas empresas que surgieron en los últimos años gracias al boom de producción en Vaca Muerta para atender las distintas necesidades de los clientes en la cadena del oil & gas. «Nuestro propósito fue generar ingenieros, talento, valores, para poder darle al desarrollo energético del país, poder ir desde el punto cero, desde lo básico, lo conceptual, hasta la operación puesta en marcha y operación», contó Esterman. «Conocemos desde el mercado qué es lo que necesita el mercado, qué necesitan nuestros clientes para sacar el petróleo y el gas de debajo de la tierra», añadió.
Networking: más de 450 personas participaron de una nueva edición del Supplier Day, el evento de EconoJournal que reunió a los actores de la cadena de valor del Oil&Gas.Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources, estuvo en la apertura del evento.La consultora Sabina Trossero, una de las impulsoras de la agenda de debate del Supplier Day.En la jornada se hizo foco en los desafíos inmediatos y coyunturales para escalar el desarrollo energético.Dante Sica, ex Ministro de Producción y Trabajo, análizó la gestión empresarial en tiempos de costos crecientes en dólares.Lucila Lalanne, directora senior de Comunicación y Prensa del Grupo Techint, que moderó uno de los paneles de la jornada.Diego Martínez (Weatherford), en el Supplier Day.Eduardo Borri (Bertotto Boglione), en la nueva jornada del evento que nuclea a los actores clave de la industria energética.Federico Watkins y Nicolás Gandini en un nuevo Supplier Day.Lucas Albanesi, deRío Neuquén Distrtito Industrial, exhibió cuáles son las opciones reales de mejora en Vaca Muerta.Francisco Di Raimondo (Moto Mácnica Argentina); Juan Pablo Grussi (Tenaris); y Hernan Carbonell (Halliburton); participaron del quinto panel de la jornada. Guillermo Murphy (Tecpetrol) disertó sobre las transformaciones de la cadena de valor. El décimo panel estuvo dedicado a la agenda logística. Participaron: Gonzalo Cicilio (Andreani Grupo Logístico); Lucas Albanesi (Río Neuquén Distrito Industrial); Lucas Carbone (Loginter); y Juan Cruz López (Transporte Peduzzi).Graciela Bravo (Enargas) formó parte del pannel: «El gas natural como un multi-agregador de valor en el segmento de servicios»LucianoPompei; Juan Pablo Pintar y Alejandro Dugo dijeron presente en el Supplier Day.Walter Actis (YPF) explicó cómo aplicar Inteligencia Artificial para eficientizar la estructura operativa en Vaca Muerta.Juan Ignacio Rovetta (COGSAU) formó parte del panel: «La ampliación de la infraestructura como oportunidad para la cadena de valor».Juan Torrone, Walter Actis; Luis Lanziani; Lenin Briceno y Francisco Di Raimondo. Alejandro Monteiro, secretario ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), formó parte del evento que se desarrolló este martes en Buenos AiresMarcelo Giofrre (Pan American Energy); y Guillermo Murphy (Tecpetrol); encabezaron el segundo panel de la jornadaLuis Lanzani y Vanesa López estuvieron presentes en la nueva edición del Supplier Day.Natalia Muguerza, del Depósito Fiscal y Aduanero del Neuquén, en el evento que se desarrolló en el Salón Dorrego del Hípico Alemán.Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata.Junto a Svant, EconoJournal midió las emisiones asociadas a la organización y participantes. Los resultados servirán como base en la toma de decisiones para generar eventos más sustentables y realizar acciones de compensación.Mauro Cabrera (Oldelval); Juan Ignacio Rovetta (COGSAU); y Jose Ferreiro (Techint Ingeniería y Construcción); disertaron sobre la ampliación de la infraestructura como oportunidad para la cadena de valor.Pablo Zelerteins (Pluspetrol) dio cuenta de los nuevos desafíos en el segmento de servicios.Francisco Di Raimondo (Moto Mecánica Argentina) disertó sobre la incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios en Vaca Muerta.Leonardo Brkusic (cenrto), del GAPP, referente de la cadena de valor de Oil&Gas. Federico Gayoso (Transeparation), Darío Lattanzio (ETA SA), Oscar Erretegui (Petrohard y Geocontrol) y Leopoldo García (Tres G y GG Servicios); fueron parte de la segunda edición del Innovation Talks que tuvo lugar en el Supplier Day.Virginia Marinsalta y Ángel López estuvieron en el evento organizado por EconoJournal.Alejandro Hunko, director comercial de INGENER, en la nueva edición del evento dedicado a la cadena de valor de la industria del Oil&Gas.Patrick Galletti, VP de Nabors para Latinoamérica, y la diputada nacional Lorena VillaverdeSupplier Day 2025: el encuentro reunió a distintos referentes de empresas de servicios, proveedores y operadoras.Carlos Damian Mundin, CEO de BTU en el Supplier Day.Pablo Fiscaletti (QM) habló sobre calidad, tiempos e inteligencia para ganar productividad.La jornada se desarrolló bajo el eje: «Inteligencia operacional: Cómo potenciar la cadena de valor con eficiencias e integración para escalar el desarrollo energético»Darío Lattanzio, de ETA SA, fue uno de los speakers del Innovation Talks.El encuentro fue clave para potenciar el networking de los referentes del sector.En la jornada participaron más 430 personas.
Camioneros reclaman el pago de indeminzaciones y salarios adeudados por NRG.
El sindicato de Camioneros de Neuquén y Río Negro realiza un paro total y protestan en el ingreso a diferentes yacimientos de Vaca Muerta ante el despido de 600 trabajadores que pertenecían a la empresa NRG Argentina que comercializa arena para hidrofractura.Pese a la fuerte presencia de Gendarmería, la protesta no fue desalojada debido a que no hay bloqueo al tránsito.
La medida de fuerza comenzó hoy a las 6 ante el fracaso de las negociaciones que mantenían los dos gremios con la empresa NRG -que se encuentra en concurso de acreedores- y con las operadoras, tal como había publicado EconoJournal. La protesta incluye la adhesión de transportistas de diferentes empresas que paralizan tareas en los yacimientos de Shell, Phoenix, Total y Tecpetrol.
Desde el Sindicato de Camioneros de Río Negro explicaron que el paro se decidió luego de que la empresa radicada en Allen reconociera un pago menor al acordado para 100 trabajadores despedidos. A la fecha, la compañía adeuda salarios, aguinaldos e indemnizaciones.
«La medida se tomó tras conocerse que las empresas intentaron hacer firmar a los trabajadores despedidos de NRG acuerdos que solo reconocían el 20% de lo que se les adeuda, además de una cláusula que vulneraría los derechos de reclamo y reincorporación laboral», indicaron desde el gremio que lidera Gustavo Sol.
El pasado 1 de agosto culminó la conciliación obligatoria que la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén había dictado ante una protesta lanzada por Camioneros. Vencido el plazo, el sindicato retomó la medida ante la falta de avances en las negociaciones.
La propuesta
Fuentes del sindicato explicaron que, además de no completar el pago acordado para los choferes desvinculados, la empresa habría solicitado la firma de una cláusula que obligaba a los trabajadores a no realizar medidas de fuerza o regresar a los yacimientos. Ante esto, el gremio consideró que la maniobra «vulnera los derechos de los 600 despedidos y no soluciona el conflicto».
“Quisieron extorsionar a los trabajadores con migajas y no vamos a permitirlo. Las empresas están jugando con la desesperación. Esto fue un vergonzoso intento de manipulación”, manifestó Sol, secretario general del gremio camionero.
El sindicalista aseguró que “les quisieron dar solamente el 20% de lo que les corresponde y hacerles firmar que los que sigan en reclamo no van a poder volver a ingresar a sus yacimientos. Es una clara amenaza”. Además, responsabilizaron a las empresas Shell, Tecpetrol, Total y Phoenix por la situación y las señalaron de no aportar los fondos necesarios para resolver el conflicto.
Gendarmería se encuentra en los yacimientos. Sol aseguró que no levantarán la medida de fuerza hasta que haya una propuesta concreta.
El paro
«El paro es un éxito. El acatamiento es total. No vamos a aflojar porque demostramos que tenemos razón en nuestro planteo», sostuvo el secretario genera de Camioneros de Río Negro en diálogo con EconoJournal.
«Las conciliaciones no sirvieron para nada ya que las empresas insisten en no hacerse responsables de lo que les pasa a los trabajadores», agregó el sindicalista, quien afirmó que la medida se mantendrá por tiempo indeterminado y se levantará solo en caso de «una propuesta concreta. Queremos el bienestar de todos los trabajadores de NRG», finalizó.
Camuzzi fue galardonada con el Premio Fortuna de Oro, la máxima distinción que otorga Revista Fortuna y Editorial Perfil, y reconocida además como la Mejor Empresa Energética de 2025. La elección se basa en criterios de desempeño, innovación y contribución al desarrollo económico del país. El reconocimiento fue entregado en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, durante una ceremonia que reunió a referentes del sector empresarial y político argentino.
Alejandro Macfarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora, destacó el valor del galardón en un momento clave para la industria energética.
“Este premio es un reconocimiento al esfuerzo colectivo de toda la compañía y un respaldo a la gestión que venimos impulsando para fortalecer el servicio y alcanzar una empresa sustentable”, expresó Macfarlane.
El directivo resaltó que la Revisión Tarifaria Quinquenal que se ha logrado concluir permitirá sumar a la red a más de 140 mil hogares que hoy dependen de energías más costosas e inseguras, como las garrafas. Asimismo, destacó que, a partir del reordenamiento del sector, se han podido retomar obras estratégicas como las que continuaban pendientes de finalización en la zona cordillerana, gracias al trabajo conjunto con las provincias de Río Negro, Neuquén y Chubut.
“Contar con un esquema tarifario previsible y acorde al costo real de la energía es clave para impulsar nuevas conexiones, potenciar el desarrollo productivo y garantizar un sistema energético sostenible”, subrayó.
Los Premios Fortuna están organizados por Revista Fortuna y Editorial Perfil, distinguen desde hace dos décadas a las mayores y mejores empresas de la Argentina en más de 15 categorías, además de entregar el Premio Fortuna de Oro a la compañía más destacada del año.
Con más de 30 años de trayectoria, Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos del volumen de energía que distribuye anualmente a sus usuarios, el alcance geográfico de sus operaciones y la extensión de su infraestructura.
La compañía presta servicio en las provincias de Buenos Aires, Chubut, La Pampa, Neuquén, Rio Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego y abastece a más de 2.2 millones de usuarios residenciales, comerciales e industriales.
Camuzzi trabaja diariamente para garantizar un servicio seguro, eficiente y de calidad, impulsando obras e inversiones que contribuyen al desarrollo económico y social de las regiones donde opera.
La industria petrolera apuesta a largo plazo, se enfoca en los costos y la infraestructura para superar los precios bajos del crudo y lograr la meta de exportaciones millonarias. A pesar de un escenario global de precios del crudo relativamente bajos, la industria petrolera mantiene su optimismo y su apuesta a largo plazo por Vaca Muerta. La competitividad se presenta como el gran desafío, y la reducción de costos todavía tiene un buen camino por recorrer en las distintas etapas de producción, tal como plantearon el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, y su par de YPF, Horacio Marín. […]
El proyecto busca licitar nuevas áreas, poniendo el foco en el potencial no convencional del oeste provincial. La provincia de Río Negro implementa mecanismos de control a las concesiones hidrocarburíferas establecidos por la ley de prórroga, que incluyen instancias técnicas a cargo de la Secretaría de Hidrocarburos y espacios participativos con legisladores, cámaras empresariales, sindicatos y otros actores vinculados a la actividad. En ese marco, se constituyó recientemente la Comisión de Seguimiento de Contratos de Prórroga, convocando como primer caso a la empresa Vista. Según se informó, la participación se amplió a sectores sindicales y a representantes de distintos ámbitos […]
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El Gobierno Nacional informó que el Comité Evaluador del RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) aprobó el séptimo proyecto, por una inversión de más de US$250 millones. Así lo hizo saber el ministro de Economía, Luis Caputo, en sus redes sociales.
Se trata de un parque eólico que producirá energía renovable. El mismo fue presentado en conjunto por Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y la productora de acero ACINDAR.
Esta sociedad, además, está a cargo del otro parque eólico y solar San Luis Norte, situado en la localidad de Belgrano, provincia de San Luis. Este cuenta con una potencia total de 112,5 megawatts (mw).
El nuevo proyecto contará con una capacidad de 180 mw para producir energía renovable, y estará ubicado en la localidad de Olavarría, provincia de Buenos Aires.
Importante
El Comité Evaluador del RIGI aprobó el 7mo proyecto. Se trata del Parque Eólico Olavarría presentado por PCR y ACINDAR. La inversión será de más de USD 250 millones y el parque tendrá una capacidad de 180MW de energía renovable.
“El Comité Evaluador del RIGI aprobó el 7mo proyecto. Se trata del Parque Eólico Olavarría presentado por PCR y ACINDAR. La inversión será de más de USD 250 millones y el parque tendrá una capacidad de 180MW de energía renovable”, indicó Caputo en sus redes.
Con este nuevo anuncio por parte del titular del Palacio de Hacienda, ya son siete los proyectos aprobados por el Comité Evaluador, sobre un total de 14 presentados, y el monto total asciende a los US$12.835 millones.
Parque Solar El Quemado (inversión por US$211 millones): creación de un parque solar fotovoltaico en Las Heras, provincia de Mendoza.
Oleoducto Vaca Muerta Sur (inversión por US$2.486 millones): consiste en un oleoducto de 437 kilómetros de extensión que conectará Allen con Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
Planta de licuefacción de GNL (inversión por US$6.878 millones): consiste en la licuefacción de gas natural en el Golfo de San Matías, provincia de Río Negro.
Proyecto Río Tinto (inversión por US$2.724 millones): consiste en la extracción y procesamiento de litio en el salar de Rincón, provincia de Salta.
Proyecto Galan Litio (inversión por US$217 millones): exportará cloruro de litio por US$180 millones anuales a partir de 2029, desde la provincia de Catamarca, en el Salar del Hombre Muerto.
