En el marco de la revisión, saneamiento o disolución de los Fondos Fiduciarios Públicos, el Ministerio de Economía definió, a través del Decreto 234/2025, el cierre definitivo del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) que, en línea con los 21 fondos disueltos anteriormente, registraba un pésimo uso de los recursos de la sociedad, falta de controles y de resultados, comunicó la cartera a cargo de Luis Caputo.
Este Fondo había sido creado en 1999 con el objetivo de financiar obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de alta tensión, para abastecer la demanda o interconectar regiones eléctricas.
En ese sentido, para los ingresos del Fondo se había establecido un porcentaje sobre el recargo de las tarifas que pagan las empresas distribuidoras y los grandes usuarios por compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), porcentaje que tuvo diversas modificaciones.
Economía señaló que “No obstante, una auditoría realizada por la Sindicatura General de la Nación (SIGEN) arrojó como resultado diversas falencias en el funcionamiento del FFTEF. Entre ellas se destaca el incumplimiento del Reglamento de Contrataciones; significativas demoras en la ejecución de las obras; inconsistencias en la registración de las operaciones y las transferencias efectuadas; la imposibilidad de realizar un control de trazabilidad de los fondos aplicados; y estados contables no auditados ni ajustados por inflación”.
En los considerandos del decreto ya oficializado se hace hincapié en que “dichas falencias documentales se condicen, a su vez, con defectos operativos, por cuanto se ha constatado que existen demoras excesivas en el cumplimiento de los plazos previstos para la finalización de las respectivas obras de ampliación del Sistema de Transporte Eléctrico, generándose incrementos en los costos directos, indirectos y por redeterminaciones de precios, lo que eleva el monto total de las obras”.
Asimismo, se puntualizó que “la disolución de este Fondo Fiduciario no alterará la continuidad de la política pública para financiar las obras necesarias para ampliar el sistema de transporte de energía eléctrica, tarea que seguirá a cargo de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía”.
“En el caso particular del FONDO FIDUCIARIO PARA EL TRANSPORTE ELÉCTRICO FEDERAL (FFTEF), la finalidad de la política pública consistente en el financiamiento de ampliaciones en el sistema de transporte de energía eléctrica se mantiene, por lo que el recargo al aporte instituido en la Ley 15.336 y la Ley N° 11.672 y sus modificatorias mantiene su plena vigencia”, se puntualiza en los considerandos del decreto 234/2025.
Y se indica que, en tal sentido, es indispensable establecer que el 19,86 % de lo recaudado por el FFTEF deberá ser afectado a las obras que la Secretaría de Energía identifique como de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión destinada al abastecimiento de la demanda o a la interconexión de regiones eléctricas para mejora de calidad y/o seguridad de la demanda”.
También se puntualiza que “corresponde que el monto resultante del recargo señalado se afecte a la finalización de las obras pendientes de ejecución a la fecha del dictado de la presente medida, así como todo otro tipo de contrataciones necesarias para el debido control y fiscalización técnica de su ejecución”.
Las sumas líquidas, tenencias en títulos públicos y otros activos financieros representativos de inversiones del FFTEF al momento de su disolución serán transferidos a la cuenta que indique la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.
Los desembolsos realizados por organismos de crédito o fomento al Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal deberán ser transferidos a la cuenta que indique la Secretaría de Energía para la extinción de dichos contratos de préstamo en el ámbito de la Secretaría de Finanzas del Ministerio de Economía.
El rol de comitente en los contratos de obra en los que fuera parte el FFTEF será asumido por la Secretaría de Energía.
“Atento a las falencias encontradas en el funcionamiento del FFTEF, el Gobierno reafirma su voluntad de lograr una gestión pública más eficiente, transparente y orientada al bienestar común, garantizando el uso racional de los recursos públicos y fortaleciendo el control sobre las finanzas públicas”, señaló Economía.
Diseñada originalmente hace casi 25 años con la intención de favorecer la cobertura de los costos de la energía en las regiones del país con menores temperaturas en la Patagonia, el Régimen de Zona Fría se expandió luego en 2021 por impulso legislativo del kirchnerismo —a través de la Ley 27.637— a provincias con climas más templados, sembrando dudas sobre su razonabilidad.
Un estudio publicado en marzo por la consultora Economía y Energía analizó en detalle los efectos no deseados que tuvo esa ampliación. La observación más concluyente del trabajo es que, como consecuencia no buscada de la iniciativa, el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema de Zona Fría, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.
“Con la creciente concentración de los beneficiarios en las provincias más favorecidas económicamente y la persistente falta de un enfoque sostenible en el consumo de gas, el Régimen de Zona Fría parece estar en una encrucijada que exige una revisión profunda para garantizar que el beneficio sea justo y eficiente para todos los sectores del país”, cuestionó el informe.
El análisis de Nicolás Arceo sobre la ampliación de la zona fría
El impacto en el consumo y en las tarifasEl debate completo miralo en #YouTube https://t.co/crMEORe9Dq
Disponible en #Spotify
https://t.co/KBF34e6WoL
— Dinamo Stream (@DinamoStream) March 25, 2025
Consultado en la última emisión de Dínamo, el espacio audiovisual que se emite por el canal de YouTube de EconoJournal, Nicolás Arceo, titular de la consultora, dio detalles específicos sobre el trabajo. “Lo que hicimos, inicialmente, fue evaluar cómo impactó en términos de consumos unitarios el Régimen de Zona Fría durante su primera etapa de implementación (o sea, entre 2002 y 2021). A grandes rasgos, en ese período se vio una caída a nivel federal en el consumo de los distritos por fuera de la denominada Zona Fría de alrededor de un 16% en el consumo unitario (promedio de cada hogar)”, puntualizó el consultor.
En segundo término, el trabajo comparó el consumo unitario experimentado en la Patagonia argentina versus los verificados en el norte de Estados Unidos y el norte de Canadá. “Así llegamos a la conclusión de que el consumo unitario en suelo patagónico era significativamente más alto que (en esos países norteamericanos), más allá de que no pueda trazarse una relación directa porque los niveles de electrificación son distintos (está mucho más extendida en EE.UU. y Canadá), al igual que los niveles de tarifas y el aislamiento térmico de las casas. Estamos hablando de una noción general”, aclaró Arceo.
En 2021, recordó, se determinó la ampliación del Régimen de Zona Fría abarcando territorios como el sur de Santa Fe, el sur de Córdoba, Mendoza y buena parte de la provincia de Buenos Aires. “Hoy el alcance de este instrumento es de un 49% de los usuarios argentinos, incluyendo a la zona con el Producto Bruto Interno (PBI) per cápita más alto del país”, precisó.
En definitiva, mientras que la primera etapa del programa tenía, a su entender, una lógica consistente, ya que en la Patagonia se registran temperaturas muy bajas y hacía falta una tarifa diferencial, la segunda desvirtuó por completo ese sentido, contemplando hogares de nivel N1 (de altos ingresos) que no necesitaban ser subsidiados.
“Al evaluar los datos de 2021 contra los de 2024, lo que vimos fue que los usuarios de zonas no beneficiadas redujeron su consumo entre un 8,5% y un 9%, al tiempo que los de Zonas Frías lo elevaron entre un 6% y un 7%, quedando en evidencia un claro impacto (no deseado) de la política tarifaria en materia de demanda diferencial”, advirtió.
Los números aportados por el titular de Economía y Energía suscitaron una definición tajante por parte de Juan José Aranguren. “Se subsidió a los ricos”, sentenció ex ministro de Energía durante la gestión de Cambiemos.
, Redaccion EconoJournal
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Según el informe de Intercambio Comercial que publica el INDEC, Argentina exportó en febrero 847 millones de dólares en el rubro combustibles y energía, 12,6% más que en el mismo período del año pasado.
A su vez, las exportaciones de combustibles y energía representaron 14,6% de las ventas del país y la región que más exportó fue la Patagonia, con un total de 528 millones de dólares.
Por su parte, las importaciones de combustibles y lubricantes totalizaron los 230 millones de dólares, lo que permitió un saldo positivo para el país en este segmento de más de 617 millones de dólares.
De esta manera, en el primer bimestre del 2025, Argentina tuvo un saldo positivo de la balanza comercial energética por 1.321 millones de dólares, lo que significa el ingreso de más divisas y consolida al sector energético como uno de los motores del crecimiento del país.
Cabe destacar que el año pasado, con una economía ordenada y más libertad para las empresas, el país logró el superávit energético más alto de los últimos 18 años, con 5.668 millones de dólares.
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Con la inflación presionando y la inestabilidad del dólar generando remarcaciones en los precios de los alimentos, el Gobierno decidió postergar hasta mayo la implementación del nuevo esquema tarifario de luz y gas. Este plan no solo definirá las inversiones de las compañías energéticas hasta 2030, sino que también establecerá el ritmo de los aumentos en las facturas durante los próximos años. Mientras tanto, las autoridades trabajan en un ajuste transitorio para abril, buscando amortiguar su impacto en la inflación.
Las empresas del sector energético esperaban definiciones para el lunes 31 de marzo, pero todo indica que las tarifas oficiales recién se publicarán en abril. Algunas fuentes del sector creen que el aumento rondará el 1,7% promedio, en línea con el de marzo, manteniendo así la estrategia del Ejecutivo de contener los precios. Sin embargo, el verdadero impacto en las boletas dependerá de si se actualiza o no el precio estacional de la energía y el del gas en el ingreso al sistema, dos factores clave que suelen ajustarse en marzo o abril.
El esquema tarifario se estructura en tres componentes: el precio mayorista de la energía, el transporte y la distribución. Durante los últimos meses, el Gobierno autorizó aumentos discrecionales en estos rubros mientras se negociaba la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT). En las audiencias públicas de febrero, las empresas ya acordaron un aumento superior a la inflación proyectada para 2024, que se aplicará en dos o tres tramos e incluirá un mecanismo de actualización mensual basado en inflación y salarios.
Inicialmente, la RQT del gas estaba lista para entrar en vigencia en marzo, y la de electricidad en abril. Sin embargo, con la nueva postergación, ambos ajustes se trasladaron a mayo, aunque no se descartan más retrasos. Todo dependerá del comportamiento de la inflación y el dólar en un año atravesado por el calendario electoral.
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Arcos Dorados, el mayor franquiciado de McDonald’s en el mundo, ha dado un paso significativo en su estrategia de sustentabilidad al asegurar que el 50% de la energía que utiliza provenga de fuentes renovables. Esta iniciativa es posible gracias a un acuerdo firmado con el grupo energético Capex.
El convenio, que entró en vigor en febrero de este año, se considera el mayor contrato de su tipo en Argentina. A través de este acuerdo, la empresa recibirá un suministro de 15.000 Mega Watts-hora provenientes de energía solar, permitiendo que 78 locales de McDonald’s operen exclusivamente con fuentes renovables.
La energía utilizada proviene del parque solar “La Salvación”, ubicado en la provincia de San Luis. Esta medida refuerza el compromiso de la compañía con el desarrollo de una matriz energética más limpia y diversificada en el país.
Este es el tercer acuerdo que Arcos Dorados firma en Argentina en materia de energías renovables. Mientras que los dos contratos anteriores se basaban en energía eólica, este nuevo convenio se centra en la energía solar, marcando una ampliación de las fuentes de abastecimiento sostenible de la compañía.
Gracias a esta alianza, la empresa no solo mejora su impacto ambiental, sino que también contribuye al crecimiento del sector de energías renovables en el país. Con esta acción, refuerza su alineación con las metas globales de reducción de emisiones de carbono y eficiencia energética.
Eduardo Lopardo, director general de Arcos Dorados Argentina, destacó la importancia de este hito para la empresa. “Este acuerdo reafirma nuestra visión de liderazgo en sostenibilidad en la región, contribuyendo al desarrollo de una matriz energética más diversificada y promoviendo un futuro más sustentable para todos”, señaló.
El directivo también subrayó que esta iniciativa es un paso clave en el compromiso de la compañía con la sostenibilidad y la comunidad. “Con este tipo de acciones, buscamos generar un impacto positivo en el medio ambiente y en las comunidades donde operamos”, agregó.
La implementación de este acuerdo permitirá garantizar el suministro sustentable a 48 restaurantes que anteriormente tenían acceso limitado a energía renovable. Dentro de este grupo, 8 locales no estaban conectados al sistema de energías limpias, mientras que otros 40 ahora alcanzarán el 100% de abastecimiento renovable.
De esta manera, Arcos Dorados avanza en su estrategia de sostenibilidad y reafirma su compromiso con la innovación en el uso de energías limpias. La compañía continúa explorando nuevas oportunidades para reducir su huella de carbono y mejorar sus prácticas ambientales.
Desde la empresa aseguran que este logro es el de mayor volumen y duración en la historia de Arcos Dorados en Argentina. Con esta decisión, la firma se posiciona como un actor clave en la transición energética del país.
A medida que crece la demanda por prácticas empresariales sostenibles, Arcos Dorados demuestra que es posible operar con responsabilidad ambiental sin comprometer la eficiencia ni la calidad del servicio. Su estrategia marca un precedente en el sector gastronómico y podría servir de modelo para otras compañías.