El titular del Sindicato de Petroleros Privados de Mendoza, GabrielBarroso, denunció por la 750 que el sector que representa sufrió más de 900despidos en medio de fuertes cambios sobre las operarias del norte de la provincia.
Barroso afirmó que están viviendo una situación muy compleja “después de la decisión de la empresa de bandera de abandonar las áreas maduras en todo el territorio”.
“Han aparecido algunos personajes que no sé de dónde aparecieron, porque no tienen historia en la actividad, y agarraron con licitación todo el norte de Mendoza, que es de los cluster más grande que tenemos”, explicó sobre Petróleos Sudamericanos.
Y añadió sobre el casi millar de despidos en el sector: “Y estamos viviendo cosas que nunca vimos y no creo que volvamos a ver, tampoco. Contamos todos los días bajas”.
El gremialista denunció que, hubo por lo menos 900 despidos desde que se hizo cargo de las áreas Petróleos Sudamericanos con la cesión que se realizó por parte de la empresa YPF de las áreas maduras Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán.
Además de las bajas en los contratos, Barroso señaló que hay empleados que cobran con retrasos de entre 15 y 20 días; y que las empresas contratistas son las que más están en problemas, ya que “al no haber tenido trabajo durante tantos meses, no pueden pagar las indemnizaciones de los empleados”.
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén advirtió que los trabajadores del yacimiento de Vaca Muerta podrían volver a parar sus actividades, debido a que las cámaras empresarias no están cumpliendo con la conciliación obligatoria dictada por la Secretaría de Trabajo de la Nación.
El gremio afirma que quedaría en “libertad de acción” para retomar las medidas de acción directa debido a que la conciliación implica retrotraer la situación al inicio del conflicto, lo que significa que los empresarios deberían retomar al personal cesanteado, cosa que hasta hoy no ocurrió.
El secretario general del sindicato, Marcelo Rucci, afirmó que desde el gremio “acatamos lo que nos dictó la conciliación, suspendimos el paro, pero vemos que no hay reacción de las cámaras”.
Rucci advirtió que “no se levantaron la mayoría de los despidos” y señaló que “en este tiempo de conciliación solo hemos podido hablar con dos empresas, YPF y Tecpetrol, con las cuales avanzamos muchísimo y estamos muy cerca de un acuerdo, pero con el resto de la industria no hubo ninguna reunión”.
El conflicto se inició cuando el sindicato fueal paro tras denunciar la pérdida de 3.200 puestos de trabajo en Vaca Muerta, entre unos 1.200 despidos y 2.000 suspensiones.
El origen de la situación radica en que las obras para la salida de petróleo y gas hacia el Atlántico, para su exportación, no están terminadas, lo que genera que las empresas estén con su stock completo y se cree un “cuello de botella” en la producción.
Rucci dijo a los medios de comunicación: “Hay que ser ordenados, sentarse en una mesa, dialogar y buscar la mejor manera para que esto funcione. No queremos ser un obstáculo en el crecimiento de Vaca Muerta, pero tampoco vamos a permitir avasallamientos ni condiciones que perjudiquen a los trabajadores”.
La Secretaría de Energía autorizó a la empresa Vientos La Genoveva II Sociedad Anónima Unipersonal (S.A.U.) a continuar operando como Agente Generador en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como nueva titular de los parques eólicos Olivos, ubicado en Villarino, provincia de Buenos Aires, y Manque y La Castellana II, en Río Cuarto, Córdoba.
La resolución se dictó tras la absorción societaria por parte de Vientos La Genoveva II de las firmas CPR Energy Solutions, CP Manque y CP Los Olivos, anteriores titulares de los parques, que ya se encontraban incorporadas al MEM.
Según informó CAMMESA, la compañía cumplió con todos los requisitos técnicos y administrativos exigidos por la normativa vigente para su habilitación, mientras que las empresas cedentes acreditaron el cumplimiento de los procedimientos para el traspaso de titularidad.
La solicitud de cambio fue publicada en el Boletín Oficial el 16 de mayo de 2025 sin recibir objeciones, y la medida entra en vigencia a partir de su publicación. La resolución instruye además al Organismo Encargado del Despacho (OED) a comunicar lo dispuesto a todos los agentes del MEM.
El jefe de Gabinete, Guillermo Francos, advirtió que un fallo desfavorable contra Argentina de la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York sobre la entrega o no de las acciones de la empresa YPF sería “incumplible” para el Gobierno.
En diálogo con Radio Nacional, Francos se refirió a un posible revés judicial para Argentina, en el juicio por la apropiación de YPF. “Pueden dictarla, pero si lo hacen, es una decisión incumplible por parte del Gobierno nacional, porque existe esta famosa ley que hemos comentado, la ley por la que se expropió la empresa”, marcó.
En tal sentido, afirmó que la normativa señala que “para que alguna vez se venda alguna acción de YPF de las que pertenecen al Estado nacional, eso tiene que ir al Congreso y ser aprobado con una mayoría especial”.
El 30 de junio pasado, Preska falló en contra Argentina y dispuso que entregue las acciones de YPF a los fondos Burford y Eton Park como forma de pago de la indemnización fijada en u$s16.100 millones más intereses. Frente a esto, la defensa argentina presentó una apelación para frenar la orden y, mientras tanto, el Tribunal concedió una suspensión temporal.
En paralelo, Argentina mantiene dos apelaciones: por un lado, la referida a la sentencia de primera instancia que obliga a pagar la indemnización a Burford Capital y Eton Park; y por otro, el reciente pedido de Preska que exige la entrega del 51% de las acciones de YPF.
Al momento de solicitar la suspensión, la defensa argentina consideró que la magistrada se excedió en su jurisdicción y que no hay posibilidad material de expropiar las acciones. Además de pedir la suspensión de la entrega de acciones, también pidieron que se dicte una suspensión provisoria mientras el Tribunal analiza si otorga una protección formal mayor.
Las empresas locales de servicios petroleros están atravesando nuevos desafíos para acompañar el fuerte crecimiento que se espera en el desarrollo de Vaca Muerta. Pablo Fiscaletti, presidente de QM Equipment; Horacio García, gerente General de Futura Hermanos; y Mauricio Uribe, presidente de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene), que representa a más de 600 empresas del sector petrolero, coincidieron en que el desarrollo de los no convencionales de la cuenca neuquina requiere que la cadena de valor logre una mayor competitividad. Sin embargo, advirtieron sobre las dificultades para conseguir financiamiento y remarcaron que requieren de una mayor asociación entre los distintos actores de la cadena de valor para lograr una baja en los costos.
Los tres proveedores del sector petrolero participaron del panel Cómo se posicionan las empresas locales de servicio en la nueva coyuntura, que formó parte de la nueva edición del Supplier Day, evento que organizó EconoJournal.
Desafíos
Fiscaletti señaló que “en el último año vemos un cambio muy importante en lo que es equipamiento de fractura con inversiones importantes en las compañías. Pasamos de 8 o 9 sets en diciembre de 2023 a los 13 actuales que hay operativos, más el set 14 que está llegando. Nosotros fuimos parte de ese crecimiento”.
Además, indicó que “el mercado se está modificando muchísimo por el cambio brusco en cantidad de sets, pero también se suma una mejora operativa de los sets de fractura, que hoy promedian muchas más horas y etapas de bombeo por día. Todo esto hace que el mercado haya cambiado drásticamente. Pasamos de escases de equipos a tener, incluso, sobre equipamiento”.
El presidente de la empresa QM Equipment sostuvo que “estamos muy ocupados en ver cómo se bajan los costos. Nosotros transformamos los blender para que puedan admitir arena húmeda, redujimos los costos de los químicos y desarrollamos aplicaciones que nos permitieron cambiar todos los sistemas de arranque electrónicos de los equipos de fractura que se apagan cuando no están operativos. Esto, por ejemplo, reduce el costo de combustible y mantenimiento”.
García de la firma Futura Hermanos subrayó que “este es un año difícil. Las operadoras están haciendo muchas inversiones, tenemos un cashflow limitado, el contexto internacional no acompaña por el tema del precio del barril de petróleo y en el ámbito local tenemos un riesgo país alto que no permite la financiación internacional. Todo esto hace que los proyectos no fluyan. Pero lo que va a pasar en 2026 es que va a venir un ramp up de trabajo y eso requiere que todos nos preparemos de una forma muy flexible”.
“Una de las claves para nosotros es la asociación en todo el ecosistema para ser más eficientes. Incluyo a las empresas contratistas, prestadoras de servicios, proveedores de insumos. Tenemos que hacer que todo fluya de la mejor manera posible porque cuando esto arranque, va a arrancar con todo y vamos a necesitar plazos y precios exigentes porque si nuestro país tiene que competir con Permian, realmente nos vamos a tener que adaptar”, destacó el directivo de Futura Hermanos.
En tanto, Mauricio Uribe afirmó que “el desarrollo en el corto y mediano plazo es complejo debido a que gran parte del entramado empresario neuquino presta servicios que entraron en una situación de baja controlada. No creo que supere el 30% en la actualidad. Esto nos traer algunos problemas. Desde la Fecene hemos intentado crecer con equipamiento y personal. La capacitación es algo difícil de conseguir”.
También resaltó que “nuestro objetivo es que seamos la opción de cercanía y con calidad. Para nosotros es importante bajar los costos y el factor de ocupación. En la actualidad tenemos muchos tiempos muertos y muchas veces sin operación entre las empresas de servicio, las operadoras y nosotros y esto debería poder mejorarse”.
Estrategias
Fiscaletti remarcó que “el foco nuestro son las locaciones ´diésel free´. Apuntamos a que cada vez se use más GNC como combustible para fractura y perforación y tenemos una batería de soluciones muy amplias”. “Para futuro estamos construyendo nuevas bombas y nuestra idea es que en el primer semestre del año que viene poder entregar una flota completacon nueva tecnología”, concluyó el presidente de QM Equipment.
Por su parte, Horacio García de Futura Hermanos resaltó que “la adaptación de las empresas va a necesitar una cooperación en un ecosistema más eficiente, deberíamos poder juntarnos por proyectos para ofrecerles una mejor propuesta a las operadoras y de manera conjunta. Cuando las operadoras se juntan forman una UTE (Unión Transitoria de Empresas), nosotros deberíamos poder hacer lo mismo por proyecto”.
Además, destacó que “con toda la información que nos brindan los clientes tenemos que trabajar en nuestras empresas en llenar ese gap en lo que necesitan las operadoras para cada momento y lo que nosotros podemos dar, para que no nos afecten las importaciones y poder ser más productivos”.
Por último, Uribe afirmó que “estamos trabajando en sociedad con empresas no sólo argentinas, también canadienses, estadounidenses, brasileras que quieren venir a la Argentina. Queremos concretar esas sociedades, pero nadie viene sin certeza sobre cómo va a ser el desarrollo, cuánto vamos a poder trabajar. Nuestro ritmo de crecimiento viene aparejado a las certezas”.
La incorporación de tecnología es un requisito clave para las empresas de servicios de perforación y completación de pozos que se quieren mantener a la vanguardia en materia de competitividad en Vaca Muerta, de acuerdo con lo manifestado por representantes de Nabors, Halliburton, Calfrac y SLB, antes conocida como Schlumberger, durante sus respectivas presentaciones en el Supplier Day organizado por EconoJournal. Además, anticiparon que la actividad volverá a crecer con fuerza en Vaca Muerta.
Patrick Galletti, VP Operaciones LA de Nabors, explicó que la dinámica de constante incorporación de equipos de perforación más eficientes observada en los Estados Unidos aplicará también para Vaca Muerta. “Siempre están bajando a los que son menos eficientes. Ese proceso es un sistema de evolución que va a llegar a todo el mundo. El único desafío que yo veo es asegurarnos que tengamos suficiente gente. Así que nuestra postura con Nabors es traer la más nueva tecnología y contratar gente adicional para ir capacitándolos. Estamos firmando contratos a cinco años, que es necesario para poder justificar traer toda la tecnología a la Argentina», dijo.
La disponibilidad de trabajadores especializados en el mercado argentino para acompañar el crecimiento productivo esperado es un punto crítico según la empresa de origen estadounidense. «Estamos encontrando menos y menos gente capacitada en el mercado abierto. Por ejemplo, Argentina es el único lugar al nivel del mundo que Nabors tiene un 20% más gente de lo necesario. No es porque somos buena gente y queremos contratar a más, sino que es necesario porque tenemos que ir entrenándolos, porque vemos que va a haber más equipos entrando al país«, subrayó Galletti.
Patrick Galletti, de Nabors.
A su turno, Hernán Carbonell, de Halliburton, remarcó que la actividad en Vaca Muerta volverá a crecer con fuerza a partir del año próximo. «Más allá de ver una pequeña estacionalidad hacia finales de año, lo que vemos en 2026 y en los años que siguen es un crecimiento muy sostenido en lo que es la actividad«, dijo.
El plan de Halliburton es acompañar los planes de crecimiento en la producción no convencional de las operadoras con la incorporación de más tecnología. «El gran desafío que ya tenemos para los años que vienen es la electrificación; por ejemplo, sets eléctricos. Es desembarcar con esa tecnología. También seguir profundizando en las tecnologías de digitalización de sistemas, como por ejemplo herramientas digitales que se integran a la tecnología del RIG para avanzar sobre la automatización, la toma de decisiones en tiempo real, el conocimiento del reservorio y demás», explicó Carbonell.
Hernán Carbonell, de Halliburton.
Innovación
Miguel Bernal, de Calfrac Well Services, señaló que en el frente de la innovación están trabajando fuertemente tanto en servicios de fractura como en coiled tubing, un servicio de completación que están aplicando en el proyecto Toyota Well de YPF.
«Coiled tubing es de alguna manera un poco el orgullo nuestro del nivel de innovación. Para nosotros es un orgullo poder participar en Toyota Well. Hemos alcanzado grandes hitos recientemente, en cuatro pozos, superando extensiones de siete mil quinientos metros«, contó Bernal.
Calfrac también está apostando a la utilización de bombas para fractura a gas natural. «Iniciamos el proceso de transformación de nuestros equipos de fractura, migrando a bombas dual fuel, hace básicamente un año. Si lo ponemos en contexto, Calfrac inicia sus operaciones de fractura recién en 2013, con tan solo 13 bombas. Hoy en día vamos a cerrar nuestro plan de CAPEX 2025 con 80 bombas de fractura«, dijo el representante de la empresa.
Miguel Bernal, de Calfrac.
Por último, David Caballero, de SLB Argentina, explicó que el principal desafío de la compañía es integrar su portafolio de servicios para hacer frente al crecimiento de la actividad. «Creemos que no solamente el desafío es técnico, sino también integrar toda esa capacidad de servicios para poder ser lo más eficientes posibles y lograr tener acuerdos a medida y cumplir con las necesidades de nuestros clientes, ya sea desde servicios discretos, servicios paquetizados, servicios integrales, hasta servicios llave en mano», analizó.
Caballero destacó los avances de la empresa en materia de digitalización en Vaca Muerta. «Tenemos nuestra plataforma Delfi, que conecta datos, proyectos, protocolos, y que nos dan datos correctos para que podamos tomar las decisiones correctas, reales y de manera ágil. También estamos desarrollando para eficiencia energética, perforación autónoma, automatización de sistemas críticos, monitoreo inteligente de emisiones. Lo interesante de todo esto es que son tecnologías que ya la aplicamos en Vaca Muerta.Son soluciones probadas, no son pruebas pilotos», concluyó.
La cadena de valor de la industria energética atraviesa sus propios desafíos para viabilizar el desarrollo de las operadoras de gas y petróleo. La volatilidad del precio internacional del petróleo, sumado a crecientes costos en dólares y la falta de financiamiento, instalaron en la agenda la necesidad de mejorar la eficiencia del segmento de proveedores de servicios para, a la vez, alcanzar una integración más amplia que permita incorporar tecnología, superar barreras logísticas históricas e incluso transformar la gestión de los contratos de servicios. Así lo observaron los responsables de las áreas de Supply Chain de cinco de las principales empresas petroleras con proyectos en Vaca Muerta que participaron este martes de la nueva edición del Supplier Day que organizó EconoJournal.
Cómo trazar esa agenda de futuro que permita pasar de la incertidumbre local a la competitividad global fue el eje que desarrollaron Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol; Marcelo Gioffre, VP Supply Chain & Seguridad de PAE; Walter Actis, VP of Supply Chain y Servicios de YPF; Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol; y Lenin Briceño, Supply Chain Manager de Shell.
La premisa fue analizar los desafíos concretos para mejorar la vinculación de la cadena de valor de la industria, integrada por proveedores y contratistas de equipos y servicios, a un escenario que se anticipa de sostenido crecimiento con la puesta en marcha en pocos años de megaproyectos como el Vaca Muerta Oil Sur o el Argentina LNG en sus tres etapas. La magnitud de esas iniciativas obliga a repensar en detalle lo que ocurre aguas abajo de la cadena de producción.
Para Murphy ese rol exportador de gas y petróleo de la Argentina significará el ingreso a un mercado global competitivo que tiene nuevas exigencias. “Vamos a jugar el mundial del Oil & Gas y tenemos que estar muy finitos, ahí pasa el gran desafío de la cadena de valor. Hay un paquete tecnológico que viene asociado con los servicios que va a cambiar la manera de gestión, la información que vamos a tener y las salas de monitoreo y el uso de la IA van a transformar la manera de resolver los problemas, habrá mucho por aprender y va a cambiar la manera de operar”.
Marcelo Gioffre de PAE y Guillermo Murphy de Tecpetrol
Ese nuevo escenario trae otro abordaje clave en la relación de la petrolera con su proveedor. Para el VP de Tecpetrol “esta transformación producto de esas tecnologías y su uso la vamos a tener que incorporar en los contratos. Es un gran desafío cambiar la manera rígida de los contratos anteriores para que el recurso activo esté utilizado al 100%, por ahí pasa la cuestión de eficiencia y baja de costos, pero a la vez tenemos que abordar la discusión de tarifas sinergizando los servicios”.
“Ya no hay manera —agregó Murphy— de no trabajar con tecnología y la usamos en todos los aspectos. En Tecpetrol tenemos 200.000 líneas de compras de materiales por año, imposible manejar sin tecnología, pero todavía no logramos incorporar a esos contratistas y que sea uno más de nosotros. La parte financiera está linkeada, pero no todo el proceso del servicio y todo eso hay que trabajarlo metiéndonos en el contratista como si fuera un empleado propio”.
Desafíos y oportunidades en la producción
Para Gioffre, en similar sentido, “hay enormes desafíos con tan solo pensar que hay que llenar el VMOS y los proyectos de LNG para lo cual habrá que duplicar la producción de petróleo y gas, y para eso hoy hay muchos problemas y muchas oportunidades de ser más productivos, pero esa productividad todavía no la hemos logrado y en muchos casos es culpa de los operadores de no generar los procesos para eficientizar los recursos también en el convencional”, como la área emblema que opera PAE de Cerro Dragón, en la provincia de Chubut.
“Tenemos que quebrar barreras históricas que no las hemos quebrado, no nos dimos cuenta que tenemos eficiencia por la manera en que hacemos los contratos y no pudimos homogenizar y hacer más eficientes los recursos. La Cuenca del Golfo tiene esos recursos y tenemos que lograr que siga funcionando con transformaciones a las que hoy está permeable la sociedad como para llevarlas a cabo”, aseguró el responsable de Supply Chain de PAE.
La empresa encabeza el consorcio Southern Energy que ya empezó un trabajo enorme para cumplir los plazos de inicio de producción de gas natural licuado desde unidades flotantes frente a las costas de Río Negro. “Estamos trabajando en supply chain —dijo Gioffre— para poder avanzar con este proyecto porque estamos urgidos por empezar, y generar las licitaciones necesarias para construir el caño paralelo al VMOS de 500 kilómetros que va a traer el gas para el MKII”.
Inteligencia artificial en la cadena de valor
Actis se refirió en el encuentro sobre cómo la inteligencia artificial puede sumar valor concreto en las operaciones del ecosistema energético, para lo cual YPF está reestructurando su área de supply chain. “Estamos haciendo una revisión de tres pilares que tienen que ver con la organización, los procesos y los sistemas antes que hacer cualquier tipo de integración. Al entender todo eso se puede incorporar el avance digital que más allá de usar la IA como la que reemplaza a la persona y maneja los datos, es la que invoca al ser humano para situaciones críticas”.
Walter Actis de YPF
En esa transformación ambiciosa y compleja la empresa viene avanzando desde comienzos de año para el desarrollo de esos nuevos sistemas e incorporar el resto de la cadena en procesos y organización. “Desde marzo lanzamos el grupo de Energía Pyme para interactuar con todo el ecosistema para que cualquier desarrollo que hagamos en las operadoras o cualquiera de las compañías de servicios permita mejorar también la eficiencia de un proveedor en particular que pueda afectar al resto de la cadena”, agregó el directivo de YPF.
Actis también identificó un desafío grande de todas las organizaciones de supply chain. “Una cosa es dónde se genera el dinero y otra cómo lo gastamos. Hay mucho que la operación sabe y maneja muy bien, pero existe una oportunidad enorme del área de supply chain de integrar el conocimiento de todas las compañías de servicios que traen muchísimo valor y no lo pueden transparentar al área operativa. Lo desafiante es incorporarlo rápido para el éxito de eficiencia en el menor tiempo posible, al menor costo, y hacer que tenga un efecto en un ciclo evolutivo constante y virtuoso”.
Desafíos logísticos y la necesidad de colaboración
En otro de los momentos del encuentro, Zelerteins explicó que una compañía como Pluspetrol, que acaba de incorporar nuevas áreas adquiridas a ExxonMobil, tiene desafíos en distintos segmentos. “Trabajamos la mejora en la eficiencia, en poner la factoría a un ritmo que permita ser sostenible y trabajamos en desafíos técnicos en resolver cuestiones que aportan mayor eficiencia en los tiempos, desafíos de mercado porque necesitamos más empresas, más proveedores de servicios, más herramientas, más asociatividad con muchas compañías de afuera y locales”.
“Hoy el precio es una parte de la discusión —aseguró el director de Supply Chain de Pluspetrol— pero tenemos que buscar cómo lograr mejorar desde el costo, con los recursos humanos ampliando la oferta con desarrollo y capacitación de nuevo personal y trabajar con los desafíos tecnológicos y también desafíos logísticos porque los proyectos vienen avanzando a un ritmo más rápido que la infraestructura, y estamos trabajando con las empresas de la zona para materializar nuestro plan”.
Zelerteins también desarrolló cómo trabaja la empresa los componentes de costos con los distintos segmentos. “Buscamos poder fijar reglas que den previsibilidad con una provisión garantizada, por ejemplo estamos trabajando en arena húmeda que va a ser una de las pruebas que se vienen, el consumo del gas propio como combustible para el set de fractura, con la provisión de agua que no está tan disponible en Bajo del Choique y en la recirculación, y en pruebas de herramientas a pesar de la brecha de precios con Estados Unidos”.
Pablo Zelerteins de Pluspetrol y Lenin Briceño de Shell (Ambos al centro)
La falta de infraestructura fue uno de los cuellos de botella más mencionados. Briceño destacó la evolución de los problemas en el sector y resaltó la necesidad de apelar a una filosofía de colaboración. “Si nos sentamos todos en una mesa vamos a terminar con una lista de seis o siete problemas que todos tenemos. Pasamos de un año atrás donde no había acceso a dólares y teníamos dificultad con las importaciones, y ahora estamos con el problema de infraestructura y de la logística básicamente”.
“Es importante lograr una cooperación entre operadoras y contratistas, con una visión de colaboración porque no podemos hacer la misma estrategia que Estados Unidos o Canadá porque no da el mercado. Colaboración es lo que necesitamos para crecer”, enfatizó el Supply Chain Manager de Shell, quien manifestó el optimismo de la compañía a nivel global con sus activos en Vaca Muerta.
“Somos muy optimistas sobre la Argentina y Vaca Muerta a nivel global y estamos enfocados en áreas donde hacer más inversión, y aquí la idea es siempre crecer”, aseguró Briceño. “Pero antes de empezar un crecimiento más grande el enfoque está en la continuidad de la eficiencia, de hacer un pozo bien y que el resultado en el siguiente sea el mismo, es decir cómo mejorar la performance para continuar creciendo, y eso es lo que Shell a nivel global nos está demandando, sin subidas y bajadas”.
Tenaris, la compañía siderúrgica de tubos sin costura para la industria de Oil&Gas del grupo Techint, que en los últimos años se posicionó también como un proveedor de servicios de completación para Vaca Muerta, está implementando un plan de innovación tecnológica para reducir costos y ganar competitividad en la perforación de pozos en Vaca Muerta. “Vamos a incorporar un rig (equipo), diseñado por Tenaris y con el proveedor del equipo, que se utiliza para perforar el casing de superficie de una forma mucho más eficiente a la que se hace en la actualidad. Según nuestras estimaciones, podríamos hacer la perforación en casi la mitad de tiempo y logrando hasta un 3% de ahorro en el costo de perforación en un pozo de Vaca Muerta”, confirmó Juan Pablo Grussi, director Comercial de Tenaris en el Supplier Day 2025, el evento organizado este martes por EconoJournal que se desarrolló en el Club Hípico Aléman, en Buenos Aires.
Además, el directivo indicó que “a comienzos de 2026 vamos a traer un nuevo set de fractura, que para nosotros sería el tercero, con la particularidad de que va a ser una tecnología DGB Tier IV (Dynamic Gas Blending), que permite que hasta un 70% sea alimentado con gas natural comprimido (GNC)”. “La intención es seguir impulsando una propuesta competitiva en la medida que se va desarrollando Vaca Muerta”, añadió.
Respecto al rig de perforación, Grussi subrayó que también es una novedad para el sector ya que “tendrá Inteligencia Artificial, una tecnología también desarrollada por Tenaris, que va a permitir de manera online tomar decisiones sobre cómo operar al equipo de forma más robusta”.
Reducción de costos
El director Comercial de Tenaris remarcó que “uno de los desafíos que teníamos era cómo llevar el GNC hasta el yacimiento y lo resolvimos a través de una planta compresora que permitirá llevar vía camión el GNC para abastecer el set de fractura”.
Grussi participó del panel “La incorporación de tecnología en el primer anillo de servicios en Vaca Muerta”, donde describió también cómo Tenaris pasó de ser una empresa estrictamente industrial con la fabricación de tubos a sumar a su operación el sector de servicios petroleros.
El directivo describió cómo es la innovación que Tenaris incorporó a su producción de acero. “Una de las inversiones más relevantes que venimos haciendo es sobre la tecnología que se llama Consteel, que fue desarrollada por una de las empresas del grupo (Techint) en Italia, pero la primera planta donde se implementó fue la de Tenaris en Campana. Es una tecnología para abastecer el desarrollo de Vaca Muerta, pero también para implementar en yacimientos como Cerro Dragón” señaló.
“Es una tecnología que la estamos implementando en la fabricación de acero en Campana. Nos va a permitir no sólo incrementar un 10% la capacidad de producción, es decir, estar arriba de un millón de toneladas, sino que es una tecnología mucho más eficiente y en línea con disminuir las emisiones de carbono”, destacó Grussi.
Por último, el director Comercial de Tenaris sostuvo que “otra inversión que viene llevado adelante la compañía para mantener la competitividad tiene que ver con la construcción de dos parques eólicos en la provincia de Buenos Aires: uno en la localidad de Gonzáles Chavez, que ya está en operación, y el otro en Olavarría, que está en construcción”.
“Juntos, los parques eólicos suman una inversión de alrededor de US$ 400 millones. Ambos parques tienen la intención de asegurar el 100% de la energía eléctrica de nuestra planta de Campana. También nos permite reducir 30% las emisiones de carbono para 2030”, concluyó Grussi.
Compañía Mega, la mayor exportadora de NGL (líquidos del gas natural) de Argentina y referente en el procesamiento de gas natural de Vaca Muerta, firmó un acuerdo estratégico con YPF Luz para abastecer el 100 % de sus plantas con energía proveniente de fuentes renovables.
La alianza fue formalizada por Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, tras un proceso licitatorio abierto y competitivo, se indicó.