Este acuerdo con Capex no solo fortalece la posición de Arcos Dorados como referente en sostenibilidad, sino que también refleja el creciente interés del sector privado en adoptar soluciones energéticas renovables. La tendencia hacia el uso de energías limpias continúa en ascenso y promete transformar el panorama empresarial en los próximos años.
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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró que el desarrollo de la infraestructura de Vaca Muerta es clave para bajar los costos de producción y lograr mayor competitividad. El mandatario instó a las empresas hidrocarburíferas a invertir y aseguró que será un “win-win” para la industria y para el Estado.
Figueroa participó de la jornada Vaca Muerta Insights, que se realizó en el casino Magic de Neuquén. Durante su exposición, el gobernador señaló que para lograr que la producción petrolera de Neuquén sea competitiva “tenemos que hacer todo muy bien” y para ello “tenemos que jugar en equipo”.
En ese sentido, señaló que el principal desafío para el sector es bajar los costos de producción y aseguro que esto se puede lograr “con el desarrollo de infraestructura”, publicó el portal Neuquén Informa.
Remarcó que en la provincia “tenemos medido que cada 100 km de tierra que existe en una ruta, la industria en su conjunto pierde por año 50 millones de dólares. Por esperar una hora para atravesar Añelo, la industria en su conjunto pierde 22 millones de dólares”.
Por ese motivo, Figueroa instó a las empresas a cooperar con inversiones que son clave para el desarrollo de Vaca Muerta. Puntualizó que “el camino de la tortuga, más la ruta 8 y 17, consideramos que es vital para poder atravesar Añelo. Después tenemos otras rutas para poder ir impulsando con la industria, como asimismo otras obras que de infraestructura que son importantes”.
El gobernador resaltó que el objetivo del Gobierno provincial es invertir la “monetización de nuestro subsuelo” para el desarrollo de otras actividades económicas.
Concluyó que “la provincia está realizando las inversiones que debe realizar, espero que la industria se sume a realizar las obras que se comprometió a realizar en la región Vaca Muerte lo más rápido posible porque cada minuto que pasa son pesos o dólares que se pierden para poder ser más competitivos”.
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Donald Trump, revocó los permisos y exenciones concedidas a varias empresas petroleras, para exportar crudo desde Venezuela.
El gobierno de Venezuela confirmó la versión. “Hemos mantenido comunicación fluida con las empresas trasnacionales de petróleo y gas que operan en el país y que han sido notificadas por el gobierno de los Estados Unidos sobre la revocación de sus licencias”, dijo la vicepresidenta Delcy Rodríguez en un comunicado en Telegram.
Sin embargo, Rodríguez señaló que las empresas internacionales “no requieren licencia ni autorización de ningún gobierno extranjero” para operar en Venezuela debido a que este país no reconoce “jurisdicción extraterritorial alguna”.
La salida de Chevron prevista inicialmente para el 3 de abril, supone un revés económico para Venezuela, ya que la petrolera estadounidense había contribuido a la reactivación de la producción petrolera venezolana, que en febrero de este año, superó por primera vez el millón de barriles por día (bpd) desde junio de 2019, según cifras de la Opep.
Chevron es clave en la frágil estabilidad económica de Venezuela. Con su salida se interrumpe un flujo de divisas que mantenía bajo relativo control la devaluación del bolívar. Según estimaciones la petrolera favorece el ingreso de cerca de 200 millones de dólares mensuales en la economía.
Trump dio hasta el 27 de mayo a Chevron para terminar su relación con Venezuela.
La italiana Eni también confirmó que las autoridades estadunidenses le notificaron que ya no se le permitirá recibir pagos por la producción de gas en Venezuela mediante suministro de la empresa estatal venezolana PDVSA.
“Eni mantiene su compromiso de transparencia con las autoridades estadunidenses para identificar opciones que garanticen que los suministros de gas no sancionados, esenciales para la población, puedan ser remunerados por PDVSA”, informó en un comunicado. “Eni siempre opera en pleno cumplimiento del marco de sanciones internacionales”.
La decisión de Washington incluye a la petrolera estadunidense Global Oil Terminals, propiedad del millonario y donante del partido republicano Harry Sargeant III, a la francesa Maurel et Prom y a Repsol, según tres fuentes citadas por Bloomberg. Estas compañías deberán poner fin a sus operaciones en Venezuela antes del 27 de mayo, explicaron.
A raíz de la noticia Repsol cayó más de un 2,6 % en la apertura del mercado bursátil de fin de mes, situándose en 13,31 dólares por acción.
La medida también afecta las licencias emitidas a empresas de gas venezolano que tengan relación comercial con PDVSA.
Estos permisos fueron emitidos por el Departamento del Tesoro estadunidense con formato de licencias, exenciones o cartas de conformidad para permitirles operar en Venezuela y exportar el petróleo de PDVSA sin que les afecten las sanciones impuestas por Washington.
En lo que se refiere a la estadunidense Global Oil Terminals, también deberá poner fin a todas las transacciones con PDVSA antes del 2 de abril abonando cualquier monto pendiente por la compra de petróleo para asfaltado.
The Wall Street Journal informó el viernes que la petrolera de Sargeant había recibido la orden de salir de Venezuela, y citó como fuente una carta remitida por el Departamento del Tesoro a la compañía.
Global Oil Terminals recibió en mayo una exención de dos años para comprar y transportar asfalto a Estados Unidos y países del Caribe.
El Gobierno nacional disolvió el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) debido al “pésimo uso de los recursos” y por “la falta de controles y resultados”. Lo dispuso a través del Decreto 234/2025 publicado este lunes en el Boletín Oficial.
La medida se tomó debido a que el FFTEF “registraba un pésimo uso de los recursos de la sociedad, falta de controles y de resultados”, según un comunicado oficial.
Este Fondo había sido creado en 1999 con el objetivo de financiar obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de alta tensión, para abastecer la demanda o interconectar regiones eléctricas.
En ese sentido, para los ingresos del Fondo se había establecido un porcentaje sobre el recargo de las tarifas que pagan las empresas distribuidoras y los grandes usuarios por compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), porcentaje que tuvo diversas modificaciones.
El comunicado oficial señaló que “una auditoría de la Sindicatura General de la Nación (Sigen) reveló diversas falencias en su funcionamiento”.
“Entre ellas se destacan el “incumplimiento del Reglamento de Contrataciones; significativas demoras en la ejecución de las obras; las inconsistencias en la registración de las operaciones y las transferencias efectuadas; la imposibilidad de realizar un control de trazabilidad de los fondos aplicados; y estados contables no auditados ni ajustados por inflación”, precisó el comunicado.
El Poder Ejecutivo aseguró que “la disolución del Fondo no alterará la continuidad de la política pública para financiar las obras necesarias, tarea que seguirá a cargo de la Secretaría de Energía”
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Por cada megavatio nuevo de energías renovables y de baterías que una compañía instale en Texas también deberá invertir en un equivalente en generación eléctrica «despachable». Así lo estipula un proyecto de ley que avanza en la legislatura estatal que cambiaría sustancialmente el funcionamiento de uno de los mercados eléctricos más competitivos del planeta al forzar a las compañías a invertir en generación que no sea variable, como el gas natural. A la vez, marca el avance de un debate creciente en los Estados Unidos sobre la resiliencia y la confiabilidad de sus sistemas energéticos.
El Senado de Texas dio media sanción a un proyecto de ley que prevé establecer un nuevo programa de comercialización de créditos de energía despachable en el área de servicio de ERCOT, el operador de la red y el mercado mayorista eléctricos en Texas. El proyecto fue respaldado centralmente por el Partido Republicano, aunque el gobernador republicano Greg Abbott no se ha pronunciado al respecto.
En resumen, el proyecto S.B. 388 forzará a las compañías distribuidoras, generadoras y cooperativas eléctricas dentro de ERCOT a compensar cualquier adición nueva de energías renovables y de sistemas de almacenamiento de energía con una cantidad similar de nueva capacidad a gas natural u otras fuentes consideradas «despachables» a partir de 2026. El objetivo es que al menos el 50% de la nueva capacidad que se construya en Texas provenga de fuentes despachables.
El Código de Servicios Públicos de Texas define en una de sus secciones a las instalaciones de generación “no despachables” como aquellas cuya producción “está controlada principalmente por fuerzas fuera del control humano”. Esta definición alcanza a la generación solar y eólica. Es decir, «despachable» refiere a la capacidad de una fuente de generación eléctrica para producir energía bajo demanda, cuando sea necesario y en la cantidad requerida, mientras que en el caso de las energías renovables, como la solar y la eólica, la producción depende de factores climáticos y no puede controlarse con la misma precisión.
El proyecto de ley además propone actualizar otra sección del código para reflejar “la intención de la legislatura de que el 50% de los megavatios de capacidad de generación instalados en la región energética de ERCOT después del 1 de enero de 2026 provengan de generación despachable distinta del almacenamiento de energía en baterías”.
Los cambios propuestos por la legislatura texana alterarían los pilares fundamentales del mercado eléctrico de ERCOT, que es considerado el más competitivo del planeta por remunerar a los generadores únicamente por la energía generada en tiempo real. El potencial viraje a un mercado con requisitos de capacidad podría afectar las inversiones en generación eléctrica en Texas, el principal estado en generación con fuentes de energías renovables de los EE.UU.
La Advanced Power Alliance (APA), una asociación sectorial que agrupa a compañías generadoras, fabricantes de energías renovables y fondos de inversión con operaciones en los EE.UU., manifestó su desacuerdo con introducir modificaciones al mercado eléctrico que sean discriminatorias contra ciertas fuentes de energía.
«Los mandatos de capacidad son fundamentalmente incompatibles con el mercado exclusivamente de energía de ERCOT, en donde la generación se construye mediante decisiones de inversión privada. Exigir un porcentaje específico de la capacidad de generación de todo el sistema para un tipo de recurso acerca a ERCOT a un mercado de capacidad, lo que genera precios más altos y una menor confiabilidad», criticaron desde la asociación.
«Establecer el requisito de que la mitad de la capacidad de generación del sistema provenga de un tipo de recurso específico impulsaría el mercado hacia un marco regulado y haría que Texas dependiera excesivamente de un tipo de tecnología«, añadieron.
La Administración de Información Energética (EIA por sus siglas en inglés) proyecta que se añadirán 63 GW de nueva capacidad de generación eléctrica (sin contar las adiciones en generación distribuida) en los EE.UU. en 2025. Esta cifra representa un aumento de casi el 30% con respecto a la potencia nueva instalada en 2024, cuando se instalaron 48,6 GW de capacidad, la mayor cifra en un solo año desde 2002. La energía solar y el almacenamiento en baterías en conjunto representarán el 81% de la capacidad total nueva prevista, siendo Texas uno de los mercados que más proyectos absorberá.
Los recursos «despachables» vienen ganando importancia en el sector eléctrico y en la política energética de los EE.UU. La alta penetración de las fuentes de generación renovable en Texas y otros mercados eléctricos y las perspectivas de crecimiento en la demanda eléctrica por parte del sector tecnológico están forzando a los gobiernos estatales a considerar cambios legislativos y nuevos esquemas para incentivar inversiones en generación con fuentes no variables.
La Corporación de Confiabilidad Eléctrica de Norteamérica (NERC), el organismo que supervisa y opina sobre la confiabilidad y adecuación de las redes eléctricas de EE.UU., señaló en un reporte publicado en diciembre que la mayoría de las redes eléctricas del país se enfrentan a “desafíos crecientes de suficiencia de recursos durante los próximos 10 años”.
Datos de la industria indican que está confirmado el retiro de casi 80.000 MW de centrales eléctricas, en su mayoría de gas y carbón, en la próxima década. Las generadoras también anunciaron planes para el retiro de otros 115.000 MW. Pero la mayoría de los nuevos proyectos de generación propuestos como reemplazo son de energía solar o combinaciones de solar y baterías, según datos de EIA.
En ese sentido, el secretario de Energía, Chris Wright definió como una prioridad de la administración del presidente Donald Trump el impulso de las fuentes de generación de base y despachables. Incluso fue más allá y acusó a las energías renovables de encarecer los precios de la energía. «En todos los lugares en donde la energía eólica y solar han penetrado significativamente los precios en la red aumentaron y la estabilidad de la misma disminuyó. ¿Esta vía realmente va a dejar al gas natural en el pasado?», disparó en el CERAWeek en Houston.
, Nicolás Deza
Todo está listo en Santo Domingo para recibir a más de 500 líderes del sector energético que participarán de FES Caribe 2025, el foro regional por excelencia para debatir tendencias, presentar proyectos y consolidar alianzas estratégicas. Con una agenda que incluye conversaciones de alto nivel, paneles técnicos, entrevistas exclusivas, sesiones de networking y keynotes de empresas tecnológicas globales, el evento se consolida como el espacio donde se define el rumbo energético de la región.