Este acuerdo, enmarcado en un contrato de tipo PPA (Power Purchase Agreement) aporta 100.800 MWh/año y permitirá a Mega cubrir la totalidad de su demanda eléctrica durante los próximos cinco años, lo que equivale al consumo anual de más de 27.300 hogares argentinos.
La disminución en emisiones de CO2 está estimada en 44.352 toneladas al año. La energía será provista desde el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será uno de los desarrollos renovables de mayor capacidad instalada de Argentina.
Tomás Córdoba destacó que “Este acuerdo con YPF Luz representa un paso clave en la estrategia del negocio y la visión de largo plazo de Mega. De esta forma, logramos el abastecimiento estratégico de energía renovable que nos permite continuar afianzando nuestro camino de crecimiento y excelencia operacional”. “Mega refuerza su compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y la innovación”.
Martín Mandarano expresó que “Nos enorgullece que Mega elija a YPF Luz para abastecer su consumo eléctrico con fuentes renovables, que se obtienen a partir de los excelentes recursos naturales con los que cuenta el país. Nuestra compañía lidera el market share de venta de energía renovable a clientes industriales, gracias a una cartera de empresas que confían en nuestra excelencia operativa, y ven el abastecimiento de fuentes renovables como una opción costo-eficiente”.
Sobre Compañía Mega
Compañía Mega opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38 %), Petrobras (34 %) y Dow (28 %) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.
Con un complejo industrial modelo opera con plantas estratégicamente ubicadas en Loma La Lata – zona central de Vaca Muerta en NQN, y en Bahía Blanca dentro del Polo Petroquímico más importante de Argentina y un poliducto de 600 kilómetros que une ambas plantas; procesando alrededor del 40 % del gas producido en la Cuenca Neuquina – principal cuenca productora de hidrocarburos del país.
Mega es principal exportadora argentina de GLP, cumple un rol muy importante en el abastecimiento del mercado interno, y es el principal productor y proveedor de etano para la industria petroquímica local.
Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es compañía argentina líder en generación de energía eléctrica eficiente y sustentable, con 12 años de trayectoria. Opera 15 activos distribuidos en 8 provincias del país, con una capacidad instalada de 3,4 GW, que abastecen el 10 % de la demanda eléctrica nacional.
Está construyendo dos nuevos proyectos renovables: el Parque Eólico CASA (63 MW) en Olavarría y el Parque Solar El Quemado (305 MW) en Mendoza.
El ministro de Desarrollo Productivo de Santa Fe, Gustavo Puccini, destacó la decisión de YPF de invertir 400 millones de dólares para reconvertir la refinería de San Lorenzo y crear Santa Fe Bio, una empresa dedicada a la producción de combustibles sostenibles para la aviación.
La refinería, que se encontraba inactiva desde 2018, demandará una reconversión que se desarrollará en dos etapas. Según informaron desde el Gobierno de Santa Fe, la puesta a punto de la biorefinería demandará tres años de obras, con una inversión estimada de alrededor de 400 millones de dólares, y prevé la construcción de una planta de pretratamiento y una biorrefinería en el predio.
El ministro destacó que a fines de 2024, en un encuentro al que asistió acompañando al gobernador Maximiliano Pullaro, se planteó “que era contradictorio que esta planta estuviera cerrada, sobre todo por el lugar donde está emplazada, y más aún perteneciendo a una empresa como YPF. En ese momento, YPF se comprometió a evaluar propuestas para esta refinería y han cumplido porque firmaron un entendimiento bilateral con Essential Energy y el directorio de YPF ya lo aprobó”.
Puccini remarcó que “esta producción reposiciona a Santa Fe en el sendero de la generación de energía y la plantea como una provincia líder en la producción de biocombustibles. En este caso, con la producción de un elemento que será 100 % de exportación, que es altamente demandado en Estados Unidos y en Europa”.
La nueva biorrefinería producirá SAF (Sustainable Aviation Fuel) y HVO (Aceite Vegetal Hidrotratado) a partir de aceites vegetales, residuos y grasas animales. Para descarbonizar sus operaciones, la aviación civil global demanda combustibles sostenibles. Santa Fe, con su capacidad en maíz, soja se convierte en un actor estratégico. El mercado global de SAF y HVO está en plena expansión.
El desarrollo se realizará en dos fases, comenzando en octubre con la adecuación de instalaciones existentes. Se prevé la creación de 1.000 empleos durante la obra y entre 200 y 250 puestos directos una vez operativa. Además, el proyecto se presentará al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), lo que permitirá acelerar su ejecución y consolidar a Santa Fe como polo estratégico de bioenergía.
El ex ministro de Producción y Trabajo, Dante Sica, remarcó que Argentina está transicionando de una economía cerrada a una cada vez más desregulada e insertada al mundo. “Argentina está cambiando su estructura de motores desde el punto de vista de actividad productiva. Antes teníamos solo un sector que traccionaba y el mercado interno. Hoy tenemos los sectores de agroalimentos, energía, minería y todo lo que tiene que ver con el sistema de servicios basados en el conocimiento”, aseguró al exponer en el Supplier Day organizado por EconoJournal. “A mediano plazo el tipo de cambio va a ser menor en términos reales que en las décadas anteriores. Por lo tanto, tenemos que trabajar sobre la competitividad: impuestos, costos, regalías y convenios colectivos de trabajo”, agregó.
Sica remarcó que Argentina viene de una economía totalmente desequilibrada, en la que no había precios, se estaba al borde de la hiperinflación y donde había un conjunto de restricciones microeconómicas. “Lo que salvaba a la empresa de la crisis macro era la mirada financiera. El tipo más importante de la empresa era el tesorero, el CFO. Si uno mira ese período, la mayoría de las ganancias eran más financieras que operativas”, subrayó.
“Estamos transicionando a una economía con fundamentals macro mucho más sanos, donde se recuperaron las cuestiones fiscales y donde el tipo de cambio empezó a flotar. Si la economía sigue este rumbo, a fin año vamos a estar de nuevo en los mercados internacionales con una economía mucho más desregulada y mucho más competitiva”, sostuvo.
“Nos estamos integrando a un proceso global de comercio y por lo tanto tiene que haber regulaciones que sean más de ataque que de defensa. Toda nuestra estructura regulatoria estaba hecha para defendernos y ahora estamos generando un sistema de regulaciones que son para ser competitivo y conquistar mercados”, remarcó.
En este nuevo contexto, recomendó dejar atrás el concepto de resilencia que fue el que ayudó a las empresas a sobrevivir en las décadas anteriores e ir a un concepto de adaptación, de innovación y de generación de valor. “La tecnología ya no es una mejora de la innovación, la tecnología es lo que te permite seguir estando dentro del negocio”, dijo.
“Hay que empezar a mirar como esos nuevos ecosistemas están traccionando y empezar a relacionarse con esas cadenas. Hay un cambio en la matriz productiva argentina que están cambiando los esquemas de economía política. Estos cuatro ecosistemas tienen un denominador común que son inversiones para el mercado global. No son inversiones para el mercado interno. Esto cambia la lógica de acción”, insistió.
La mira en los convenios colectivos
“Vamos a dar un salto exportador no por precio sino por cantidad. Aparte del sector agropecuario vamos a tener una secuencia que incluye petróleo, litio, gas y cobre. Esa es la secuencia que vamos a tener. A mediano plazo el tipo de cambio va a ser menor en términos reales que en las décadas anteriores. Por lo tanto, tenemos que trabajar sobre la competitividad: impuestos, costos, regalías y convenios colectivos de trabajo”, remarcó.
“Vamos a tener que discutir todos los convenios colectivos de trabajo. Los convenios colectivos de trabajo de la Argentina no son compatibles con una economía integrada al mundo. El 50% de los convenios colectivos de Argentina son de la década del 80 para atrás. Ahí hay unos costos extra salariales adentro de los convenios que hacen que sea incompatible con la realidad actual”, agregó Sica.
En contra del régimen de compre local
El ex ministro del gobierno de Mauricio Macri también le apuntó a las leyes de compre local. “Las leyes de compre local atentan contra la competitividad de la cadena productiva. El desarrollo de Vaca Muerta, sumado al desarrollo de minería, hacen crujir a toda la cadena de abastecimiento y logística de la Argentina. Un compre local fomenta la producción local, pero te quita escala y hoy para ser productivo se necesita tener escala. Tenemos que tener un programa de desarrollo de productores muy importante”, aseguró.
Luego remarcó que “la licencia social no solo tiene que ver con las cuestiones ambientales sino también con las cuestiones de desarrollo local. Hay un tema de incompatibilidad. No se puede desarrollar un microsistema de proveedores en Neuquén y otro microsistema de proveedores para la minería en San Juan porque no te da la escala. En eso tenemos que trabajar mucho”.
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El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, firmó este miércoles una orden ejecutiva para imponer aranceles adicionales del 25% a la India en represalia por la compra de petróleo ruso por parte de ese país. De esa manera, el gravamen total a las importaciones indias se eleva al 50%, el mayor aplicado por Washington junto al de Brasil.
Según el texto difundido por la Casa Blanca, el nuevo impuesto entrará en vigor el 27 de agosto. Anteriormente, el gobierno de Trump ya había impuesto un arancel del 25 % a las importaciones procedentes de la India con el objetivo de reducir el déficit comercial bilateral.
Trump anunció el lunes que aumentaría los aranceles a la India por comprar “cantidades masivas de petróleo ruso. No les importa cuántas personas en Ucrania estén siendo asesinadas por la maquinaria de guerra rusa”, expresó en su plataforma de Truth Social.
La India, el tercer mayor importador de crudo del mundo, adoptó una postura neutral y pragmática en la guerra de Ucrania, y pasó de importar menos del 2 % de su petróleo desde Rusia a más de un tercio. Así, convirtió a Moscú en su principal proveedor, aprovechando los descuentos ofrecidos por el Kremlin.
En tanto, Brasil recurrió este miércoles a la Organización Mundial del Comercio (OMC) contra los aranceles impuestos por el presidente Trump, confirmaron dos fuentes gubernamentales brasileñas.
El gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva presentó un pedido de consultas ante la misión de Estados Unidos en la OMC, tras la entrada en vigor este miércoles de tarifas comerciales de 50% a productos brasileños en el mercado estadounidense.
El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, aseguró que “la consistencia es el primer paso para mejorar la competitividad en Vaca Muerta”. “Hoy nos cuesta hacer dentro de un mismo pad dos pozos iguales. La confiabilidad que tienen los sistemas y las herramientas se ha visto degradada en el último tiempo. Creo que ese es el trabajo más importante que tenemos que lograr con los contratistas”, aseguró al inaugurar una nueva edición del Supplier Day, organizado por EconoJournal en el Club Hípico.
Bizzotto reconoció que la macroeconomía es otro aspecto central para mejorar la competitividad, pero es un tema que va más allá del accionar de las compañías petroleras. “El riesgo país, la tasa y el cepo son temas clave para Vaca Muerta, pero no están bajo nuestro control”, subrayó. Por ese motivo, decidió poner el foco en la consistencia, un aspecto que sí depende de la gestión que lleve adelante cada petrolera junto con su red de proveedores.
Crecer orgánicamente
“Para empezar a ser eficiente hay que empezar por casa. Antes de exigirle a los contratistas y a los proveedores nosotros tenemos que dar el ejemplo”, sostuvo Bizzotto, quien aseguró que Phoenix es una empresa de unos 100 empleados que produce cerca de 20.000 barriles diarios, que tiene un plan para llegar a 50.000 barriles en los próximos 2 o 3 años y remarcó que en ese momento seguramente van a ser una compañía de 130 o 140 personas, no 1000 personas. “Tenemos una visión clara para crecer orgánicamente y de manera responsable. No queremos crecer para después volver a ajustar y creemos que es un buen ejemplo para el trabajo con nuestros contratistas”, dijo.
“Nosotros vamos a invertir US$ 2000 millones en los próximos 5 años en el escenario de mínima. Ya tenemos la decisión tomada y el plan lanzado. En un momento en el que muchas compañías están bajando la actividad, incorporamos un segundo rig para acelerar el ingreso de pozos antes de fin de año y en enero incorporamos otro equipo de HP y tenemos un contrato de 5 años por esos dos equipos con la posibilidad de incorporar un tercero en 2027”, aseguró.
Relación con los proveedores
Luego de detallar algunos aspectos clave del plan de Phoenix, Bizzotto analizó la relación con contratistas y proveedores subrayando la necesidad de mejorar la consistencia. “Hoy nos cuesta hacer dentro de un mismo pad dos pozos iguales. La confiabilidad que tienen los sistemas y las herramientas se ha visto degradada en el último tiempo. Creo que ese es el trabajo más importante que tenemos que lograr con los contratistas”, dijo. “Recordemos que el no convencional es una fábrica de pozos. Si nosotros cada pozo lo hacemos distinto, o un pozo demora 30 días y otro 25 esa fábrica no es tan eficiente”, agregó.
“Muchos de los problemas asociados a la consistencia se deben a errores de operación. Si Vaca Muerta va a dar el nuevo salto de actividad, va a haber que poner mucho foco por parte nuestra y de los contratistas para formar la gente para que opere esa tecnología adecuada sin cometer errores”, insistió Bizzotto.
—¿Cómo se prepara a una petrolera para ser más reactiva? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
–Hay que separar la organización propia, que es la que estudia y planifica, que no es la que más cambios sufre, y otra estrategia y foco es la de los contratistas. Por cómo fue nuestro nacimiento, que necesitaba apoyo de los contratistas, hicimos un pacto inicial: aquellos que nos acompañaban desde un principio son los que iban a seguir cuando estuviera el crecimiento. Hicimos muchas alianzas con proveedores locales. Nosotros tenemos un porcentaje muy grande de nuestra cartera de proveedores que son locales, que tienen capacidad de reacción rápida, disponibilidad y manejo muy bueno de los stakeolders y evitar conflictos y problemas en el campo.
Insumo clave
Al analizar estrategias para reducir costos, Bizzotto remarcó la necesidad de acceder a arena a precios competitivos. “La industria no se puede dar el lujo de no tener arena in basin, el negocio no está ni en un tren ni en el transporte, el negocio está en encontrar arena barata, de manera sustentable, producirla con consistencia todos los días del año. Nosotros no podemos pagar arena más última milla a US$ 130 o US$ 150. Eso es una locura”, dijo.
–Hay empresas que prefieren traer arena de Entre Ríos y otras compañías gestionan insumos en cuenca porque en términos de productividad les rinde trabajar con arena más cercana al yacimiento. –le comentó Gandini.
–La variable que hay que mirar es el costo de desarrollo, los dólares que se invierten para construir un pozo versus la EUR (NdE: «Estimated Ultimate Recovery», o en español «Recuperación Final Estimada») que va a tener un pozo. Hoy no hay ninguna evidencia de que la arena de Río Negro haya deteriorado la productividad de los pozos y si la productividad se ve deteriorada dentro de 25 años en la evaluación económica no tiene ningún impacto.
Por último, Bizzotto insistió en la necesidad de acelerar el desarrollo de la formación rocosa. “Una petrolera tiene que destinar el 99% de su CAPEX a pozos, no a trenes o a otra cosa. Nosotros tenemos que acelerar la puesta en valor de Vaca Muerta por la ventana de oportunidad que tiene”, concluyó.
Una nueva empresa se sumó al listado de las pequeñas petroleras con problemas financieros. Tras confirmarse la quiebra de President Petroleum, una compañía que posee una red de estaciones de servicio con presencia en el centro del país puede ser embargada por US$ 4 millones.
Según replicó el diario Clarín, se trata de Refi Pampa, dueña de la red Voy. Es propiedad del Grupo Kalpa (80%) y tiene un accionista minoritario especial: la provincia de La Pampa, a través de Pampetrol (20%).
Este viernes avisó a la Comisión de Valores que está tratando de ver la forma de pagar 24 cheques con proveedores que suman un total de 6.272 millones de pesos (unos US$ 4,7 millones)
“Asimismo, la sociedad ha recibido una medida de embargo general sobre la totalidad de sus cuentas bancarias, dispuesta por la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (Arca), en el marco de tres procesos judiciales en curso. Uno de dichos procesos cuenta con sentencia firme, cuyo monto asciende a $ 5.493.344.788,92, mientras que los restantes aún se encuentran en curso”, informó en una nota firmada por César Castillo, presidente de la compañía. Son otros US$ 4,1 millones.
“La sociedad sigue tomando todas las medidas para avanzar con estos asuntos de manera integral, eficiente y efectiva y está comprometida con resolver esta situación a la mayor brevedad posible, haciendo los mejores esfuerzos para que se cumplan las obligaciones asumidas por ella”, agregó el empresario.
De acuerdo a lo que reveló Clarín, en el primer trimestre de 2025, la petrolera procesó 1.150 m3 de crudo por día. En los últimos doce meses a marzo de 2025, las ventas de la compañía ascendieron a $ 295.112 millones (US$ 277 millones), y su rentabilidad mejoró.
Tras la confirmación de la quiebra de la petrolera británica President Petroleum, la pyme neuquina Brava Soluciones Oil & Gas informó que desde mayo pasado se hizo cargo del servicio de Operación y Mantenimiento (O&M) en tres bloques que pertenecían a esa compañía.
Las concesiones de Puesto Flores / Estancia Vieja, Puesto Prado y Las Bases, que vencen entre 2027 y 2028, serán gestionadas por la empresa bajo un contrato inicial de tres años.
La firma remarcó que su objetivo es preservar el empleo local, mantener la infraestructura y evitar el abandono de los campos, lo que podría generar pasivos ambientales y pérdida de puestos de trabajo.
Brava Soluciones aseguró que está en diálogo con autoridades provinciales, sindicatos petroleros y organismos como Edhipsa y la Secretaría de Hidrocarburos para definir la continuidad de las concesiones.
El caso de Brava pone de relieve el valor estratégico de las pymes del sur argentino en la gestión de campos marginales.
Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció la entrada en operación comercial del Parque Solar Anchoris, situado en la localidad de Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. Se trata del segundo proyecto solar que entra en funcionamiento en esta provincia. Su producción estará destinada a abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Con una inversión de 160 millones de dólares, el parque cuenta con una capacidad instalada de 180 MW y está equipado con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, incorporando soluciones tecnológicas que representan un salto de innovación para la región. El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad, ya que se estima una generación anual de 497.000 MWh de energía renovable, equivalente al consumo de 125.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono.
Durante la construcción de Anchoris se emplearon más de 350 personas en su pico máximo de actividad, consolidando su rol como motor de desarrollo local, generación de empleo y promoción de capacidades técnicas vinculadas a la innovación en energías renovables.
“Estamos muy orgullosos de poner en operación comercial el Parque Solar Anchoris, un proyecto que refleja nuestro compromiso con la diversificación de la matriz energética, la innovación y el desarrollo sustentable de Mendoza y de todo el país. Este parque estará destinado a abastecer de energía eficiente y competitiva a clientes corporativos de todos los sectores de la economía”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I– y el nuevo Anchoris, Genneia totaliza ahora 490 MW solares en la zona de Cuyo. Esta capacidad operativa seguirá creciendo hasta alcanzar los casi 800 MW para 2026, gracias al avance de la construcción de los proyectos solares San Rafael (180 MW) en Mendoza y San Juan Sur (130 MW) en San Juan.
En el marco del plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total cercana a los 900 millones de dólares. Entre sus proyectos estratégicos se destacan el Parque Eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza. Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la generación de nueva energía para el sistema.
Para 2026, Genneia habrá superado los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables, consolidando su posición como líder indiscutido del sector en Argentina.
El Gobierno nacional actualizó el precio de los biocombustibles, cuyo valor puede implicar un nuevo ajuste en el precio de las naftas.
Lo hizo a través de dos resoluciones de la Secretaría de Energía publicadas hoy en el Boletín Oficial donde se establecieron los precios mínimos de adquisición para el bioetanol y el biodiesel destinados a su mezcla obligatoria con combustibles fósiles en el mercado interno.
Para las operaciones a realizarse durante el mes de agosto de 2025, y hasta la publicación de un nuevo precio que los reemplace, se fijaron los siguientes valores mínimos de adquisición:
El bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a la mezcla obligatoria con nafta tendrá un precio mínimo de $ 824,044 por litro.
El bioetanol elaborado a base de maíz destinado a la mezcla obligatoria con nafta tendrá un precio mínimo de $ 755,258 por litro.
El biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil tendrá un precio mínimo de $1.354.507 por tonelada.
Estas disposiciones se enmarcan en la facultad de la Secretaría de Energía para modificar los procedimientos de determinación de precios cuando se detecten desfasajes con los costos reales de elaboración o distorsiones en los precios del combustible fósil en el surtidor.
En cuanto a los plazos de pago, el bioetanol no podrá exceder los días corridos desde la fecha de factura, mientras que para el biodiesel, el plazo máximo será siete días corridos desde la fecha de factura.
Honduras avanza con una licitación inédita en el país y en la región: 1500 MW bajo el modelo Build, Operate and Transfer (BOT), que combina energías renovables con almacenamiento de cuatro a más de doce horas. El objetivo es mejorar la competitividad del sistema eléctrico, ofrecer capacidad firme y reducir la dependencia de fuentes fósiles costosas.
“Esta licitación incorpora avances técnicos que son innegables y que, bien ejecutados, pueden marcar un cambio en la forma en que el país contrata nueva capacidad”, asegura Eduardo Benaton, presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER).
El diseño aprobado por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) se basa en un modelo de subasta inversa por rondas sucesivas, donde la competencia busca lograr precios más bajos. Además, se establecen bloques de almacenamiento de 4 a 10 horas y la posibilidad de competir con soluciones de más de 12 horas, lo que envía una señal clara a desarrolladores para ofrecer potencia renovable confiable.
Mecanismos como la oferta virtual de referencia y la oferta virtual de costo máximo funcionarán como seguros frente a sobrecostos o fallas de cierre financiero. Al tratarse de una licitación BOT, los proyectos serán transferidos a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) al final del periodo de operación privada, lo que exige planificar la transición para no heredar activos sin garantías de mantenimiento ni reposición.
Uno de los puntos críticos es la bancabilidad del proceso. La ENEE arrastra una deuda con generadores privados que asciende a L 17000 millones y enfrenta pérdidas anuales superiores a L 14000 millones, las más altas de Centroamérica.
“En esas condiciones, las garantías soberanas y las reglas fiscales claras no son un detalle, son condición de vida o muerte para que los inversionistas entren”, advierte Benaton.
La modalidad BOT suma un reto adicional: el operador estatal deberá contar con capacidad técnica y financiera para asumir activos complejos al final del contrato. “Es fundamental evitar que la transición derive en fallas de servicio o en dependencia de proveedores externos sin contratos de respaldo”, puntualiza.
En el plano técnico, el pliego también plantea desafíos de integración. La coordinación con el Centro Nacional de Despacho (CND) será clave para que restricciones de transmisión y topes por nodo no frenen proyectos competitivos en la subasta.
El almacenamiento BESS es el componente que transforma energía variable en capacidad despachable, permitiendo cubrir horas críticas y reducir la dependencia del mercado de oportunidad, hoy distorsionado por techos de precio.
“Quien quiera potencia firme renovable debe respaldarla con almacenamiento bien dimensionado y eficiente, capaz de aportar confiabilidad sin disparar innecesariamente el LCOE”, explica Benaton.
Aunque este equipamiento eleva el CAPEX, puede estabilizar el costo horario y aplanar la curva de costo monómico, generando ahorros sistémicos que justifican su integración.
“Los retrasos de hasta tres años en permisos ambientales, las amenazas de expropiación y las decisiones unilaterales sobre techos de precio afectan la credibilidad del país”, sostiene.
El hecho de que la licitación esté respaldada por resoluciones de la CREE y un protocolo técnico del evento económico otorga trazabilidad, pero para el presidente de la AHER, “ese marco hay que defenderlo y cumplirlo al pie de la letra para que el proceso no pierda credibilidad”.
En lo financiero, el impacto de incentivos bien diseñados puede ser determinante. En un país donde el costo promedio del kWh ha subido 33,6 % desde 2021, reducir el WACC no es un lujo.
“Es la diferencia entre proyectos viables y proyectos inviables”, afirma Benaton.
A futuro, la AHER proyecta que para 2030 el sistema eléctrico nacional podría superar el 65 % de generación renovable, con el almacenamiento como estándar en nuevos desarrollos y una base térmica eficiente como respaldo. No obstante, la transición BOT debe garantizar que el país reciba infraestructura lista para operar, con manuales, repuestos, capacitación y soporte garantizado.
“La meta es que la transferencia sea un salto de calidad y no un problema heredado”, concluye.
El gobierno de Argentina confirmó la aprobación de un nuevo proyecto renovable dentro del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), herramienta de largo plazo para proyectos nuevos o ampliaciones de proyectos preexistentes que representen inversiones significativas para la economía nacional.
El proyecto en cuestión es el parque eólico Olavarría, presentado por PCR y ArcelorMittal Acindar, que tendrá 180 MW de capacidad y representará una inversión de más de USD 250.000.000 en la provincia de Buenos Aires.
El ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, fue quien anunció la aprobación de adhesión a través de un mensaje en su cuenta de X (antes Twitter). Y de este modo, el PE Olavarría se convierte en el séptimo proyecto – y el segundo renovable – adherido al RIGI (el primero fue la planta solar El Quemado de YPF Luz).
La asociación de PCR y Acindar para el parque eólico Olavarría no sólo incluye la construcción de una planta ERNC de 180 MW, sino también abarca una serie de obras de repotenciación del transporte en las estaciones transformadoras de esa localidad y de Ezeiza, siendo PCR la primera empresa en lograr una adjudicación con obra de transmisión asociada bajo la Res. SE 360/2023 del MATER.
Dichas obras permitirán ampliar la capacidad del sistema de transmisión en el corredor de la Línea de Alta Tensión de 500 kV que une Bahía Blanca con Abasto en la provincia de Buenos Aires y, al mismo tiempo, posibilitar la construcción de nuevos centros de generación renovable.
Además, PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de Generación Eléctrica Argentina Renovable I SA (GEAR I SA), en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con una potencia total de 112,5 MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis.
Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que genere el nuevo Parque Eólico Olavarría serán para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad.
A partir de la adhesión al RIGI, las compañías PCR y ArcelorMittal Acindar deberán desembolsar al menos el 40% del monto del proyecto comprometido dentro de los dos primeros años.
Mientras que entre los principales beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que tendrán se destacan el acceso gradual a la libre disponibilidad de divisas por exportaciones (100% a partir del tercer año – el punto de partida es la puesta en marcha del proyecto) y derechos de importación 0% para bienes de capital “nuevos”, repuestos, partes y mercaderías de consumo, y la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 35%, entre otros.
Perú está a la espera de la definición del nuevo reglamento de generación distribuida que se publicó en 2024. Fidel Antonio Rocha Miranda, socio del estudio Santivañez Abogados, advirtió que este marco normativo podría frenar el desarrollo de nuevos proyectos si no se corrigen aspectos clave como el límite de potencia y el tratamiento tarifario.
“Este reglamento no va a solucionar los problemas del sector y, en algunos casos, introduce más incertidumbre de la que ya existe”, subrayó Rocha Miranda en diálogo con Energía Estratégica.
Uno de los puntos más críticos es el límite de 200 kW de potencia, establecido en el borrador, ya que este umbral excluye a la industria y a cualquier usuario electro-intensivo, limitando el desarrollo a pequeños sistemas residenciales. Además, el borrador no establece reglas claras sobre las tarifas para los excedentes de energía, ni obliga a las distribuidoras a comprarlos en su totalidad.
“La única manera de mitigar el riesgo financiero de estos proyectos es garantizar que toda la producción será adquirida por el distribuidor, y a un precio conocido”, afirmó el entrevistado. Por lo que la incertidumbre en estos dos elementos —precio y cantidad— dificulta cualquier evaluación financiera y, por lo tanto, la posibilidad de inversión.