Los días 2 y 3 de abril, el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo será el punto de encuentro de ejecutivos C-level, funcionarios públicos, desarrolladores, inversores y representantes de organismos multilaterales. Entre los speakers confirmados destacan ministros, superintendentes, CEOs, country managers y referentes técnicos de primer nivel.
El evento cuenta con el apoyo de más de 30 empresas partners, entre ellas: Sungrow, JA Solar, Seraphim, CATL, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation, DNV, Asturmadi Reneergy y la Comisión Nacional de Energía (CNE). Además, el evento cuenta con el respaldo institucional de OLADE, ASOFER y MER como Strategic Partners.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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El evento comenzará con una conversación destacada entre Joel Santos Echavarría, Ministro de Energía y Minas de República Dominicana, y Gastón Fenés, CEO de FES. Le seguirá el panel inaugural sobre energía solar y almacenamiento como vectores de transformación, con voceros de Sungrow, JA Solar, Huawei, Risen y Seraphim.
La mañana continuará con espacios institucionales clave: un panel del sector público sobre descarbonización regional con autoridades de la CNE, ETED y la Superintendencia de Electricidad; seguido de una conversación del sector privado sobre los objetivos 2030 de República Dominicana, con ejecutivos de AES Dominicana, EGE Haina, Fe Energy Group, InterEnergy y el Organismo Coordinador.
Por la tarde, se abordarán temas como innovación tecnológica y constructiva en fotovoltaica, crecimiento del mercado en el Caribe y Centroamérica, y el potencial de la energía eólica en la región, con empresas como Schletter, Yingli, Solis, ZNShine, Soventix, Enertiva, MPC Energy Solutions, Black & Veatch, Aggreko, Trina Tracker, Nordex Acciona y más.
El segundo día abrirá con un desayuno VIP institucional, seguido del panel organizado junto a OLADE, con la participación de autoridades de República Dominicana, Guatemala y Panamá. Luego, comenzará la sesión FES Storage Caribbean, un bloque completo dedicado al rol del almacenamiento energético en la región.
Se presentarán keynotes técnicos de empresas como CFS y Huawei, y paneles que cubrirán temáticas como el panorama renovable en Centroamérica, financiamiento de proyectos con almacenamiento, el papel de la cadena de valor tecnológica, y el futuro de la red eléctrica regional con inversiones en BESS. Participan empresas como Sungrow, Seraphim, Huawei, Trina Storage, SL Rack, Servinca, Ventus, CATL, DIPREM, y organismos como la Comisión Nacional de Energía, ETED, CNEE de Guatemala y COHERSA.
El cierre del evento estará enfocado en Puerto Rico, con un panel sobre la estabilidad del sistema eléctrico mediante almacenamiento, protagonizado por GENERA PR, FlexGen, AES Puerto Rico, Caribbean Transmission Development y AZ Engineering.
La cuenta regresiva ha comenzado. Con dos días por delante, FES Caribe 2025 promete ser el encuentro más influyente del sector energético regional, donde se reúnen las autoridades, las empresas y los proyectos que lideran el cambio energético en Centroamérica y el Caribe.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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El Salvador transita una senda incierta en materia energética. Los capitales se mantienen fuera y los proyectos se congelan por falta de claridad en las reglas del juego.
«La incertidumbre en el cambio de normativa y nuevas regulaciones, que involucran la comercialización de energía en generación distribuida han detenido inversiones», advierte Iraida Umanzor de Salmerón, directora ejecutiva de la Asociación Salvadoreña de Energías Renovables (ASER).
Por su parte, las distribuidoras, en un cálculo defensivo, han decidido no avanzar con aprobación de proyectos hasta obtener mayor certeza del rumbo que tomará la política y regulación a cargo de la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGEHM) y la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET).
De allí, la directora ejecutiva de la ASER ha manifestado a Energía Estratégica sus inquietudes respecto al porvenir del sector hacia 2030. Según Umanzor, «el crecimiento en renovables básicamente se está dando en las instalaciones de sistemas de autoconsumo y se vislumbran pocos proyectos grandes que puedan incorporarse en los siguientes años».
De echo, en cuanto a proyectos específicos para el mercado mayorista, Umanzor menciona haber escuchado de «un proyecto de 40 MW que están construyendo», aunque admite no tener detalles exactos al respecto. Esto refleja la escasez de información y la falta de nuevos desarrollos significativos en el sector.
Ante este escenario, el gremio empresario espera que las autoridades aclaren a la brevedad cuáles serán los cambios en la normativa, por ejemplo de Usuarios Finales Productores de Energía Eléctrica con Recurso Renovable (UPR), entre otras condiciones para la venta de energía.
«Se espera que la DGEHM defina de una vez los cambios en relación a estos nuevos contratos o cambios en la normativas como la UPR o la venta de energía entre privados para esclarecer la viabilidad de los proyectos», enfatiza la directora de ASER.
Sobre nuevas oportunidades de negocio, la ejecutiva indica que «no se ha lanzado ninguna licitación y la venta a grandes clientes siempre es bastante engorrosa por las limitantes que las distribuidoras colocan para poder servir a clientes que se encuentran dentro de sus redes de distribución». Estas barreras dificultan la expansión del mercado y la implementación de nuevos proyectos renovables.
Además, la iniciativa gubernamental de invertir en energía nuclear ha sembrado incertidumbre entre los inversionistas. En concreto, la aprobación de la Ley de Energía Nuclear en octubre de 2024 permite la entrega de licencias a entes privados y allana el camino para la generación eléctrica con esta tecnología.
El gobierno también ha impulsado la creación del Organismo para la Implementación del Programa de Energía Nuclear en El Salvador (OIPEN), que dependerá de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) y evaluará la factibilidad de plantas nucleares en el país.
Esto repercute en el rubro de las renovables. En palabras de Umanzor: «el anunció de iniciativa de invertir en energía nuclear crea una zozobra a inversionistas». Esta preocupación radica en la posibilidad de que la energía nuclear, «puede desplazar, vía precio, la generación de otras fuentes como la renovable» en el mercado energético salvadoreño.
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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) asignó con prioridad de despacho a 1684,8 MW de capacidad, repartida en 18 proyectos que se presentaron al llamado del cuarto trimestre 2024 del Mercado a Término (MATER) de Argentina.
Esto significa que CAMMESA asignó a más de un tercio de la totalidad de proyectos registrados (46) y el 75% de la potencia mínima solicitada a mediados de febrero del corriente año (2223,30 MW – aunque si se contemplan los 3681,53 MW máximos pedidos, el porcentaje baja a 45%).
De los 1684 MW adjudicados con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para abastecer a grandes usuarios del sistema, sólo 502 MW ingresarán vía MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y los restantes 1182,4 MW lo harán por el mecanismo Referencial A, es decir con posibilidad de curtailment hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación.
Una de las particularidades de esta convocatoria es que, a diferencia de la tendencia de los últimos llamados, se adjudicó más capacidad eólica que solar, a pesar que esta última tecnología predominaba en la cantidad de solicitudes.
Puntualmente, CAMMESA asignó con prioridad de despacho a 9 de los 14 parques eólicos presentados, que en total suman 752,8 MW bajo el mecanismo Referencial A, repartidos de la siguiente manera:
En el caso de ABO Energy, contará con prioridad de despacho debido a que sus proyectos están asociados a nuevas obras de transporte eléctrico en Choele Choel (reemplazo de transformadores 132/500kV por un banco monofásico 3x150MVA y fase de reserva – 450 MVA), que la compañía logró en el 2do trimestre del 2024.
Mientras que por el lado solar, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA designó 252 MW entre 7 parques fotovoltaicos que se ubicarán en distintos puntos del país:
A ello se debe añadir que hubo adjudicaciones a dos obras para expandir el sistema de transmisión eléctrica nacional, mediante el marco A2 de la Resolución 360/23 de la Secretaría de Energía de la Nación (MATER 360), por lo que tendrán capacidad reservada para futuros parques de generación.
PCR volvió a sumar un proyecto de esta índole, mediante la inserción de Capacitores Serie ET Monte Quemado en ambos lados / Corredor Cobo – Monte Quemado / Monte Quemado – Chaco 500 kV, y tendrá 350 MW a disposición una vez concrete la obra.
En tanto que Solar Energy SA hará lo propio con 300 MW gracias a la compensación Shunt Malvinas 132 kV (aumento exportación Centro – Cuyo – NOA), más el reemplazo del capacitor serie en la estación transformadora Recreo.
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La Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC) analizó el diseño actual y posible continuidad de las licitaciones de suministro para clientes regulados en Chile, considerando que la última (Licitación 2023/01) acarreó cambios vinculados a la incorporación del concepto de medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.
Rafael Loyola, director ejecutivo de APEMEC, consideró que durante 2015 y 2022 fueron “gran fenómeno de precios competitivos”, pero también que existen aspectos a mejorar, a fin de reconocer el valor de la energía renovable capaz de generar de forma continua.
“Lo primero tiene que ver con la cobertura espacial de los bloques licitados, donde tener que abarcar suministros demasiado lejos de los puntos de producción está llevando a la quiebra a varias empresas. Observando los principales adjudicatarios, se ha terminado incentivando la sobrecontratación masiva por parte de los grandes actores convencionales a plazos muy largos y, en algunos casos, sin siquiera mediar compromisos de nueva generación al sistema”, manifestó.
Por lo que desde el gremio apuntaron a la importancia de implementar bloques que permitan fomentar el desarrollo de energía renovable de base 24×7, como la hidroeléctrica.
“Dicha tecnología será cada vez más necesaria para complementar la energía variable eólica y solar, siendo una alternativa más económica, con mayor robustez y de mayor vida útil si se compara con el conjunto infraestructura de generación variable + transmisión + almacenamiento”, sostuvo Loyola.
Cabe recordar que en la última Licitación de Suministro 2023/01, en la que Enel se adjudicó los 3.600 GWh/año subastados, con un precio promedio de USD 56,679/MWh, incorporando un portafolio de ocho centrales de pasada (635 MW), cinco embalses (2085 MW), parques eólicos y plantas a gas natural.
Y si bien las bases preliminares de dicha convocatoria incluyeron incentivos económicos al almacenamiento y generación con renovables no variables, en un primer momento las plantas con generación sujeta a variabilidad hidrológica quedaron exceptuadas de dicha definición hasta el correspondiente reclamo del sector.
Por otro lado, uno de los puntos críticos abordados por Loyola en conversación con Energía Estratégica es el impacto económico de los vertimientos renovables diurnos, que en algunos casos alcanzan el 50% del total disponible, con costos marginales cercanos a cero en gran parte del bloque solar.
A ello sumó un fenómeno particular del sistema chileno: “Casi un tercio de la energía diurna es proveniente de los PMGD solares, equivalentes aproximadamente a 3000 MW, que están exentos del vertimiento del sistema y cuya energía el país la paga a un altísimo precio (entre 60 a 70 USD/MWh)”.
Según sus cálculos, esto implica un sobrecosto anual de USD 400 millones, que afecta directamente a todos los usuarios, tanto residenciales como industriales. Y junto con el reciente blackout del 25 de febrero, el director ejecutivo de APEMEC subrayó que “quedó de manifiesto que el sistema presenta una mayor fragilidad ante perturbaciones” y que “aún resta analizar el rol que jugaron los PMGD en la propagación de la falla”.
“Sin embargo, un hecho notable de destacar es que las fuentes hidroeléctricas de embalse y de pasada fueron los principales recursos utilizados para la recuperación de la falla, demostrando su gran importancia para fortalecer el sistema, en particular por inercia y su capacidad de partidas en negro, atributos hoy prácticamente inexistentes en el resto de la generación renovable del país”, declaró.
“El país no puede renunciar a su capacidad hidroeléctrica, en especial dadas las características geográficas únicas que tenemos. Esto debe hacernos reflexionar sobre la necesidad de incrementar los niveles de energía renovable que sea capaz de producir energía 24×7, remunerando los atributos que entrega este tipo de generación”, insistió.
Pero para materializar nuevos proyectos de índole, se requeriría racionalizar la permisología ambiental y sectorial de la Dirección General de Aguas, advirtiendo que actualmente afecta “gravemente”, incluso a centrales de menor impacto.
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WEG, proveedor global con más de 1.500 líneas de productos eléctricos y electrónicos, se posiciona como un socio estratégico para los interesados en participar de la licitación lanzada por la Secretaría de Energía de Argentina para adjudicar 500 MW de sistemas de baterías destinados a aliviar la demanda eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
«Es un gran inicio para BESS en Argentina», manifestó Ricardo Estefano Rosa, gerente global de ventas de sistemas de almacenamiento de energía de WEG.
El testimonio fue brindado durante el Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), donde el ejecutivo destacó el carácter estratégico de la convocatoria para el país. «Argentina da un paso muy importante al publicar esta licitación con un grado de madurez que se ve en pocos países», sostuvo.
La licitación pública, bajo el nombre AlmaGBA, prevé la instalación de BESS en las redes de Edenor y Edesur. Con una capacidad de almacenamiento de cuatro horas de descarga continua, el proceso licitatorio permitirá proyectos de entre 10 MW y 150 MW, con fecha objetivo de habilitación para enero de 2027 y tope de operación en diciembre de 2028. La presentación de ofertas estará abierta hasta el 19 de mayo, con adjudicación prevista para el 27 de junio.