A esto se suma un nuevo escollo normativo: la eliminación práctica de los contratos bilaterales. Con la ley 32.249 aprobada en 2024, y su respectivo proyecto de reglamento, se restringe la posibilidad de firmar contratos de largo plazo entre generadores distribuidos y empresas distribuidoras. “Los acuerdos fueron la única herramienta que permitió el desarrollo de la generación distribuida hasta ahora”, remarcó Rocha Miranda.
“Se argumenta que los contratos bilaterales no responden a las necesidades de los clientes finales, pero eso es completamente falso. De hecho, han ayudado a mantener los precios de generación por debajo de los de licitaciones, lo que ha evitado aumentos en las tarifas finales”, enfatizó respecto a la limitación que, bajo su visión, va en contra del funcionamiento real del mercado y de los intereses de los usuarios.
Por otra parte, el sistema eléctrico peruano presenta serias restricciones en las redes de transmisión y distribución, particularmente en regiones como Piura, donde la generación distribuida ha aliviado los problemas estructurales de capacidad. Sin embargo, el abogado apunta que la propiedad estatal de 11 de las 14 distribuidoras a nivel nacional retrasa las inversiones necesarias para expandir o reforzar la red.
“Los planes de inversión en distribución y subtransmisión van al ritmo del Estado, y las empresas estatales enfrentan una regulación más rígida y tiempos de ejecución mucho más lentos que las privadas”, señaló Rocha Miranda. Además, manifestó que la negociación con estas empresas es más compleja, dado que los funcionarios son menos propensos a firmar acuerdos privados por temor a consecuencias administrativas o legales.
Este entramado institucional afecta directamente la viabilidad de la generación distribuida. “Los incentivos regulatorios no alcanzan: también se necesita un cambio en el modelo institucional del mercado”, sostuvo el socio de Santiváñez Abogados. Y enfatizó en la necesidad de que haya empresas que puedan ejecutar proyectos de manera ágil.
Pese a este panorama adverso, Rocha Miranda indicó que si el reglamento es corregido y se introducen los cambios necesarios, hay potencial de crecimiento, dado el elevado interés de actores privados por desarrollar generación distribuida: «Si se alinean los incentivos regulatorios, se podrían mitigar riesgos y viabilizar nuevos proyectos”.
No obstante, el proyecto normativo permanece congelado desde su publicación en 2024, y no hay indicios claros de que el Ministerio de Energía y Minas planee avanzar pronto con su aprobación. Aun así, el sector continúa insistiendo y ya le han hecho saber a las autoridades, con datos concretos, el impacto negativo de la eliminación del modelo bilateral. Y desde el sector confían en que se pueda corregir el rumbo.
Finalmente, Rocha Miranda concluyó con una visión estratégica: “No es viable una distribución eléctrica sin generación distribuida. Todos los beneficios están comprobados: menores inversiones en transmisión, mayor calidad y seguridad de suministro, y flexibilidad operativa para las distribuidoras”. Desde su perspectiva, el reto está en transformar esa visión en una regulación concreta, coherente y funcional.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil publicó una nota técnica que consolida el análisis de las contribuciones recibidas en la segunda fase de la consulta pública sobre regulación de sistemas de almacenamiento (SAE), realizada entre el 12 de diciembre de 2024 y el 30 de enero de 2025.
En esta etapa, ANEEL se centró en caracterizar los recursos de almacenamiento y definir los servicios que pueden prestarse. Mientras que la tercera será un ciclo de debate sobre temas finales como los agregadores para los distintos servicios, simulaciones en los modelos computacionales e impactos en la operación y formación de precios de corto plazo.
En el documento, el organismo señala que los SAE deben ser tratados como un usuario de la red eléctrica, con la definición de criterios claros para su acceso y las reglas necesarias para la ejecución de los Contratos de Uso del Sistema de Transmisión y Distribución (CUST/CUSD).
El objetivo es garantizar estabilidad y eficiencia en la operación del sistema eléctrico. Y esta visión permitiría reforzar la confiabilidad del sistema y reducir la dependencia del despacho térmico en momentos críticos.
Además, el sistema de almacenamiento stand-alone fue clasificado legalmente como Productor Independiente de Energía Eléctrica (PIE), asegurando su adecuada inserción en el marco legal y regulatorio vigente.
La propuesta también contempla ajustes tarifarios y reglas específicas para el uso de red por parte de sistemas co-localizados, aplicando la tarifa mayor entre consumo e inyección, con ajustes si la potencia contratada no coincide con los picos de operación (reducción de hasta 15% del mínimo).
El tratamiento del curtailment y los eventos de “constrained-off” también será materia de regulación específica, con el objetivo de reducir vertimientos de energía renovable y optimizar el despacho.
En materia de remuneración, ANEEL respalda el empilamiento de ingresos (stacking), habilitando que un mismo sistema participe en varios servicios de forma simultánea, como capacidad, energía y servicios ancilares, lo que amplía las posibilidades de monetización de los servicios prestados al sistema.
La nota destaca que esta posibilidad “debe extenderse también a la micro y minigeneración distribuida”, mejorando su rentabilidad y contribuyendo a disminuir indicadores de interrupción como el DEC y el FEC, además de reducir pérdidas técnicas.
Otro eje clave es el impulso a las Usinas Hidroeléctricas Reversibles (UHR), ya que se considera urgente iniciar antes de fin de 2025 la discusión regulatoria de este tipo de instalaciones en el marco del tercer ciclo, dado que permiten aprovechar recursos hídricos, ofrecer reservas de capacidad y reducir la necesidad de despacho térmico costoso.
Entre las medidas, se propone que las UHR de ciclo cerrado puedan ser autorizadas sin licitación, independientemente de su potencia, así como la adición de unidades reversibles en centrales hidroeléctricas existentes.
Roadmap regulatorio hasta 2028 La hoja de ruta prevé que el segundo ciclo, en 2026, incluya ajustes normativos para reconocer al almacenamiento como activo de red, la mitigación de curtailment, la regulación para UHR abiertas y semiabiertas, y la evaluación de “sandboxes regulatorios”. En el tercer ciclo, hacia 2028, se abordarán ajustes finales para UHR abiertas, simulaciones de impacto y reglas para agregadores de servicios.
Es decir que la inclusión de actores como grandes generadoras, transmisoras, distribuidoras, fabricantes y asociaciones sectoriales muestra un alineamiento del mercado brasileño hacia la adopción masiva del almacenamiento.
Sin embargo, la velocidad en la implementación y la resolución de temas como licencias ambientales, sumado que resta definirse ciertas definiciones clara como capacidad máxima de almacenamiento y creación de un Código Único de Emprendimientos de Generación, para que este tipo de iniciativas no queden en el papel y se trasladen a proyectos concretos.
S-5!, líder global en soluciones de fijación solar para techos metálicos, tuvo un papel clave en la instalación fotovoltaica sobre el techo metálico de la nueva planta de manufactura de Coto Technology en Mexicali, Baja California. El proyecto forma parte de la estrategia de crecimiento y sostenibilidad de la compañía, e incluye un sistema FV de 511.16 kWp DC (360 kWp AC) instalado sobre el techo metálico engargolado de la planta.
Para garantizar el desempeño y eficiencia a largo plazo, el sistema incorpora módulos solares Jinko JKM555M-72HL4-BDVP con inversores SolarEdge MAC 50KTL3-X MV, que ofrecen conversión energética de alto rendimiento con monitoreo avanzado y confiabilidad comprobada.
Coto Technology es una empresa líder en relés de lámina, interruptores y sensores TMR, que provee componentes críticos para aplicaciones en equipos de prueba automatizados, adquisición de datos, telecomunicaciones, dispositivos médicos, gestión de baterías, energía solar y sistemas de seguridad.
En su traslado a una planta más grande y avanzada, Coto priorizó la eficiencia operativa y la responsabilidad ambiental. Para cumplir con estos objetivos, la empresa se asoció con el integrador solar NEWEN Energías Alternas para diseñar e instalar un sistema capaz de generar aproximadamente el 33% del consumo de energía eléctrica anual.
Una solución de fijación que cumple con los más altos estándares
La sede corporativa de Coto gestiona todas sus instalaciones bajo estrictos lineamientos técnicos establecidos por FM Global, compañía internacional de seguros patrimoniales y prevención de pérdidas. Por ello, Coto requería un sistema de montaje solar que cumpliera con los estándares de la aseguradora.
Eso implicaba preservar la integridad del techo metálico evitando perforaciones, optimizar el desempeño del sistema durante toda su vida útil y trabajar con un fabricante capaz de ofrecer soporte integral, así como confiabilidad comprobada a través de rigurosos procesos de ingeniería y pruebas de laboratorio.
Para asegurar una solución confiable que cumpliera los requisitos de FM Global, S-5! y NEWEN colaboraron estrechamente con Coto. NEWEN recomendó el sistema de fijación solar sin rieles PVKIT® de S-5!, junto con las abrazaderas S-5-MX Mini, diseñadas específicamente para techos metálicos engargolados KR-18 calibre 24 de engargolado doble. Esta innovadora combinación permitió la fijación directa sobre los engargolados sin comprometer la impermeabilidad del techo ni invalidar su garantía.
“En NEWEN especificamos S-5! en todos nuestros proyectos sobre techos metálicos por su ingeniería confiable, soporte técnico y capacitaciones tanto virtuales como presenciales”, comentó PamelaPavón, gerente comercial en NEWEN Energías Alternas. “Con su garantía de por vida y conocimiento profundo en cálculos estructurales y de cargas de viento, S-5! nos da la confianza de asegurar el éxito de cada proyecto», agregó.
Eficiencia sin rieles y confiabilidad a largo plazo
Al eliminar los rieles tradicionales, el sistema PVKIT® de S-5! redujo la carga sobre el techo hasta un 85% y simplificó la instalación con solo tres componentes principales, acelerando la ejecución y reduciendo los costos logísticos y de transporte. Con un peso equivalente al 15% de un sistema tradicional con rieles, el PVKIT® ofreció una fijación liviana y sin perforaciones que preservó la integridad estructural del techo y minimizó la carga total.
El sistema sin rieles también brindó mayor flexibilidad de diseño, lo que permitió a NEWEN optimizar la colocación de los módulos en el techo para maximizar la exposición solar y la eficiencia del sistema.
El diseño final fue aprobado por todas las partes involucradas—incluyendo el propietario de la nave, el integrador, la aseguradora y Coto Technology—confirmando así la confianza en la ingeniería del sistema, su cumplimiento normativo y su desempeño a largo plazo.
“En S-5!, estamos comprometidos con facilitar soluciones solares más inteligentes y sostenibles para techos metálicos. Nuestros productos están diseñados para ofrecer durabilidad, alto rendimiento y facilidad de instalación, ayudando a compañías como Coto Technology a alcanzar sus metas energéticas y ambientales», comentó Juan Carlos Fuentes, director de Negocios Internacionales de S-5!.
Ampace, empresa líder mundial en tecnologías avanzadas de baterías de iones de litio, debutará en Intersolar South America 2025, que se celebrará del 26 al 28 de agosto en el Expo Center Norte de São Paulo. Ampace presentará soluciones de almacenamiento de energía de alto rendimiento adaptadas a los diversos y complejos desafíos energéticos de Latinoamérica.
A pesar de ser una empresa nueva en la exposición, Ampace ya ha realizado importantes contribuciones regionales. En Chile, Ampace realizó el primer proyecto de subestación ESS conectada a la red eléctrica del país en una zona volcánica y sísmica de alto riesgo, suministrando electricidad confiable a la localidad de Nuevo Imperial. Desde entonces, se han implementado sistemas similares en zonas sísmicas como California, lo que demuestra su escalabilidad global.
En la feria, Ampace presentará sus celdas de batería Kunlun, diseñadas para aplicaciones comerciales y residenciales de larga duración y alta potencia. Con una vida útil ultralarga de hasta 15 000 ciclos, casi el doble del promedio de la industria, estas celdas pueden extender la vida útil de las estaciones de carga solar a casi quince años. Esta innovación mejora la fiabilidad del sistema y el retorno de la inversión, permitiendo a los operadores alinear la vida útil del almacenamiento de energía con la de su infraestructura fotovoltaica.
Además de los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) a escala de servicios públicos, Ampace presentará su diversa cartera de soluciones de energía verde impulsadas por su tecnología patentada de celdas de batería, que abarca aplicaciones en movilidad eléctrica, herramientas eléctricas, drones y electrónica de consumo.
Con más de dos décadas de I+D en baterías y una sólida reputación mundial, Ampace está preparada para expandir su impacto en el mercado sudamericano.
Las partes interesadas pueden visitar el stand de Ampace, número B4.80, o enviar un mensaje a graceluo@exe-group.net para programar una reunión individual. También se aceptan visitas sin cita previa.
Acerca de Ampace:
Ampace Technology Limited se erige como una empresa innovadora de renombre mundial en nuevas tecnologías energéticas, comprometida con ofrecer soluciones de energía verde con la mejor experiencia de usuario para impulsar el mundo y promover una vida mejor. En el ámbito del almacenamiento de energía, la movilidad eléctrica, las herramientas eléctricas, las aspiradoras, los drones y más, Ampace ha establecido sólidas alianzas estratégicas con líderes del sector.
La empresa es reconocida por ofrecer nuevos productos y servicios energéticos que se caracterizan por su seguridad, fiabilidad, rendimiento y una experiencia de usuario excepcionales, y atiende a más de 50 millones de clientes en 30 países y regiones de todo el mundo.
El Gremio de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG) de Chile renovó su Directiva en el marco de su Asamblea General de Socios, del pasado viernes 8 de agosto.
El Directorio quedó integrado por Carolina Galleguillos (Country Manager de Verano Energy) como presidenta; Tomas Schröter (Gerente General de Espinos) como vicepresidente; Verónica Bustos (Gerente de Asuntos Regulatorios de EnfraGen Chile) como secretaria; y Rodrigo Urzúa (Gerente Comercial de EnorChile), como tesorero. Mientras que Fernando Montaño (Gerente de Operaciones de Enlasa); Miguel Salazar (Commercial & Project Manager en Carbomet Energía); y Miguel Castillo Quezada (Gerente General de Edelmag), integran el equipo de directores.
En este sentido, Carolina Galleguillos, presidenta del gremio, recalcó el rol que tiene GPM AG con las empresas socias y el sector eléctrico del país: “Queremos seguir participando en los diferentes procesos regulatorios y sobre todo defendiendo la importancia de mantener la certidumbre regulatoria del país para incentivar las inversiones del sector y avanzar en la transición energética”.
Igualmente, Tomas Schröter, vicepresidente, resaltó el compromiso que tiene el Directorio con las organizaciones socias “es un voto de confianza a lo que hacemos y a la unidad dentro del gremio, para continuar defendiendo las reglas justas e impulsando los cambios que se necesitan en el mercado eléctrico chileno”.
Asimismo, Rodrigo Urzúa, tesorero, destacó “estoy muy contento de seguir aportando desde EnorChile con el gremio, que siempre ha marcado una diferencia en el mercado eléctrico nacional y lo seguirá marcando”.
Por su parte, Miguel Salazar, Director de GPM, refirió “reencontrarme con la agrupación, vistiendo los colores de otra empresa, me causó mucha de satisfacción para poder seguir aportando al mercado eléctrico”.
Mientras, Miguel Castillo Quezada, Director de GPM, puntualizó “hemos tenido una Asamblea Anual muy positiva, donde el objetivo principal era revisar el desempeño de nuestra asociación y la elección del nuevo directorio, lo cual hemos materializado ratificando a Carolina como Presidenta y a Tomas como Vicepresidente, lo cual permite la continuidad al muy buen trabajo que ha estado realizando GPM en el último tiempo”.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) destacó que durante junio de 2025 la producción del sector experimentó una suba del 5% respecto al mes anterior; mientras que la comparación interanual presentó un aumento del 8%. Por su parte, la variación acumulada tuvo una baja del 6 por ciento.
Por el lado de las ventas locales, en el relevamiento de la Cámara se observó un incremento del 7% frente a mayo, aunque los datos interanuales indican una baja del 10%. En lo que va del año, este segmento acumula una caída del 15%, reflejando aún un comportamiento mixto en los distintos subsectores.
Exportaciones
En cuanto a las exportaciones, la reseña de la CIQyP® mostró un fuerte repunte del 20% en la variación mensual. Pese a ello, la comparación con junio de 2024 marca una caída del 17%, aunque el acumulado de 2025 se mantiene levemente positivo, con un alza del 4%.
Respecto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el análisis de la CIQyP® reveló un importante crecimiento mensual del 29% en producción respecto al mes anterior, con una mejora del 6% en la variación interanual; aunque con una leve caída en el acumulado del año en 1%. En cuanto a las ventas locales, se observó una baja del 1% mensual, un incremento del 9% en la variación anual y una disminución del 3% en el acumulado. En el caso de las exportaciones, se registró caída del 31% frente a mayo, aunque la comparación interanual arrojó una suba del 17%, con un crecimiento acumulado del 32%.
Balanza comercial
Durante junio de 2025, la balanza comercial de los productos del sector, medida en dólares, registró una suba del 20% en comparación con junio del año pasado. Las importaciones disminuyeron un 17%, mientras que las exportaciones bajaron un 10%.
Por su parte, el uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, fue del 58% para productos básicos e intermedios y del 86% para productos petroquímicos.
Las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante junio 2025, fueron de 289 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.550 millones en el primer semestre del año.
“Interesante recuperación del mes de junio en producción y ventas al exterior lo que muestra la resiliencia del sector, sin embargo, no alcanza para recuperar volúmenes y montos del año pasado. Podemos decir que el sector sigue la dinámica de la industria en general al ser proveedora de la mayoría de las cadenas de valor”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, adelantó este lunes que dos nuevas petroleras internacionales desembarcarán en la provincia en las próximas semanas. Si bien el funcionario provincial no las identificó, EconoJournal pudo confirmar que las firmas que están por recibir el guiño oficial son la brasileña Fluxus, la petrolera que controla el grupo J&F, el principal productor de carne del Brasil, y la colombiana GeoPark.
–¿Qué está pasando gobernador? ¿Por qué se están yendo las empresas en una provincia como Neuquén, que es un emirato? -le preguntó la periodista Silvia Naishtat a Figueroa en un evento de energía organizado por el Grupo Clarín.
–Me apasiona poder venir a Buenos Aires y aclarar muchas cosas que como siempre desde el Obelisco nos provoca miopía y no se alcanza a ver lo que pasa en las provincias. ¿Qué pasa con las empresas? Bueno, cómo ustedes saben la macroeconomía le corresponde al Estado Nacional y si existen determinados vaivenes o desconfianzas por parte del inversor externo, pueden mirar otros escenarios. Nosotros hemos tratado de darle también a los portfolios la posibilidad de ser muy dinámicos y ante la salida de una empresa internacional o crece una nacional o viene una nueva internacional. -respondió el gobernador.
A continuación, y para tratar de relativizar la idea de que la producción petrolera de Neuquén se está argentinizando luego de las salidas de Petronas, Exxon y TotalEnergies, Figueroa sostuvo que «esta semana está ingresando una empresa brasileña y creemos que en los próximos 15 días va a ingresar una empresa colombiana», aseguró.
Figueroa expuso en el evento organizado por el Grupo Clarín.
Las petroleras que llegan
Si bien no mencionó cuáles son, el Grupo J&F, el conglomerado privado más grande de Brasil, dirigido por los empresarios Joesley y Wesley Batista, anunció en diciembre de 2023 la compra, a través de su filial Fluxus, de una serie de campos convencionales en Neuquén a Pluspetrol y desde entonces espera la aprobación del ejecutivo provincial.
La operación involucra a los Bloques 1 y 2 y el Bloque Centro del campo Centenario en Neuquén, además del 33% del campo Ramos en Salta. La transferencia se demoró debido a una negociación entre la provincia y Fluxus relativa a la presentación de garantías económicas por parte de la petrolera destinadas a la remediación final de los pozos petroleros.
Por otro lado, Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, dio recientemente una señal fuerte de querer ingresar en Vaca Muerta. El CEO de la compañía, Felipe Bayon, expuso en julio los pilares estratégicos para una nueva etapa de expansión a mediano y largo plazo en la región, con un enfoque especial en el desarrollo no convencional de la cuenca Neuquina.
La petrolera colombiana había avanzado en un acuerdo con Phoenix Global Resources en mayo de 2024 para desarrollar cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por Neuquén y Río Negro. Pero un año después, en mayo de este año, el acuerdo no prosperó por falta de homologación por parte de la provincia de Neuquén en dos áreas y, finalmente la operación se cayó.
«Queremos estar en Vaca Muerta no solo como inversionistas, sino como parte activa del desarrollo, aportando experiencia técnica, disciplina operativa y compromiso con la creación de valor compartido», expresó Bayon en una entrevista con EconoJournal.
La Subsecretaría de Energía de la provincia de Buenos Aires presentó este lunes el Portal Energético de la provincia (PEBA) en el Centro Bonaerense de Energías Renovables. Se trata de una iniciativa que tiene como objetivo centralizar y facilitar el acceso a las estadísticas energéticas a fin de apoyar la toma de decisiones, promover la investigación y contribuir al desarrollo sostenible del sector.
La exposición estuvo a cargo de Gastón Ghioni, subsecretario de Energía; Pablo Jorge, director de la Dirección de Información y Prospectiva energética; Diego Rusansky, director provincial de Estadística; y Roberto Salvarezza, presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas de la Provincia de Buenos Aires.
Acceso a la información: ¿cuáles son los datos con los que cuenta el portal?
Jorge explicó que “el objetivo de la provincia era organizar la información para que este nuevo portal se convierta en una herramienta pública que sirva para la toma de decisiones y que al mismo tiempo estuviera al alcance de todos. Queríamos que sea un instrumento que sirva para impulsar el desarrollo sostenible y la eficiencia energética”.
Al PEBA se puede acceder desde la página web del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos. En el portal se puede observar la oferta de energía, los hidrocarburos que vienen desde otras provincias y el consumo de energía por sector.
“Desde el portal podemos acceder a los datos del último balance energético que presentamos y el recorrido y flujos de la energía. Podemos obtener información estructural de años anteriores, pero también información en tiempo real con datos que surgen desde Cammesa”, explicó el director de la Dirección de Información y Prospectiva energética de la provincia.
Esto es así ya que el portal permite que cualquier usuario pueda visualizar la demanda en tiempo real, y también la de los días anteriores, y la matriz de generación.
Jorge detalló: “El portal también posee un tablero sobre el sistema eléctrico provincial. Allí podemos ver la potencia y la generación que tuvo la provincia por tipo de tecnología. También hay un apartado para las energías renovables y otro que hace referencia al uso de combustibles en las distintas centrales térmicas y al tipo de demanda”.
Energía eléctrica
Uno de los aspectos novedosos del PEBA es que tiene un tablero sobre las áreas de concesión y un apartado de usuarios por categoría tarifaria y cantidad de usuarios por distribuidora. Además de estos datos cuenta con un simulador de facturación eléctrica. “Gracias a esto los usuarios residenciales podrán conocer un valor estimado de su factura ya que allí podrán seleccionar la distribuidora, el tipo de usuario, el consumo. Eso permite simular la factura del servicio eléctrico y también muestra cómo se posiciona ese consumo”, precisó Jorge.
Renovables
El PEBA también tiene un apartado dedicado a las energías renovables. Hay un segmento que aporta información sobre la cantidad de parques solares con los que cuenta la provincia, dividida por localidades.
“También podemos ver las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que se generan en la provincia. Contamos con mapas energéticos para ver las áreas de concesión, los parques, la infraestructura petrolera. Todos estos mapas se pueden descargar y permiten filtrar por capas de información”, informó Jorge.
El portal brinda además la posibilidad de obtener información sobre el marco legal y normativo que da lugar a toda la actividad energética en la provincia. Posee un apartado para explorar las normativas del sector, por número, año y palabra clave. “Este portal es un punto de partida. Se va a actualizar constantemente y va a permitir transparentar la información”, aseveró el director de la Dirección de Información y Prospectiva energética.
Impacto
El subsecretario de energía de la provincia indicó que todos los datos del portal serán clave a la hora de diversificar la matriz energética y diseñar políticas energéticas de cara al futuro. “Para diseñar políticas necesitamos tener información real y este es un gran paso en ese sentido. Tenemos grandes desafíos y debemos ir incorporando nuevas variables. Con el acceso a la energía logramos la equidad social, la calidad de vida. Sin tener estos datos se hace política a ciegas”, concluyó Ghioni.
Ghioni consideró: “Es información integradora. Esta es la continuidad de un trabajo que venimos haciendo. Todos son los destinatarios. Es un aporte al mundo académico y al científico general. Es información fundamental y por eso la abrimos a todos. Creemos que es un punto necesario”.
Eficiencia energética
Rusansky, director provincial de Estadística, valoró el aporte que generarán los datos del portal y aseguró: “Es muy bueno concentrar la información en un solo lugar y que se pueda acceder a ella de manera fácil. También dijo que gracias a esto los usuarios puedan mejorar la eficiencia dentro de sus hogares y la calidad de su energía y sus instalaciones. El portal no es sólo un sitio web, es una invitación para ver donde estamos y ver en qué podemos mejorar”.
Por último, Salvarezza destacó la importancia de diseñar, en base a estos datos, políticas públicas que beneficien a los bonaerenses. “Esta es una gran oportunidad para los que hacemos investigación en energía. Hoy tenemos todos estos datos disponibles para sacar información y entregar estos resultados a las autoridades de aplicación para que puedan desarrollar políticas. Creo que va a tener una repercusión grande y va a facilitar la tarea de investigación en la comunidad científica”.