«Lo que va a determinar el éxito de la operación no es solamente el costo del capital, sino la inteligencia del sistema y la garantía de performance», explicó Rosa, al subrayar la importancia de elegir tecnología capaz de optimizar el rendimiento financiero del proyecto.
Desde hace una década, WEG diseña y fabrica en Brasil sistemas de almacenamiento que integran celdas de litio-ferrofosfato, conversores de potencia, software de gestión y transformadores. «Hay poca gente que conoce BESS como algo multidisciplinar», indicó el ejecutivo, destacando que WEG produce internamente todos los componentes, lo que permite asegurar una integración robusta y prever el rendimiento a lo largo de la vida útil del proyecto.
«Las baterías tienen una curva de degradación, no van a performar igual durante todo el proyecto», advirtió, señalando que el exceso de optimismo en las proyecciones ha sido una de las causas principales de fracasos internacionales en proyectos de este tipo. En ese marco, resaltó: «Necesitas que tengas la garantía de performance del fabricante y eso WEG lo ofrece junto con sus productos».
La empresa brasileña cuenta con presencia en Argentina desde hace más de 30 años, con un equipo local consolidado que ya ha desarrollado proyectos de generación, transmisión, distribución e industria. «Estamos a disposición de todos los proponentes porque tenemos una experiencia muy grande, especialmente con la parte de control y fabricación, todo acá en el Mercosur», aseguró Rosa.
El ejecutivo resalta que WEG exporta desde Sudamérica a todo el mundo, y que su centro de ingeniería global se encuentra a pocas horas en avión desde Buenos Aires. Además, destacó la capacidad instalada en Brasil: «Estamos ampliando nuestra fábrica para producir 2 GWh al año de BESS, lo que permitiría atender en un único año toda la necesidad de una licitación como esta en Argentina».
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La Presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, dio el banderazo de salida al programa Sol del Norte, en Mexicali, Baja California, a través del cual la Comisión Federal de Electricidad (CFE) instalará 5 mil 500 paneles fotovoltaicos en los techos de las viviendas de este municipio con una inversión de 200 millones de pesos (mdp), con lo cual se aprovechará la luz solar para producir energía y con ello reducir la tarifa de la luz que se paga, particularmente en temporadas de temperaturas extremas.
“Se van a instalar este año en 5 mil casas —y el próximo año lo vamos a aumentar— paneles solares en los techos de sus casas. Con eso, en vez de tener la electricidad que viene de la red y que se paga, una parte de su consumo va a venir de lo que se capte del sol directamente y eso va a permitir que se use energía del sol y, además, que baje la tarifa que ustedes pagan durante el verano. Ese es el objetivo de este programa que se llama Sol del Norte”, explicó.
Destacó que el programa Sol del Norte se suma al subsidio que dejó el expresidente Andrés Manuel López Obrador para reducir los costos de la electricidad en Baja California, y además abona al principio de “por el bien de todos, primero los pobres”, ya que la instalación de los paneles solares comenzará en los hogares que más lo necesitan.
“Poco a poco vamos a ir avanzando a las demás viviendas para que haya bienestar, cuidemos el medio ambiente y también se pague menos por la tarifa de la luz”, destacó.
Con este programa además de ayudar a reducir las tarifas de luz, también se cuida al medio ambiente ya que se estima que anualmente se evitará la emisión de 4 mil 864 toneladas de CO2, que es equivalente a sacar de circulación más de mil automóviles.
La Jefa del Ejecutivo Federal señaló que, respecto a la decisión del Gobierno de Estados Unidos de imponer aranceles a todos los países, su administración esperará al 2 de abril para conocer exactamente la magnitud de las medidas; sin embargo, puntualizó que el Gobierno de México siempre defenderá la soberanía y el interés nacional.
“Siempre vamos a estar informando de los impactos que esto pueda tener y buscando la mejor negociación con Estados Unidos para poder tener una situación preferencial. ¿Por qué preferencial? Pues porque somos socios comerciales y porque estamos pegados a Estados Unidos. Pero tiene que quedar muy claro, a todas y a todos, porque lo tenemos muy claro nosotros, que siempre vamos a defender la soberanía de nuestro país. En México decidimos las y los mexicanos. Somos un país libre, independiente y soberano. Vamos a estar siempre informando y haciendo lo mejor para México”, agregó.
Ante las y los bajacalifornianos, informó que en la entidad se impulsan obras estratégicas como el Hospital General Regional No. 23 del Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS) en Ensenada, cuya primera fase estará concluida para antes del mes de junio; también se hará un bypass en la carretera de Tijuana a Ensenada; una desaladora de agua en Rosarito; se concluirá el Viaducto de Tijuana que mide más de 10 kilómetros con los que se ayudará a la movilidad de la zona y se tecnificarán los Distritos de Riego para incrementar la productividad de los campos en Mexicali y Tijuana, pero además para que el agua sobrante se destine al consumo humano.
La secretaría de Energía, Luz Elena González Escobar, destacó que con la instalación de paneles solares se busca utilizar la energía del sol para reducir las desigualdades, por lo que se dará preferencia a los hogares más vulnerables ya que las y los beneficiarios tendrán un ahorro de alrededor de 70 por ciento en sus recibos mensuales de luz.
Informó que para poder participar en el programa Sol del Norte, a partir de hoy los interesados podrán registrarse en la página: https://soldelnorte.energia.gob.mx para que posteriormente se realice una visita a los hogares para llevar a cabo una evaluación de las condiciones sociales y de la vivienda para la instalación de los paneles solares.
Anunció que posteriormente el programa Sol del Norte será llevado a Hermosillo, Sonora, así como a otras ciudades donde el calor en verano sea un problema, con el objetivo de que en el sexenio se instalen paneles solares en más de 150 mil hogares de todo el país.
“Este programa va a ir creciendo, se va a ir aumentando en otras ciudades que, como ustedes, padecen temperaturas altas y que en tiempo de verano eso representa un costo mayor para sus viviendas. Como lo ha dicho la Presidenta siempre: el gobierno nunca puede separarse nunca de su pueblo. Por eso estamos nuevamente aquí, cumpliendo con este compromiso y poniendo en marcha este programa, que será para beneficio de todas y todos ustedes”, agregó.
La gobernadora de Baja California, Marina del Pilar Ávila Olmeda, destacó que con el programa Sol del Norte se ponen en el centro las necesidades más básicas de las personas, en especial de quienes viven en las zonas más vulnerables del estado.
La beneficiaria del programa Sol del Norte, Lucía Hernández Pavian, celebró que con este programa se beneficiará en el pago de su recibo de luz y además destacó que con la Presidenta Claudia Sheinbaum se ayuda a las mujeres más vulnerables.
Acompañaron a la Presidente de México en el arranque del programa Sol del Norte, la directora general de la Comisión Federal de Electricidad, Emilia Esther Calleja Alor; el secretario de Salud, David Kershenobich Stalnikowitz; el subsecretario de Planeación y Transición Estratégica de la Secretaría de Energía, Jorge Marcial Islas Samperio; el secretario técnico de la Presidencia de la República y coordinador general de Programas para el Bienestar, Carlos Torres Rosas; la coordinadora general de Asuntos Intergubernamentales y Participación Social de la Presidencia de la República, Leticia Ramírez Amaya y la presidenta municipal de Mexicali, Norma Alicia Bustamante Martínez.
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El Gobierno del Cambio continúa su labor en las zonas más necesitadas del país, implementando proyectos energéticos que promueven el bienestar comunitario, a través de la estrategia Colombia Solar. En esta ocasión, el departamento de Magdalena celebra la inauguración de tres Comunidades Energéticas de Salud para una reducción mayor al 50% en la factura de energía en hospitales y centros de salud, en beneficio de 10.686 personas, entre pacientes, médicos y trabajadores del sector.
Las instituciones impactadas son el Hospital San Cristóbal, de Ciénaga, y los Centros de Salud La Candelaria y La Paz, en Santa Marta. El Hospital San Cristóbal, por ejemplo, venía pagando en energía entre $68 y $70 millones al mes. Gracias al uso de la energía solar, se pagó $27 millones en la factura del servicio.
Con una inversión que supera los $2.400 millones, se han instalado Sistemas Solares Fotovoltaicos y se han implementado medidas de Gestión Eficiente de la Energía, transformando así la atención sanitaria en esta zona de la región Caribe.
“Celebramos la inauguración de tres Comunidades Energéticas de Salud en el Magdalena, una acción que refleja el firme compromiso del Gobierno Nacional con la Transición Energética Justa. A través de estas soluciones fotovoltaicas, aseguramos el acceso a energía limpia y sostenible, garantizando así la seguridad y soberanía energética de nuestro país. Esta iniciativa beneficia a las comunidades en general y contribuye a un ahorro aproximado de $217 millones anuales, recursos que estas instituciones podrán reinvertir en la sostenibilidad del sistema, mejorar la atención de sus pacientes o adquirir nuevas tecnologías”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.
Con este proyecto, se implementaron medidas de Gestión Eficiente de la Energía, en las que se incluyeron sensibilizaciones y capacitaciones de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, eficiencia energética y uso racional de la energía. Con una capacidad instalada cercana a 155,78 kilovatio pico (kWp) y una generación anual aproximada de 245.796 kilovatio hora (kWh). ConEnergía no solo democratiza el acceso a la energía, sino que también fortalece la calidad del servicio sanitario y sienta las bases para un futuro energético más sostenible en Colombia.
“Gracias a estas Comunidades Energéticas, no solo se tendrá un impacto positivo en la economía, sino que también contribuirá a mitigar el impacto ambiental al disminuir aproximadamente 34,7 toneladas de CO2 al año. Alrededor de 10.686 pacientes, médicos y trabajadores de la salud se beneficiarán del acceso a energía limpia, mejorando significativamente la calidad del servicio sanitario”, expresó Ángela Álvarez, directora ejecutiva del FENOGE.
En un momento decisivo para las instituciones prestadoras de salud en Colombia, el Gobierno Nacional reitera su firme compromiso con la Transición Energética Justa. A través del FENOGE y su innovador proyecto ConEnergía, se están impulsando soluciones vanguardistas que optimizan recursos en las áreas y sectores más necesitados. Este programa no solo busca garantizar el acceso a servicios de salud sostenibles, sino también promover un modelo energético que beneficie a toda la población, asegurando un futuro más saludable para todos los colombianos.
“Agradecemos al Ministerio de Minas y al FENOGE, ya que la instalación de los 172 paneles solares a través de este proyecto nos permitirá lograr una reducción por más del 50% en la factura de energía eléctrica. Esto beneficia a toda nuestra comunidad y al medio ambiente. Además, hemos recibido asistencia técnica y capacitaciones en el mantenimiento de estos paneles solares, y ahora nuestro hospital cuenta con un guardián de la energía,” expresó Zenaida Ortiz, gerente del Hospital San Cristóbal de Ciénaga.
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El eventual fin del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania tendría implicancias profundas en los mercados globales del petróleo y del gas natural, generando movimientos significativos en sus precios internacionales. Uno de los efectos inmediatos sería una disminución de la prima de riesgo geopolítico que la guerra ha instalado en los mercados energéticos, la cual ha elevado considerablemente los precios tanto del petróleo como del gas natural debido a los temores sobre la estabilidad del suministro ruso hacia Europa.
Un acuerdo de paz firme permitiría una normalización paulatina del suministro energético desde Rusia hacia Europa, particularmente de gas natural, cuya oferta ha sido dramáticamente reducida desde el inicio del conflicto. Esta situación derivaría en una caída notable de los precios del gas en el mercado europeo, aliviando también la presión sobre los mercados internacionales de Gas Natural Licuado (GNL), fuertemente demandado ante la necesidad de Europa de diversificar sus fuentes de aprovisionamiento.
Asimismo, se podría esperar una recuperación parcial de las exportaciones rusas de crudo, actualmente restringidas por sanciones impuestas por Occidente en respuesta al conflicto. Un relajamiento parcial o total de estas sanciones, facilitado por un eventual acuerdo diplomático, incrementaría gradualmente la oferta global de petróleo, ejerciendo una presión a la baja en sus cotizaciones.
Paralelamente, los mercados financieros y especulativos reaccionarían positivamente ante la expectativa de estabilidad geopolítica. Esta nueva percepción reduciría la especulación alcista y la volatilidad que han caracterizado a los mercados energéticos durante los últimos tiempos, provocando una corrección inicial a la baja en los precios del petróleo. Sin embargo, se estima que esta baja inicial podría estabilizarse en niveles ligeramente superiores a los registrados antes del conflicto, debido a factores estructurales persistentes, como la sostenida demanda energética global.
En efecto, aunque el fin de la guerra reduciría considerablemente la presión alcista inmediata sobre los precios energéticos, no eliminaría por completo otros factores estructurales claves. Entre ellos destacan la disminución sostenida de las inversiones globales en exploración y producción de hidrocarburos, impulsada por la transición energética hacia fuentes renovables, así como la fuerte recuperación económica y energética de regiones como Asia, que mantendrán alta la demanda global de petróleo y gas natural.