En Nöllmann S.A. ofrecemos más que productos; brindamos apoyo integral a nuestros clientes.Desde la fabricación de tableros a prueba de arco interno hasta su preparación final, nuestro equipo se asegura de que recibas una solución confiable y completamente lista para funcionar. Certificación de nuestros trabajosNuestra planta de fabricación de tableros cuenta con certificación ISO 9001. Cada tablero es ensayado en fábrica cumpliendo con los más altos estándares internacionales. Disponemos de ensayos de tipo que respaldan la calidad de nuestros productos.En el caso de los tableros de la línea Logstrup, cumplimos con la certificación IEC 61439-1/2 para tableros protocolizados y con […]
Pan American Energy puso en marcha el primer pozo de shale gas en el yacimiento Río Chico. El hallazgo confirma la viabilidad operativa y abre la puerta a una inversión inicial de USD 250 millones. En el segundo trimestre de 2025, Pan American Energy (PAE) dio inicio a la extracción de hidrocarburos no convencionales en Chubut. El primer pozo de shale gas en la formación D-129, ubicado en el yacimiento Río Chico -en la arista noreste de Cerro Dragón, a 47 km de Sarmiento y 100 km de Comodoro Rivadavia- arrojó resultados preliminares positivos, confirmando la viabilidad técnica y la […]
En una reunión de trabajo que encabezó el gobernador Rolando Figueroa, funcionarios del ministerio de Energía y Recursos Naturales expusieron los alcances de las políticas implementadas. El Ejecutivo realiza una evaluación permanente de los objetivos cumplidos y las metas trazadas para los próximos meses. Con foco en la sostenibilidad y el desarrollo integral del territorio, funcionarios del ministerio de Energía y Recursos Naturales, encabezado por el ministro Gustavo Medele, presentaron hoy al gobernador, Rolando Figueroa, los resultados de las políticas implementadas por el Gobierno provincial en el transcurso de la gestión. El modelo neuquino impulsado por el Ejecutivo realiza una […]
La volatilidad del tipo de cambio de las últimas semanas volvió a poner sobre la mesa la pregunta de cuáles son las opciones más convenientes para obtener retornos sobre los dólares ahorrados. La volatilidad del tipo de cambio en las últimas semanas -y su suba de poco más del 10% desde principios de julio- volvió a poner al dólar en el top-3 de las consultas. ¿Hay que comprar (o vender) en estos niveles? ¿De qué depende su volatilidad? ¿Cuál es hoy el techo de la banda de flotación, que dispararía, una “intervención” más clara del Gobierno? son algunas de las […]
El Gobierno nacional dispuso la reducción a cero de las retenciones para más de 230 productos mineros, lo que impl;icar”a un costo fiscal de más de u$s 400 millones. Según datos de la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), en 2024 las exportaciones mineras generaron $566.942 millones (u$s 428 millones) en concepto de derechos de exportación. La norma, publicada el jueves en el Boletín Oficial, fija en 0% la alícuota del Derecho de Exportación para las mercaderías incluidas en el Anexo del decreto, todas ellas identificadas por sus posiciones arancelarias en la Nomenclatura Común del Mercosur (NCM). La lista […]
La industria energética de Neuquén amplía su demanda de operarios y técnicos certificados. Vaca Muerta continúa consolidándose como uno de los polos energéticos más importantes del país y la demanda de mano de obra calificada no para de crecer. Empresas como Halliburton, Pecom y Alberta activaron búsquedas para cubrir distintos puestos operativos y técnicos en Añelo, Neuquén y Rincón de los Sauces, con salarios competitivos y la necesidad de experiencia comprobable. ¿Qué perfiles se buscan? Soldadores certificados, con experiencia en estructuras pesadas y gasoductos, y dominio de normas API 1104. Choferes profesionales con carnet CNRT y experiencia en cargas peligrosas. […]
En los últimos seis meses, tres grandes petroleras multinacionales vendieron sus activos en el yacimiento neuquino. En los últimos seis meses, tres grandes petroleras internacionales se desprendieron de activos en Vaca Muerta: ExxonMobil, Petronas y TotalEnergies. Del otro lado de la mesa se ubicaron empresas argentinas: los compradores fueron Pluspetrol, Vista Energy e YPF, respectivamente. Estos movimientos llaman la atención de analistas y funcionarios, quienes tratan de comprender qué significan y qué pueden implicar hacia el futuro. Entre los analistas existe la idea de que se trata de la manifestación de un período de transición en el que corren por […]
En diálogo con AM550, el Ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, habló sobre el impacto positivo que tienen el aumento de la producción y de las obras de infraestructura pensando en un mercado de exportación. La provincia de Neuquén atraviesa hoy un importante salto de crecimiento, tanto a nivel exportaciones como de producción. En este contexto, donde se perforaron 195 pozos con objetivo shale en los primeros seis meses del año y un total de 9.188 fracturas (2023 fracturas más que en el primer semestre de 2023), el Ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, […]
La pyme neuquina tomó el control de Puesto Flores/Estancia Vieja, Las Bases y Puesto Prado bajo un contrato de tres años, con el objetivo de garantizar empleo local, continuidad operativa y evitar pasivos ambientales. Tras la confirmación de la quiebra de la petrolera británica President Petroleum, la pyme neuquina Brava Soluciones Oil & Gas informó que desde mayo pasado se hizo cargo del servicio de Operación y Mantenimiento (O&M) en tres bloques que pertenecían a esa compañía: Puesto Flores / Estancia Vieja, Las Bases y Puesto Prado. Las concesiones de estas áreas, que vencen entre 2027 y 2028, serán gestionadas […]
Marin repasó el efecto que tuvo en la compañía la baja de los precios de crudo, la pérdida de rentabilidad que aún representa la operación en campos maduros y el aporte para mejorar ese desempeño con los procesos de mejora de eficiencia y reducción de costos en marcha. También puso al día los avances en los grandes proyectos de inversión, los planes de expansión y de producción, y la estrategia en la gestión de precios en el downstream. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, encabezó este viernes la call con inversores para presentar el balance de la compañía […]
Las principales petroleras del país ya confirmaron la instalación de los dos primeros barcos de licuefacción en Río Negro y las exportaciones comenzarán en 2027. Las iniciativas demandarán la construcción de nuevos gasoductos y el acceso al financiamiento. La Argentina ingresará en 2027 al exclusivo conjunto de países exportadores de gas natural licuado (GNL), junto a Australia, Qatar, Estados Unidos y Malasia, entre otros. La producción se realizará desde seis buques instalados frente a las costas de Río Negro, que estarán conectados a los yacimientos de Vaca Muerta mediante nuevos gasoductos. El desarrollo del GNL representa una oportunidad concreta para […]
A través de dos resoluciones la Secretaría de Energía estableció nuevos precios para los biocombustibles para el mes en curso.
La resolución 341/2025 fijó en $ 824,044 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de agosto de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
También fijó para el mismo período y hasta nuevo aviso en $ 755,258 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otra parte, y a través de la resolución 342/2025 estableció en $ 1.354.507 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante agosto 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
El mercado peruano de energías renovables atraviesa un momento de gran expectativas de crecimiento. La potencia instalada podría casi triplicarse hacia 2030, alcanzando los 4,5 GW sumando la capacidad actualmente en operación (1.755,5 MW). De acuerdo con la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), el país cuenta con una cartera de más de 60 proyectos eólicos que suman 14.881,5 MW, así como 16.314 MW solares en distintas fases de tramitación, revisión técnica y construcción.
Sin embargo, este crecimiento proyectado enfrenta desafíos importantes, como el riesgo de congestión en la red de transmisión y la necesidad de adaptar el marco regulatorio para facilitar la concreción de inversiones.
En este escenario, el próximo 29 de septiembre, Lima recibirá una nueva edición delFuture Energy Summit (FES), la gira internacional de alto nivel que reúne a los principales actores de la transición energética en Hispanoamérica. Se espera la asistencia de más de 500 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y especialistas en financiamiento.
El programa contará con la visión estratégica de referentes como Marco Fragale, CEO de Orygen, y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú, quienes abordarán las oportunidades y retos del mercado local. Desde el ámbito de la transmisión y distribución, Cristian Remolina, gerente general de ISA REP, y César Butrón, presidente del directorio de COES, ofrecerán perspectivas sobre la infraestructura y el balance del sistema eléctrico.
La generación renovable será analizada por líderes como Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, Brendan Oviedo y Jaime Toledo, director general Sudamérica de Acciona Energía, junto con representantes de fabricantes y proveedores tecnológicos de alcance global como Christopher Atassi, CEO de Gonvarri Solar Steel, Luis Miguel Castillo de Solax Power, Fernando López de Trinasolar, Alberto Cuter de Jinko Solar y Franco Postigo de Canadian Solar.
También participarán Ricardo Garro, director comercial Latinoamérica de CATL, Luciano Silva de Trina Storage, Nicol Pomalia de CAPO Energy, Luis Contreras de Yingli Solar y Angie Salom de FMO.
La gira FES se caracteriza por convocar perfiles estratégicos que marcan el pulso de la transición energética, con la voz de CEOs y directivos de compañías líderes a nivel regional y global. Estos encuentros ofrecen una mirada integral del sector, abordando desde la perspectiva de los desarrolladores y operadores, hasta la visión de fabricantes, bancos de desarrollo e instituciones clave para la viabilidad de los proyectos.
Uno de los ejes de debate será el marco normativo y la reciente modificación de la Ley 28832, que incluye la separación de la potencia firme y la energía para la comercialización. Además, se espera la publicación de los reglamentos de generación distribuida, lo que será un aspecto clave de las discusiones durante el evento.
Asimismo, se abordará el riesgo de congestión en la red eléctrica y la urgencia de reforzar la infraestructura de transmisión para absorber el crecimiento proyectado de capacidad renovable. Según apuntan los especialistas, el volumen de proyectos en cartera ya excede la demanda actual del país (aprox. 7.000 MW), lo que plantea la necesidad de planificar nuevas líneas y optimizar el uso de la red para evitar cuellos de botella que limiten el ingreso de nuevas plantas.
FES Perú se proyecta como un espacio de análisis y networking, donde las empresas más importantes del sector y funcionarios de primer nivel debatirán sobre la hoja de ruta para el desarrollo de las energías limpias en el país.
En un escenario de creciente demanda de energía limpia y mayor complejidad técnica de los proyectos, los servicios profesionales fotovoltaicos se consolidan como un pilar para garantizar el rendimiento y la sostenibilidad de las plantas solares.
Empresas líderes incluidas en el PVBook, el catálogo digital internacional producido por Strategic Energy Corp, avanzan con estrategias de expansión e integración de almacenamiento BESS e incluso hidrógeno verde para responder a las nuevas necesidades del mercado.
360Energy se posiciona como desarrolladora y generadora solar integrada, abarcando desde el desarrollo e ingeniería hasta la operación, mantenimiento y comercialización de energía. Para 2025, la empresa iniciará la construcción de nuevos parques en Argentina, Brasil y México.
En Argentina, bajo el programa RenMDI, fue adjudicataria de tres parques solares híbridos con almacenamiento —los únicos con BESS— que sumarán 60 MW y más de 30 MWh de capacidad de almacenamiento en Colón, Arrecifes y Realicó.
“Nuestra estrategia será diversificar entre contratos con privados y con Cammesa en Argentina, y enfocarnos en abastecer empresas privadas en el resto de los países”, manifiesta la compañía.
En Brasil y México, 360Energy impulsará proyectos para abastecer a plantas industriales de Stellantis, con 150 MW y tecnologías como trackers, carports, ground fixed y BESS. La firma también avanza en desarrollos para España e Italia, consolidando su presencia en Europa y apostando por mercados con marcos regulatorios sólidos para energías renovables.
8.2 Group, referente en consultoría técnica e inspecciones con independencia, acumula 80.000 inspecciones de aerogeneradores y más de 20 GW de due diligence en eólica y fotovoltaica. En Argentina, donde ofrece todos sus servicios, la empresa opera también en toda Latinoamérica —excepto Brasil, donde cuenta con equipo propio—, abarcando generación distribuida, plantas de gran escala y sistemas de almacenamiento.
Sus metodologías incluyen inspecciones con termografía, IV curve y flash test, análisis de performance y vida útil, auditorías de fábrica y evaluación de daños por granizo o eventos climáticos. “Nuestro enfoque continúa puesto en minimizar riesgos para los propietarios y lograr excelencia operativa en todas las etapas del proyecto”, destacan desde la firma.
Amara NZero, con más de 60 años de trayectoria en el sector energético, por su parte ha consolidado su liderazgo en la distribución solar en México y LATAM. Su modelo combina la distribución de soluciones fotovoltaicas completas con la prestación de servicios EPC, garantizando materiales de las marcas más confiables y soluciones adaptadas a cada proyecto.
Esta integración le permite atender tanto plantas a gran escala como instalaciones de generación distribuida, optimizando costos y tiempos de ejecución.
Mientras que Black & Veatch apuesta por soluciones que resuelvan la intermitencia de la energía renovable mediante almacenamiento e hidrógenoverde. Actualmente, la compañía lidera el diseño y construcción de la primera ola de proyectos de H2V, con 245 MW finalizados o en construcción.
Uno de sus desarrollos emblemáticos contempla almacenar hidrógeno en cavernas salinas y utilizarlo para generación eléctrica a escala de utilidad. Además, fortalece su presencia en Chile, Puerto Rico, México y Perú, ofreciendo soluciones que abarcan desde la asesoría estratégica hasta la operación y mantenimiento.
Esto remarca que la integración de BESS, la incorporación de hidrógeno verde y la expansión internacional seguirán como tendencias determinantes para el sector. Por lo que el PVBook se consolida como herramienta estratégica para el ecosistema solar, centralizando información técnica de las empresas que están a la vanguardia, contribuyendo a un mercado global que demanda eficiencia, confiabilidad e innovación.
La licitación AlmaGBA, destinada a incorporar 500 MW de almacenamiento de energía mediante baterías en la red de distribución del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tuvo una convocatoria récord que, para opinión del sector público, fue menor de lo esperada.
«Lamentablemente tuvo menos trascendencia que la que debió tener», manifestó el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, al referirse a una convocatoria que marca un antes y un después para el diseño del mercado eléctrico argentino.
Si bien el interés que generó en el sector fue contundente: 14 empresas presentaron 27 ofertas que totalizan exactamente 1346,9 MW de potencia, más del doble de lo previsto en el pliego, desde el gobierno consideraron que no tuvo la suficiente magnitud.
“Se le ha dado poca relevancia, a pesar que es la primera vez en décadas donde la distribución contrata directamente con la generación (en este caso con quienes instalen y operen los sistemas BESS) que no estaban acostumbrados porque todos contrataban a través de CAMMESA”, agregó González durante un evento de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina.
Y cabe recordar que las compañías participantes fueron BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto, y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar, estas últimas las únicas firmas de origen internacional.
Los proyectos van desde 10 MW hasta 150 MW, con una potencia mínima solicitada de 1182,5 MW y una máxima de 1346,9 MW. Las condiciones técnicas exigen que cada sistema de almacenamiento tenga capacidad de realizar al menos 180 ciclos al año y de sostener cargas de hasta 8 horas.
En el caso de Edenor, se recibieron 17 propuestas que totalizan 900 MW, mientras que para Edesur se presentaron 10 sistemas por 447 MW.
El cambio de paradigma generó tensiones en su implementación, de modo que el proceso sufrió diversos vaivenes desde su lanzamiento y contó con muchas dudas y consultas durante distintas etapas, hecho que hizo que la licitación se prorrogara en tres oportunidades.
“Ambas partes tenían desconfianza. El generador consideraba que estaba siendo obligado a contratar con las distribuidoras y planteaba que éstas no eran sujetos de crédito”, reconoció González.
A pesar de esas dudas iniciales, el proceso logró avanzar y generar señales claras para el sector. Uno de los factores determinantes fue la decisión de permitir el pass through tarifario, es decir, la posibilidad de trasladar el costo del almacenamiento directamente a la tarifa eléctrica. “Lo que fue exitoso fue que se pasara el pass through a la tarifa y que, por primera vez, se contre mediante las distribuidoras”, valoró el funcionario.
Próximos pasos de la convocatoria
Aunque la apertura de ofertas ya se concretó, el proceso AlmaGBA continúa en análisis técnico y económico. Una vez analizadas las ofertas administrativas y técnicas, CAMMESA publicará la calificación de las mismas el día 12 de agosto y una semana más tarde, el 19/8, se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas (sobres B). Mientras que la adjudicación llegará el viernes 29 de dicho mes.
Y los sistemas BESS que resulten ganadores deberán entrar en operación el 1 de enero de 2027, aunque habrá un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de COD.