En apretada síntesis: los precios del petróleo y del gas natural inicialmente podrían sufrir una baja, debido a la reducción inmediata en la prima de riesgo geopolítico y a la recuperación gradual de la oferta energética rusa hacia Europa. Sin embargo, tras esa caída inicial, es probable que los precios se estabilicen en niveles ligeramente superiores a los anteriores al conflicto, impulsados por factores estructurales persistentes, como la sostenida demanda global de energía y la disminución de inversiones en hidrocarburos debido a la transición energética.
A.B.A.
El reciente anuncio del ministro Luis Caputo sobre un eventual acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) por US$ 20.000 millones dominó la dinámica financiera de la última semana. Sin embargo, la reacción inicial en los mercados financieros resultó ambivalente, especialmente debido a la ausencia de una confirmación inmediata por parte del propio FMI, lo cual generó inquietudes en diversos sectores económicos.
La incertidumbre fue alimentada por la sucesión de aclaraciones posteriores al anuncio oficial. En las siguientes 24 horas, distintos voceros, incluyendo al portavoz formal Manuel Adorni, tres asesores cercanos al ministro Caputo y al economista José Luis Espert, debieron intervenir públicamente para matizar y precisar las declaraciones iniciales del ministro.
Según el análisis realizado por Epyca Consultores, el anunciado monto de US$ 20.000 millones debe comprenderse en dos partes claramente diferenciadas. Por un lado, US$ 13.900 millones que serán aportados por el FMI en cuotas destinadas específicamente al refinanciamiento de vencimientos previos de deuda argentina hasta finales del año 2026. Aunque formalmente se trataría de un nuevo endeudamiento, en términos prácticos estos fondos representan una operación de refinanciación, brindando un alivio financiero al calendario de pagos del país.
Por otra parte, los restantes US$ 6.100 millones son considerados auténticamente como nueva deuda, y tienen como destino reforzar las reservas internacionales del Banco Central de la República Argentina (BCRA). Al respecto, se ha confirmado la existencia de un acuerdo preliminar a nivel técnico, pero no existen certezas sobre el momento exacto en que este monto sería desembolsado, ni si se realizará en un único pago o en varias cuotas sucesivas.
Cabe destacar que estos fondos provendrían en forma de Derechos Especiales de Giro (DEG), activos que incrementan las reservas brutas pero no tienen liquidez inmediata para atender directamente eventuales demandas cambiarias. Sin embargo, precedentes recientes durante la gestión del exministro Sergio Massa demuestran que esta limitación técnica no impediría la eventual conversión de los DEG en dólares líquidos, si fuese necesario.
Las particularidades detalladas del nuevo programa todavía permanecen en reserva, aunque dado que se trataría de un acuerdo bajo el esquema de Facilidades Extendidas (EFF, Extended Fund Facility), se prevé la exigencia por parte del FMI de reformas estructurales profundas. Si bien el Gobierno argentino ya avanzó en reformas fiscales y monetarias, probablemente el Fondo exija una reforma específica del régimen cambiario para evitar que las reservas aportadas sean utilizadas en intervenciones a precios artificialmente bajos.
Los desembolsos previstos serían realizados en tramos y estarían condicionados al cumplimiento estricto de metas cuantitativas previamente acordadas con el organismo multilateral. El préstamo tendría una duración estimada de hasta cuatro años, con pagos semestrales iguales entre sí y una tasa de interés inicial inferior al 6% anual. Sin embargo, esta tasa probablemente aumente en el futuro si el país vuelve a encontrarse en dificultades para afrontar los pagos, repitiendo la experiencia reciente con el préstamo originalmente tomado durante el gobierno de Mauricio Macri.
Pese al fuerte impulso que significa Vaca Muerta y una normativa reciente destinada a captar inversiones, varias multinacionales analizan su retirada parcial o total del mercado energético argentino. Mientras algunos grandes jugadores se repliegan estratégicamente, otras empresas mantienen firmes sus planes de expansión, marcando un escenario contradictorio en el sector
En medio del auge del sector energético en Argentina, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y la sanción de la “Ley Bases y puntos de partida para la libertad de los argentinos”, llama la atención la escasa cantidad de proyectos presentados en el marco de dicha ley. Además, contrariamente a lo esperado, se observa una tendencia hacia la salida de algunas multinacionales de la estratégica región del shale neuquino.
En el último año, además de empresas del sector energético, varias multinacionales de diversos sectores han decidido retirarse de Argentina: Procter & Gamble (P&G), una operación incluyó marcas emblemáticas como Pampers, Gillette y Pantene. HSBC, el banco británico acordó vender su filial argentina al Grupo Financiero Galicia por 550 millones de dólares. Esta transacción abarcó todas las operaciones de HSBC en el país, incluyendo banca, gestión de activos y seguros.
El banco brasileño Itaú, vendió su unidad en Argentina al Banco Macro por aproximadamente 50 millones de dólares. Esta venta comprendió 99 sucursales y más de 400.000 clientes. Hay más: Telefónica, Clorox, Xerox, Hasbro, Falabella, Walmart, Latam Airlines, Mercedez Benz y siguen las firmas…
Según Forbes, tres importantes actores del sector analizan desprenderse parcial o totalmente de sus activos, siguiendo los pasos recientes de ExxonMobil. Equinor, la petrolera noruega, ha encomendado al Bank of América evaluar el interés del mercado en sus participaciones en Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte, tras resultados decepcionantes en su proyecto offshore en el Mar Argentino. Sin embargo, la empresa mantendría su apuesta en otros bloques offshore frente a la costa bonaerense y Tierra del Fuego, aunque estos últimos despiertan poco interés debido a las enormes incertidumbres exploratorias.
Por su parte, TotalEnergies sorprendió al mercado cuando su CEO global, Patrick Pouyanné, anunció en la prestigiosa conferencia CERAWeek la intención de desprenderse de licencias para producir shale oil en Argentina, particularmente en áreas valiosas como La Escalonada y Rincón de la Ceniza. Fuentes cercanas a la compañía aclararon que esto es parte de un proceso normal de evaluación y no implica un retiro definitivo del país. De hecho, TotalEnergies continúa fuertemente posicionada en el sector gasífero argentino, liderando el proyecto offshore Fénix, recientemente iniciado junto a Pan American Energy y Harbour Energy, con una inversión cercana a los US$ 700 millones.
La tercera empresa que evalúa su salida es Petronas, la petrolera estatal malaya, que tras abandonar el proyecto Argentina GNL en sociedad con YPF, ahora considera desprenderse de su participación en La Amarga Chica, uno de los bloques petroleros más productivos de Vaca Muerta. Según la compañía, citada por Forbes, esta revisión forma parte de su estrategia global de ajuste permanente frente a la evolución del panorama energético mundial. La salida del proyecto de exportación de GNL en conjunto con YPF, merece un capítulo aparte.
Este fenómeno se explica parcialmente por la notable valorización de Vaca Muerta tras superar una compleja curva de aprendizaje en técnicas extractivas y resolver importantes desafíos de infraestructura. La operación de Pluspetrol adquiriendo activos de Exxon por cifras elevadas incentivó a otras multinacionales a considerar monetizar sus inversiones en el contexto actual de estabilidad relativa y expectativa de flexibilización cambiaria.
Sin embargo, no todas las multinacionales siguen esta tendencia. Shell, Chevron y Harbour Energy mantienen firmes sus planes de expansión en Argentina. Shell recientemente suscribió acuerdos con YPF para desarrollar infraestructura de gas natural licuado (GNL), mientras Chevron posiciona a Argentina entre sus activos estratégicos globales, apuntando a cuadruplicar su producción local. Ambas participan además del proyecto VMOS, que comprende un gran oleoducto hacia la costa rionegrina. Harbour Energy también reafirma su compromiso con Argentina como núcleo clave dentro de su estrategia global, anticipando un crecimiento sustancial de sus operaciones en el país.
Horacio Marín, CEO de YPF, anunció recientemente la aceleración del plan de desinversión en proyectos de exploración offshore. La compañía busca vender participaciones mayoritarias en siete áreas de exploración en alta mar, seis ubicadas frente a la costa argentina y una en Uruguay. YPF está en conversaciones con una importante empresa petrolera extranjera para la venta de una parte de su participación en un bloque en Uruguay y podría ofrecer otras áreas offshore a través de una ronda de licitaciones. El objetivo es reducir su presencia en campos maduros y concentrarse en desarrollos de mayor escala, particularmente en proyectos de GNL, con la meta de iniciar exportaciones en 2027.
Otros desinversores
En el último año, varias empresas energéticas han anunciado o concretado la venta de activos en Argentina. Hace aproximadamente dos semanas, la empresa brasileña Raízen S.A. (integrada por Cosan y Shell) inició el proceso de venta de su refinería de petróleo y su red de estaciones de servicio en Argentina, contratando a JPMorgan Chase & Co. como asesor financiero.
Por su parte, la estatal chilena ENAP vendió hace dos meses sus activos en Argentina por cerca de U$S 41 millones a una compañía controlada por el grupo financiero estadounidense XTellus Partners.
Otra estatal, la noruega Equinor (ex Statoil) informó que está considerando vender sus activos onshore en la región de Vaca Muerta, incluyendo participaciones en las licencias Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte.
A la cabeza del desprendimiento de activos está YPF, que ha implementado una importante desinversión y reestructuración de su portafolio de activos, enfocándose en proyectos más rentables. En julio de 2024, YPF concretó la venta del Clúster Neuquén Norte, un conjunto de pozos maduros ubicados en la provincia de Neuquén. Los compradores fueron Bentia Energy, empresa fundada por el exministro de Energía Javier Iguacel, en asociación con Sima Ingeniería.
También el Grupo Pérez Companc compró recientemente activos petroleros que pertenecían a YPF, marcando el retorno del grupo al rol de operador directo en la producción petrolera. La principal adquisición concretada fue la del área petrolera El Trébol-Escalante, en la provincia de Chubut, operación valuada en 114,5 millones de dólares. Además, Pérez Companc (a través de Pecom, su subsidiaria energética) ha mostrado interés en adquirir otras áreas que YPF tiene en proceso de desinversión, como Campamento Central-Cañadón Perdido, también en Chubut.
TotalEnergies también ha tomado decisiones significativas respecto a sus activos en Argentina. En marzo de 2025, Patrick Pouyanné, CEO global de TotalEnergies, confirmó que la compañía está evaluando la venta de sus activos de petróleo no convencional en Vaca Muerta, específicamente los bloques La Escalonada y Rincón de la Ceniza, ubicados al norte de la provincia de Neuquén. Se espera que las primeras ofertas por estos activos se reciban entre finales de marzo y principios de abril.
En diciembre de 2024, ExxonMobil acordó vender la totalidad de sus activos en Vaca Muerta a Pluspetrol, una empresa de origen neuquino. La transacción incluyó cinco bloques en la formación Vaca Muerta y una participación del 21,3% en la empresa transportista de petróleo Oldelval. El monto de la operación se estimó en aproximadamente 1.700 millones de dólares.
¿Por qué tantas ventas?
La razón de estas reestructuraciones en el sector hidrocarburífero podría responder a una combinación de factores, tanto globales como locales. El principal argumento que esgrimen públicamente las empresas vendedoras, el “reenfoque estratégico global”.
Un aspecto que no integra el discurso público de las empresas, es la necesidad de liquidez o desendeudamiento. Empresas como Raízen (formada por Shell y Cosan) pueden estar buscando liberar capital para otras operaciones más prioritarias. Lo mismo vale para ENAP o incluso Exxon, que busca monetizar activos no esenciales.
Aunque no lo manifiestan públicamente, la incertidumbre macroeconómica y regulatoria que aún subsiste en la Argentina es uno de los factores decisivos. La persistente inestabilidad cambiaria, los controles de precios (como en combustibles y tarifas), la falta de acceso libre a divisas y las intervenciones estatales (que aún el gobierno libertario aplica como herramienta política) proecupan a los planificadores en el largo plazo. La percepción de riesgo país sigue siendo alta.
Otras energéticas
En el último año, además de las empresas hidrocarburíferas mencionadas, otras compañías han iniciado procesos de venta o desinversión de activos en el sector energético argentino.
En febrero de 2023, Enel Américas firmó la venta de sus participaciones en Enel Generación Costanera y Central Dock Sud a Central Puerto por una suma total de US$ 102 millones de dólares.
El Gobierno nacional acelera la privatización de Enarsa, buscando desprenderse de activos estratégicos como centrales térmicas, participaciones en Transener y gasoductos. Se estima que la venta de estas participaciones podría generar ingresos significativos para el Estado.
La mayor transportadora de energía eléctrica de Argentina ,Transener, está en proceso de privatización. Desde diciembre, sus acciones han aumentado su valor, y se estima que la venta de la participación estatal podría generar ingresos considerables.
Estas operaciones reflejan una tendencia en el sector energético argentino hacia la reestructuración y optimización de activos, influída por factores económicos, políticos y estratégicos.
Estas decisiones no siempre significan una “huida” del país. Una huida suele ser desordenada, reactiva, y motivada por un deterioro abrupto del entorno (como riesgo de expropiación, colapso macro o inseguridad jurídica extrema). No parecen ser los casos mencionados. Las salidas que se observan—como la de Exxon o la potencial de Total— están siendo negociadas cuidadosamente, con compradores bien posicionados y precios importantes.
Los hermanos Neuss, asociados con Roberto Cherñajovsky y Luis Galli del fondo Inverlat, compraron las distribuidoras eléctricas Edet de Tucumán y Ejesa de Jujuy, la central hidroeléctrica Potrerillos en Mendoza y la transportadora regional Litsa. Al mismo tiempo, la Secretaría de Energía anticipó un próximo llamado a licitación para reforzar el tendido eléctrico en el noroeste del país.
En julio de 2024, Newsan adquirió el 100% de Procter & Gamble Argentina, sumando marcas icónicas como Gillette, Pantene y Pampers, además de una planta de producción en Villa Mercedes y oficinas en Buenos Aires, asegurando así la continuidad laboral del personal y creando una unidad especializada en consumo masivo. Esta operación profundiza una estrategia iniciada años atrás con la adquisición de marcas como Noblex, Atma, Philco y JVC y alianzas recientes con empresas como Vestas, en energías renovables, y LG, en producción de electrodomésticos.
Fuentes de la Secretaría de Energía revelaron que la alternativa de financiamiento será mediante un cargo fijo en las facturas. Esos recursos tendrán como destino un fideicomiso, con el objetivo de iniciar las obras una vez que se obtenga una masa crítica de fondos para desarrollar la primera etapa de la construcción.
El plan tenía originalmente como objetivo principal la zona del AMBA, debido a que allí se encuentran los mayores riesgos de cortes durante los picos de demanda, especialmente en el área de EDESUR. El AMBA concentra el 40% de la demanda eléctrica nacional. Sin embargo, la novedad actual es que también están previstas licitaciones regionales, con especial énfasis en el noroeste del país.
El Grupo Neuss posee el paquete accionario de Edersa, que anteriormente pertenecía a Camuzzi y a fondos de inversión vinculados con el exjefe de Gabinete de Fernando de la Rúa, Chrystian Colombo. Luego de muchos años de dificultades económicas y tarifas congeladas, tras la asunción de Cambiemos en 2015, Edersa se asoció con Harz Energía, que adquirió el 30% de sus acciones por un valor casi simbólico.
Harz Energía es la compañía del Grupo Neuss dedicada a las energías renovables, a través de la cual se adjudicaron dos proyectos presentados por Parque Solar Villa de María de Río Seco SA, Parque Solar VMRS Mater SA, Parque Solar Cura Brochero SAU y Parque Solar CB Mater SA.
En el ínterin, Edersa acumuló una enorme deuda con Cammesa por la compra de energía y mantiene actualmente una deuda multimillonaria con el sistema eléctrico argentino por la misma razón.
Según señala La Política Online: “Al grupo Neuss hay que agregar que Edersa acumuló una deuda con Cammesa por la compra de energía que igualó, medido en dólares oficiales, lo que se pagó hace 25 años por su privatización: 10.000 millones de pesos”. Además, afirma: “Esta empresa que arrastra una deuda multimillonaria con el sistema eléctrico argentino por incumplimientos en el pago de la factura de compra de energía, tendría depósitos en dólares en un banco de Uruguay”.
Según el medio dirigido por Ignacio Fidanza, “el anticipo del llamado a licitación que hizo circular la Secretaría de Energía no cayó bien entre los empresarios”, y aseguró: “Esto parece que va a ser una licitación a medida, que puede tener como destino el mismo escándalo que se generó con la hidrovía”.
Dow, empresa líder mundial en ciencia de los materiales, y Benito Roggio ambiental (BRa), la mayor empresa de gestión y valorización de residuos; firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para explorar un modelo de negocio y tecnologías de reciclaje que favorezcan la recuperación potencial de más de 500,000 toneladas por año de residuos plásticos flexibles posconsumo.
Dichos residuos actualmente se entierran en rellenos sanitarios y ambas compañías trabajarán para encontrar la mejor manera de transformarlos en productos circulares y, en consecuencia, crear una plataforma efectiva para el reciclaje de plásticos flexibles.
Esta colaboración sin precedentes, de implementarse, marcaría un hito significativo en la transformación de la industria del reciclaje y la gestión de residuos en el país. Aprovecharía diferentes tecnologías de reciclaje para intentar reducir sustancialmente los residuos plásticos, conservar los recursos naturales y promover el desarrollo de una economía circular que colabore con la concreción de un futuro más sostenible.
El gran reto es evaluar y validar el reciclaje de plástico flexible posconsumo a gran escala. Esta colaboración buscaría la ruta tecnológica a seguir. Es un desafío ambicioso que requiere reunir conocimientos, recursos y compromiso para encontrar el camino con viabilidad técnica y comercial. Entre todas las partes se unirán experiencias y recursos con la intención de buscar un suministro constante de materiales reciclables y un ecosistema de materiales efectivo.
La exploración de alternativas seguirá un plan estructurado incluyendo, entre otros puntos, la caracterización de los residuos, así como la construcción del caso de negocios para evaluar un negocio competitivo hasta 2030.
Sabine Rossi, directora de Sostenibilidad para América Latina en Dow P&SP, comentó: “Al embarcarnos en esta iniciativa transformadora, el espíritu de colaboración está en el corazón de nuestro enfoque. Al unir nuestros esfuerzos con diversas partes interesadas, no solo estamos abordando los desafíos de la industria, sino también siendo pioneros en soluciones que establecen nuevos puntos de referencia para la sostenibilidad. Nuestro compromiso con el análisis colaborativo subraya nuestra dedicación a crear un legado de innovación, cumplimiento e impacto compartido. Creemos que, a través del conocimiento y la acción colectiva, podemos impulsar un cambio significativo y liderar el camino hacia un futuro más sostenible”.
Por su parte, Gabriela Ananía, gerente de Relaciones Institucionales y Comunicaciones de Benito Roggio ambiental, expresó: “Creemos que el trabajo colaborativo con otros actores relevantes es clave para el desarrollo sostenible, y nos permite profundizar el conocimiento para continuar contribuyendo con nuestras actividades a atender los desafíos ambientales que las comunidades y las ciudades enfrentan. Este Memorándum de Entendimiento responde a la vocación de BRa por desarrollar soluciones tangibles a problemáticas de la agenda ambiental”.
Un ecosistema dinámico de materiales está emergiendo alrededor de los residuos plásticos, maximizando su valor a través de tecnologías de reciclaje y soluciones circulares. Al transformar continuamente los residuos plásticos en nuevos productos, se reduce significativamente la cantidad que termina en rellenos sanitarios o como desperdicio.
En Argentina, esta iniciativa, de implementarse, representaría el primer paso de un nuevo camino en la circularidad; un aporte significativo al ecosistema de materiales del país, contribuyendo a la utilización efectiva de los residuos como recursos y favoreciendo su valorización.
Acerca de Dow
Dow (NYSE: DOW) es una de las empresas líderes en el mundo en ciencia de los materiales y atiende a clientes en mercados de alto crecimiento como los de embalaje, infraestructura, movilidad y aplicaciones de consumo. Nuestra presencia global, integración y escala de activos, innovación enfocada, posiciones comerciales líderes y compromiso con la sostenibilidad nos permiten lograr un crecimiento rentable y ayudar a generar un futuro sostenible. Operamos plantas de fabricación en 30 países y empleamos aproximadamente a 36.000 personas. Dow registró ventas de aproximadamente 43 mil millones de dólares en 2024. Las referencias a Dow o la Compañía se refieren a Dow Inc. y sus subsidiarias. Obtenga más información sobre nosotros y nuestra ambición de ser la empresa de ciencia de los materiales más innovadora, centrada en el cliente, inclusiva y sostenible del mundo visitando www.dow.com
Acerca de Benito Roggio Ambiental
Benito Roggio ambiental es la compañía líder en Latinoamérica en la prestación de soluciones ambientales para una economía circular. Con más de 3 décadas de trayectoria, cuenta con 3 unidades de negocios: Servicios Urbanos; Gestión de Residuos Industriales y Comerciales y Tratamiento y Valorización de Residuos.
Benito Roggio ambiental cuenta con operaciones en Argentina y Uruguay y un equipo de más de 5200 colaboradores. A través de sus operaciones, anualmente recolecta más de 750.000 Tn de residuos sólidos urbanos, trata y dispone más de 5.100.000 Tn de residuos, genera energía verde a partir de biogás para más de 17.000 hogares, y produce más de 165.000 Tn de compost y material bioestabilizado a partir de residuos orgánicos.
El gobierno viene autorizando todos los meses subas en las tarifas de gas natural y electricidad en línea con la inflación. Sin embargo, luego de las audiencias públicas realizadas en febrero se esperaba la aplicación de un ajuste adicional a partir del próximo martes 1 de abril como parte de la Revisión Quinquenal Tarifaria. Fuentes oficiales y del sector privado informaron que ese ajuste recién entrará en vigencia en mayo porque los entes reguladores aún no concluyeron con su trabajo.
Desde la Secretaría de Energía se dejó transcender que la suba por sobre la inflación tendrá un techo de 9,9% para los hogares y se aplicará en tres cuotas para hacer más gradual el impacto sobre los precios. EconoJournal informó el pasado 18 de marzo que para poder cumplir con ese techo y al mismo tiempo garantizarles a las distribuidoras los ingresos necesarios para prestar el servicio se estaba evaluando aplicarles un ajuste adicional a las industrias.
Esa idea sigue en pie y en el gobierno buscan dejar en claro que ese rebalanceo entre industria y hogares no es arbitrario y tiene una justificación. Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos. Ese dato es el que permitiría justificar ahora un mayor aumento para las industrias y los usuarios de GNC.
La revisión también deberá detallar las inversiones que deberán asumir las licenciatarias y los parámetros de calidad a observar durante el quinquenio en los distintos segmentos, algo que solamente se observó en dos oportunidades desde la década del 90 cuando se dio forma a un nuevo sistema derivado del proceso de privatización de empresas de servicios energéticos.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) llevó adelante el jueves 6 de febrero una audiencia pública a fin de avanzar en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029.
En el caso de la electricidad, las audiencias públicas convocadas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad se realizaron el 25 y 27 de febrero últimos. La primera abarcó a las compañías de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener) y de Transporte de Energía Eléctrica de Buenos Aires (Transba), así como las correspondientes a la Patagonia (Transpa); Cuyo (Distrocuyo), Neuquén (Epen), del Noreste (Transnea); del Noroeste (Transnoa) y del Comahue (Transcomahue). En el otro caso, sólo se abordó la situación de las dos mayores distribuidoras eléctricas del país Edenor y Edesur, que son las únicas bajo regulación nacional, y que abarcan los usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y partidos del conurbano.
Tal como detalló Econojournal a comienzos de año, también queda pendiente el cambio en la política de subsidios que anticipó oportunamente el gobierno, lo que podría derivar en incrementos mayores para quienes pierdan el beneficio, aunque todavía no hay precisiones sobre ese tema.
, Redaccion EconoJournal
Cámaras de Empresarios de estaciones de servicio nucleadas en la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), plantearon la necesidad de avanzar en reformas para “aggiornar” las leyes laborales en el rubro, y en la implementación del autodespacho en la región como una vía para reducir los altos costos que hoy afrontan el sector.
Durante la 64 reunión anual de la CLAEC, en Buenos Aires, los empresarios también debatieron sobre la potencialidad del GNC como una alternativa energética sostenible de impacto positivo. Delegados empresarios de los 12 países miembro de la CLAEC participaron de la segunda mesa de trabajo dedicada a los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad.
“Costos laborales que rondan más del 50 % del costo total; alta rotación de personal, regulaciones y legislación laboral vetustas” fueron algunos de los puntos en común que se repitieron entre las exposiciones realizadas.
Carlos Guimaraes, vice 1º de la Federación Nacional de Comercio de Combustibles y Lubricantes de Brasil sostuvo que “La legislación de Brasil es una de las más rígidas y cada día se complica más. Es muy beneficiosa para los empleados y poco para los empleadores”.
En la misma línea, Gonzalo Rodríguez, presidente de la Cámara de Comerciantes de Derivados del Petróleo, Gas y Afines (CAPEGA), aseguró que en Argentina el sector se rige por “una legislación laboral vetusta que es urgente aggiornar para generar más empleo, garantizar previsibilidad y seguridad jurídica”.
Por su parte, Adriana Sors, presidenta de la Cámara de Estaciones de Combustibles y Anexos de Entre Ríos, detalló que el costo laboral representa el 45 por ciento en la matriz total. “Si la remuneración de un operario de playa ronda hoy los 950 a 1.000 dólares el 45 por ciento del mismo son las cargas sociales e impositivas”, planteó.
En Uruguay transitan una situación similar. “El costo laboral es del 50 por ciento y el marco normativo es muy complejo.Entre la Constitución, las leyes y las ordenanzas cada vez hay más costos”, aseguró Federico de Castro, de la Unión de Vendedores de Nafta del país vecino.
Tras las exposiciones de Perú, Honduras, República Dominicana, Ecuador, Guatemala, México, Paraguay, El Salvador, marcadas por similares realidades, los participantes coincidieron en que una alternativa para reducir los costos es la implementación del autoservicio, sistema que ya se implementa en varios países de la región.
“Con márgenes regulados, costos subiendo, regulaciones que aumentan. Entonces pedimos que se regule el autoservicio para bajar costos. Creemos que es cuestión de tiempo”, plantearon desde la delegación de República Dominicana.
“Es el inicio de un cambio cultural que nos igualará al resto del mundo, que nos permitirá descomprimir los costos y seguir garantizando un buen servicio”, acotó Rodríguez, de CAPEGA.
Organizadas por CECHA, las deliberaciones de la CLAEC tuvieron lugar en el Hotel Marriot Buenos Aires. En su transcurso el secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA, Carlos Gold, asumió la presidencia de la entidad regional.
La reunión contó con la presencia de delegaciones de República Dominicana, El Salvador, Costa Rica, Guatemala, Perú, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Uruguay y Honduras, además de referentes de cámaras y federaciones de toda la Argentina nucleadas en la CECHA.
Los participantes debatieron además sobre la Potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad en contraste con la promoción de los autos electricos o hibridos.
En este marco, el caso de Argentina tuvo un lugar destacado. “Supimos ser pioneros en el mercado del GNC en la región lo que nos permitió contar con una red de 2085 estaciones en todo el país, pero hoy estamos estancados”, señaló Jorge Saad, presidente de la Cámara de Expendedores de Santiago del Estero.
La participación del gas natural para GNC respecto al volumen total del gas consumido ha caído sostenidamente desde el 9,1 % en 2004 a 4,97 % en 2024 y las conversiones que en 2004 promediaron 26.266 vehículos, en el 2024 alcanzaron en promedio 5.417, una caída del 79 por ciento.
“En la última década hubo cambios importantes que impactaron en el sector y que nos llevan a la situación actual, con caída del porcentaje de las reconversiones y con precio de venta no competitivo en relación al precio de las nafta”, planteó Juan Manuel Rumin, presidente de la Cámara de Estaciones de Servicio de Rosario (CESGAR).
“Hay que salir de la meseta, el GNC sigue siendo la alternativa más sostenible por su menor impacto ambiental, menor costo y su alcance social”, destacó Analía Salguero, dirigente de la Cámara de Expendedores de San Juan (CECA).
En el encuentro empresario también se analizaron cuestiones tales como la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutieron los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado. En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas.
El precio de las naftas y el gasoil tendrá una nueva modificación a partir del martes 1° de abril y el Gobierno se encuentra en la etapa final del análisis sobre qué medida tomará respecto a los impuestos a los Combustibles, que impactará en forma variable en los valores en las estaciones de servicio de todo el país.
La suba, que rondará el 2% en promedio, se suma a una serie de incrementos acumulativos que impactan directamente en el bolsillo de los consumidores.
Si bien el aumento es menor al esperado, las petroleras insisten en que el precio en surtidor aún se encuentra retrasado respecto a los costos de producción.
Este nuevo aumento, aunque moderado, se suma a la constante subida de precios de los combustibles, lo que genera un impacto significativo en el presupuesto de los conductores.
La entrada Abril llega con aumentos en los precios para la nafta y el gasoil se publicó primero en Energía Online.
YPF ha decidido incrementar en un 50% su inversión en la Vaca Muerta mendocina, con un plan de perforación de dos nuevos pozos en Malargüe, lo que representa una inversión de al menos U$S 15 millones. Este nuevo proyecto se suma al plan inicial de U$S 30 millones aprobado en 2024 y busca potenciar la explotación de recursos no convencionales en la región
La ministra de Energía de Mendoza, Jimena Latorre, confirmó que la inversión se destinará a la perforación de pozos en Paso Bardas Norte y CN-7, como parte de la expansión de la actividad en el bloque no convencional de Vaca Muerta en la provincia. YPF ha decidido enfocarse en los recursos no convencionales, dejando atrás las áreas maduras que había mantenido durante décadas, y que ha comenzado a transferir mediante el Plan Andes.
El CEO de YPF, Horacio Marín, ratificó la nueva estrategia de la empresa, que tiene como objetivo ser una compañía 100% no convencional para 2026. Mendoza es clave en esta transformación, siendo una de las principales regiones que contribuye al potencial de Vaca Muerta.
La nueva inversión ha sido presentada al gobierno provincial, que ha derivado la propuesta a la Fiscalía de Estado para su evaluación. Aunque se espera el visto bueno oficial, desde el organismo de control se ha señalado que el proceso podría requerir más información antes de tomar una decisión final.
El proyecto de YPF en Mendoza es parte de un plan aún más ambicioso. Si los pozos demuestran un potencial considerable, la empresa podría realizar hasta 200 perforaciones en la zona, con un volumen estimado de inversión de hasta 1.500 millones de dólares.
Este crecimiento está alineado con el “Plan 4×4” de YPF, que busca cuadruplicar el valor de la empresa en los próximos cuatro años. Además de la expansión en Vaca Muerta, el plan incluye la salida de los campos maduros, la producción de Gas Natural Licuado (GNL) para exportación, y la mejora de la eficiencia operativa.
El éxito de la explotación de recursos no convencionales en la región ha llevado a YPF a ajustar sus estrategias, incluida la ampliación de la infraestructura de transporte de gas, como la construcción de un segundo gasoducto que complementará el ya existente en Neuquén, como parte de un megaproyecto de GNL valorado en casi U$S 60 mil millones.
La entrada Con una inversión de USD 15 millones, YPF refuerza su presencia en Mendoza se publicó primero en Energía Online.
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La ministra de Energía de Mendoza, Jimena Latorre, confirmó que la inversión se destinará a la perforación de pozos en Paso Bardas Norte y CN-7, como parte de la expansión de la actividad en el bloque no convencional de Vaca Muerta en la provincia. YPF ha decidido enfocarse en los recursos no convencionales, dejando atrás las áreas maduras que había mantenido durante décadas, y que ha comenzado a transferir mediante el Plan Andes.
El CEO de YPF, Horacio Marín, ratificó la nueva estrategia de la empresa, que tiene como objetivo ser una compañía 100% no convencional para 2026. Mendoza es clave en esta transformación, siendo una de las principales regiones que contribuye al potencial de Vaca Muerta.
La nueva inversión ha sido presentada al gobierno provincial, que ha derivado la propuesta a la Fiscalía de Estado para su evaluación. Aunque se espera el visto bueno oficial, desde el organismo de control se ha señalado que el proceso podría requerir más información antes de tomar una decisión final.
El proyecto de YPF en Mendoza es parte de un plan aún más ambicioso. Si los pozos demuestran un potencial considerable, la empresa podría realizar hasta 200 perforaciones en la zona, con un volumen estimado de inversión de hasta 1.500 millones de dólares.
Este crecimiento está alineado con el “Plan 4×4” de YPF, que busca cuadruplicar el valor de la empresa en los próximos cuatro años. Además de la expansión en Vaca Muerta, el plan incluye la salida de los campos maduros, la producción de Gas Natural Licuado (GNL) para exportación, y la mejora de la eficiencia operativa.
El éxito de la explotación de recursos no convencionales en la región ha llevado a YPF a ajustar sus estrategias, incluida la ampliación de la infraestructura de transporte de gas, como la construcción de un segundo gasoducto que complementará el ya existente en Neuquén, como parte de un megaproyecto de GNL valorado en casi U$S 60 mil millones.
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“No estamos preparados hoy para poder recibir trabajadores de otros lugares porque queremos que el trabajo sea para nuestra gente”, aseguró hoy el gobernador Rolando Figueroa luego de un encuentro que mantuvo en Casa de Gobierno con el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci.
“Lo que hemos hablado con Marcelo es una defensa incondicional del trabajador neuquino”, señaló el mandatario provincial y consideró que “Vaca Muerta es exitosa por varios motivos, pero el motivo fundamental es el trabajo de nuestra gente. Eso lo vamos a defender en conjunto”.
“El ajuste no viene por el lado del trabajador, porque ya es de hecho muy eficiente el trabajo”, sostuvo el gobernador y destacó “lo medular que es el trabajador neuquino”. “Hemos ido formando nuevos trabajadores, entonces no pueden estar en riesgo ni quienes están hoy trabajando en la provincia del Neuquén, como así tampoco los que hemos ido formando”, agregó.
“Es fundamental que nuestra gente pueda formarse, pueda trabajar y eso es lo que estamos desarrollando con la industria”, dijo Figueroa.
“Estamos convencidos de que tenemos que ser competitivos”, indicó y opinó que “está claramente demostrado que el valor o la retribución que existe hacia los trabajadores está por debajo de otros lugares del mundo. La defensa del salario del trabajador también viene de la mano de poder defender lo nuestro”.
“Una persona que viene ilusionada a trabajar en Neuquén y no consigue ese trabajo, después pasa a ser la provincia quien tiene que sustentar alguna crisis que padece económica o social”, afirmó Figueroa y agregó que “nos impacta muy negativamente en los índices de nuestra provincia”.
Por su parte, Rucci agradeció al gobernador “porque estamos en una misma línea y trabajando juntos” y destacó que Figueroa “nos ha atendido y nos ha escuchado en la preocupación que tenemos, no solamente por las condiciones de los trabajadores que hoy están con trabajo, sino en la posibilidad de darle a nuestra gente, a los neuquinos, una posibilidad de empleo”.
“Vemos que hay anuncios de que viene gente de otros lugares cuando nosotros tenemos la posibilidad de preparar y formar a nuestra propia gente para que ocupe esos lugares tan importantes en la industria”, señaló.
La entrada Neuquén le cierra las puertas de Vaca Muerta a trabajadores petroleros de Chubut se publicó primero en Energía Online.
“No estamos preparados hoy para poder recibir trabajadores de otros lugares porque queremos que el trabajo sea para nuestra gente”, aseguró hoy el gobernador Rolando Figueroa luego de un encuentro que mantuvo en Casa de Gobierno con el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci.
“Lo que hemos hablado con Marcelo es una defensa incondicional del trabajador neuquino”, señaló el mandatario provincial y consideró que “Vaca Muerta es exitosa por varios motivos, pero el motivo fundamental es el trabajo de nuestra gente. Eso lo vamos a defender en conjunto”.
“El ajuste no viene por el lado del trabajador, porque ya es de hecho muy eficiente el trabajo”, sostuvo el gobernador y destacó “lo medular que es el trabajador neuquino”. “Hemos ido formando nuevos trabajadores, entonces no pueden estar en riesgo ni quienes están hoy trabajando en la provincia del Neuquén, como así tampoco los que hemos ido formando”, agregó.
“Es fundamental que nuestra gente pueda formarse, pueda trabajar y eso es lo que estamos desarrollando con la industria”, dijo Figueroa.
“Estamos convencidos de que tenemos que ser competitivos”, indicó y opinó que “está claramente demostrado que el valor o la retribución que existe hacia los trabajadores está por debajo de otros lugares del mundo. La defensa del salario del trabajador también viene de la mano de poder defender lo nuestro”.
“Una persona que viene ilusionada a trabajar en Neuquén y no consigue ese trabajo, después pasa a ser la provincia quien tiene que sustentar alguna crisis que padece económica o social”, afirmó Figueroa y agregó que “nos impacta muy negativamente en los índices de nuestra provincia”.
Por su parte, Rucci agradeció al gobernador “porque estamos en una misma línea y trabajando juntos” y destacó que Figueroa “nos ha atendido y nos ha escuchado en la preocupación que tenemos, no solamente por las condiciones de los trabajadores que hoy están con trabajo, sino en la posibilidad de darle a nuestra gente, a los neuquinos, una posibilidad de empleo”.
“Vemos que hay anuncios de que viene gente de otros lugares cuando nosotros tenemos la posibilidad de preparar y formar a nuestra propia gente para que ocupe esos lugares tan importantes en la industria”, señaló.
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El avance de las energías renovables en Argentina suma un nuevo hito con la construcción del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, un proyecto de YPF Luz en conjunto con la Empresa Mendocina de Energía (EMESA).
Ubicado en el distrito de Jocolí, Lavalle, al norte de Mendza, este parque solar se convertirá en uno de los más grandes del país, con una capacidad instalada total de 305 megavatios (MW) cuando finalicen sus dos etapas de desarrollo.
El parque contará con 518.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, capaces de captar energía tanto de la radiación solar directa como de la reflejada en el suelo. Se estima que generará energía suficiente para abastecer a más de 233.000 hogares.
La obra se desarrolla en un predio de 600 hectáreas. La ubicación del parque en Jocolí responde a un análisis estratégico basado en la alta radiación solar de la zona y la posibilidad de interconectarlo al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva subestación transformadora.
Gonzalo Seijo, gerente de Ingeniería, Proyectos y Obras de YPF Luz, aseguró en diálogo con Radio Tierra Campesina que una de las grandes ventajas de la energía renovable “es que reemplaza energía que puede tenerse a base de hidrocarburos”. Por lo tanto, “no emiten dióxido de carbono”.
El Parque Solar El Quemado es el séptimo proyecto de energía renovable de YPF Luz y su segundo parque solar. En Argentina, la generación de energía renovable creció significativamente en los últimos años, con la instalación de parques eólicos y solares en distintas provincias. Entre los proyectos más destacados se encuentran el Parque Eólico Los Teros, en Buenos Aires, y el Parque Solar Zonda, en San Juan, ambos también desarrollados por YPF Luz.
La entrada Avanza la construcción del parque solar más grande de Argentina en el norte de Mendoza se publicó primero en Energía Online.
El avance de las energías renovables en Argentina suma un nuevo hito con la construcción del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, un proyecto de YPF Luz en conjunto con la Empresa Mendocina de Energía (EMESA).
Ubicado en el distrito de Jocolí, Lavalle, al norte de Mendza, este parque solar se convertirá en uno de los más grandes del país, con una capacidad instalada total de 305 megavatios (MW) cuando finalicen sus dos etapas de desarrollo.
El parque contará con 518.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, capaces de captar energía tanto de la radiación solar directa como de la reflejada en el suelo. Se estima que generará energía suficiente para abastecer a más de 233.000 hogares.
La obra se desarrolla en un predio de 600 hectáreas. La ubicación del parque en Jocolí responde a un análisis estratégico basado en la alta radiación solar de la zona y la posibilidad de interconectarlo al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva subestación transformadora.
Gonzalo Seijo, gerente de Ingeniería, Proyectos y Obras de YPF Luz, aseguró en diálogo con Radio Tierra Campesina que una de las grandes ventajas de la energía renovable “es que reemplaza energía que puede tenerse a base de hidrocarburos”. Por lo tanto, “no emiten dióxido de carbono”.
El Parque Solar El Quemado es el séptimo proyecto de energía renovable de YPF Luz y su segundo parque solar. En Argentina, la generación de energía renovable creció significativamente en los últimos años, con la instalación de parques eólicos y solares en distintas provincias. Entre los proyectos más destacados se encuentran el Parque Eólico Los Teros, en Buenos Aires, y el Parque Solar Zonda, en San Juan, ambos también desarrollados por YPF Luz.
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La producción de energía cayó un 0,7% interanual en el 4° trimestre del 2024 y un 1,9% respecto del período previo, según informó este miércoles el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
En los últimos tres meses del año pasado la generación neta de energía eléctrica retrocedió un 2,1% mientras que el gas distribuido por redes disminuyó un 7,3%. En contraposición, derivados del petróleo aumentó un 5,1%.
La generación neta de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, que no incluye la generación utilizada como insumo en el proceso de producción de las centrales eléctricas, muestra en el cuarto trimestre de 2024 una disminución de 2,1% respecto a igual período de 2023, relacionado principalmente con una menor generación hidráulica.
Consultadas acerca de sus expectativas para el primer trimestre de 2025, respecto a igual período del año anterior, 50,0% de las firmas prevé que la demanda interna aumentará, 25,0% estima que disminuirá y 25,0% considera que no variará. Respecto a las exportaciones, 25,0% de las firmas considera que sus envíos al exterior no variarán, y el restante 75,0% no prevé exportar.
El gas distribuido, que no incluye lo entregado a las centrales eléctricas, registra una variación negativa de 7,3% en el cuarto trimestre de 2024 respecto a igual período de 2023.
Consultadas acerca de sus expectativas para el primer trimestre de 2025, en comparación con igual período del año anterior, 66,7% de las firmas consultadas prevé que la demanda interna no variará y 33,3% considera que aumentará. Con respecto a las exportaciones, 33,3% de las firmas considera que las ventas externas aumentarán, 16,7% considera que no variarán y 50,0% no prevé exportar en el mencionado trimestre.
Los derivados del petróleo seleccionados para el cálculo del ISE, medidos en toneladas equivalentes de petróleo (TEP), registran en su conjunto una variación positiva de 5,1% en el cuarto trimestre de 2024 respecto a igual período del año anterior. Analizando los derivados del petróleo que se utilizan en el cálculo del ISE, si se compara el cuarto trimestre de 2024 respecto a igual período de 2023, las principales incidencias positivas se verifican en gasoil neto de centrales eléctricas y en naftas.
Consultadas acerca de sus expectativas para el primer trimestre de 2025, en comparación con igual período del año pasado, 60,0% de las firmas estima que la demanda local de sus productos aumentará, 30,0% considera que no variará y 10,0% prevé que disminuirá. Con respecto a las exportaciones, 30,0% estima que sus envíos al exterior aumentarán, 30,0% considera que no variarán, 10,0% considera que disminuirán y 30,0% de las empresas pertenecientes al sector prevé no exportar.
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La compañía cerró un 2024 exitoso con la ampliación de su sistema de transporte y mira hacia 2025 con grandes expectativas. El año pasado fue muy importante para Oldelval y también es optimista la perspectiva para 2025, con la inauguración oficial de su principal obra de ampliación de su historia, prevista para el próximo 4 de abril. Ese es el mensaje que llevó el CEO de la compañía, Ricardo Hösel, a Vaca Muerta Insights. “El 15 de marzo se terminaron las obras de Duplicar, que permiten la ampliación del sistema de transporte de Oldelval y vamos a llegar al Atlántico […]
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Las ventas alcanzaron los US$ 158 millones, representando un incremento del 20% respecto a 2023. El EBITDA fue de US$ 66,1 millones, con un margen del 42%, reflejando un aumento del 42% interanual. Y las inversiones totalizaron los US$ 130 millones. El grupo Aconcagua Energía presentó su informe anual de resultados. Entre los aspectos más destacados, sobresale que la producción de hidrocarburos se incrementó en 2024 un 9,4% respecto al año anterior, principalmente por la incorporación de la producción proveniente de las nuevas concesiones adquiridas en marzo de 2023, luego del acuerdo celebrado con Vista Energy. “La empresa mantuvo su […]
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La diferencia entre cuencas se empieza a sentir en el sector petrolero. Marcelo Rucci, secretario general del sindicato que representa a los trabajadores de Río Negro, Neuquén y La Pampa, alertó sobre el intento de algunas empresas de trasladar personal despedido desde Comodoro Rivadavia hacia la zona de Vaca Muerta. Según afirmó, no hay margen para absorber esa migración sin afectar la estabilidad laboral y productiva de la región. “La realidad es que estamos lejos de un auge. Hasta que no estén terminados los ductos, no va a haber ese boom que algunos venden como inminente”, remarcó Rucci, en una […]
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Este jueves oficializó la asignación del 2% de las prerrogativas de producción de gas y petróleo a EDHIPSA, luego de descontar los montos correspondientes a los municipios por coparticipación y otros compromisos financieros. El Gobierno de Río Negro estableció la transferencia de un 2% de las regalías hidrocarburíferas a la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial Sociedad Anónima (EDHIPSA), con el objetivo de consolidar su participación en el sector energético. La medida fue formalizada mediante el Decreto N° 216/25, publicado este jueves en el Boletín Oficial. De acuerdo a lo establecido en la norma, la decisión responde a la estrategia provincial […]
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“Nuestro objetivo es que Mendoza se consolide como un lugar estratégico para la radicación de inversiones y su proyección al mundo”, afirmó la ministra del área en la Comisión de Minería del Congreso de la Nación. La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, participó este miércoles en la sesión especial de la Comisión de Minería de la Cámara de Diputados de la Nación. En la oportunidad se abrió el debate sobre el presente y el futuro del sector, junto con autoridades de Santa Cruz, Jujuy, Catamarca, La Rioja, San Juan y Salta, además de representantes de las […]
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El colapso de un dique de contención agravó la emergencia, mientras el gobierno intensifica los operativos para proteger ecosistemas y abastecer de agua potable a las comunidades afectadas. El gobierno de Ecuador sigue desplegando acciones urgentes para frenar el impacto ambiental del derrame de petróleo en la provincia de Esmeraldas, ocurrido tras el colapso de un dique de contención en el río Caple el pasado 25 de marzo. De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas, la estatal Petroecuador ha instalado nuevas barreras de contención en varios ríos y desplegado maquinaria para remover crudo y evitar que llegue a […]
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El Gobierno de Río Negro, a través del Ministerio de Obras y Servicios Públicos, licitará el próximo mes obras de servicios básicos que llegarán a un total de 151 familias de Villa Regina, Ñorquinco, San Javier y Valcheta. Al respecto, el Ministro de Obras y Servicios Públicos, Alejandro Echarren, sostuvo que «estas son obras del Plan de Desarrollo de Infraestructura que llevamos adelante desde el Ministerio y que surgen a raíz de las necesidades que nos plantean los intendentes en materia de servicios básicos e infraestructura”. “Así es como llegamos con obras de energía eléctrica y gas natural mayormente, por […]
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El aumento de la producción de USA y de países no OPEP bajaría los precios del crudo, afirma el primer ministro de Rusia, Mijail Mishustin. El Banco Central de Rusia que lidera Elvira Nabiúllina, de gran confianza para Vladimir Putin, advirtió al Kremlin que los precios del petróleo registrarían una caída prolongada por el aumento de la producción en USA y países que no integran la OPEP+. La advertencia se produjo a principios de 2025 y la agencia Reuters informó sobre la noticia estaa semana, indicando que la advertencia se incluyó en una presentación que el primer ministro Mijaíl Mishustin […]
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El equipo AXION energy Sport anuncia el inicio de una nueva etapa dentro del automovilismo nacional. Este año, darán un paso importante al ingresar a una nueva categoría, Turismo Carretera 2000, organizada por la ACTC. Además, renuevan completamente su alineación de pilotos para enfrentar este nuevo desafío con una apuesta clara por la innovación. La temporada 2025 del Turismo Carretera 2000, contará con un total de 12 fechas, siendo la primera el 29 y 30 de marzo en el Autódromo Parque Provincia del Neuquén, ubicado en Centenario. Este circuito emblemático será el escenario perfecto para el debut del AXION energy […]
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Es una iniciativa única para Dow en el mundo que, de implementarse, marcaría un hito significativo en la transformación de la industria del reciclaje y en la gestión de residuos en Argentina. La iniciativa busca evaluar y validar el desarrollo conjunto de tecnología que podría aprovechar el potencial de más de 500 000 toneladas por año de residuos plásticos posconsumo en el país. Dow, empresa líder mundial en ciencia de los materiales, y Benito Roggio ambiental (BRa), la mayor empresa de gestión y valorización de residuos; firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para explorar un modelo de negocio y tecnologías […]
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El presidente entrante de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), el correntino Carlos Gold, aseguró que en Argentina «hay un atraso en los precios de los surtidores de hasta el 20%, sin considerar los impuestos en el que hay un diferimiento del orden de los $200, lo que incrementaría el valor de los combustibles«. El directivo advirtió sobre esta situación en el 64 encuentro de la CLAEC, que se realiza hasta este viernes en Buenos Aires con delegaciones de afiliadas de América Latina, que conforman un mercado de 17 países, 85 mil estaciones de servicio y 177 millones de clientes.
El evento de la CLAEC reúne a los representantes de las principales compañías petroleras, como Ignacio Millán y Maite de la Arena, vicepresidente de Comercialización y gerenta ejecutiva B2C de YPF; Andrés Cavallari, CEO de Raizen Argentina; Santiago Zubizarreta, director general de Trafigura argentina; Hugo David, director Comercial y de Relaciones Institucionales de DAPSA; Eduardo Torras, gerente general de Delta Patagonia, y al interventor de Enargas, Carlos Casares.
La situación que enfrentan las estaciones de servicio es difícil porque los costos siguen el nivel de precios de la economía, mientras que los valores en los surtidores evolucionan por detrás de la inflación, en un contexto en el que los volúmenes de ventas han venido cayendo durante los últimos 15 meses.
“El precio es una variable que depende exclusivamente de la política que lleva adelante el Gobierno en consonancias con las compañías petroleras. Hoy sucede que el combustible está barato en pesos pero caro en dólares, consecuencia del tipo de cambio existente, pero tampoco hay que subir inmediatamente el precio a riesgo de empantanar la lucha contra la inflación”, afirmó Gold.
Para el directivo, se trata de un tema que tiene que ser considerado para “ir ajustándose y llegar a un nivel de equilibrio con el volumen que viene de más de un año de caída de demanda, porque de eso depende el crecimiento del sector”.
El empresario estacionero señaló que “la mayoría de las petroleras son integradas y este hecho les genera la posibilidad de tener rentabilidad con la exportación de petróleo a un nivel de export parity y no priorizan el downstream en el cual están actualizando los precios al ritmo del crawling peg. Esto hace que ese ingreso vaya por debajo del incremento de la inflación y, en una sumatoria, lleva a que la rentabilidad no tenga un crecimiento acorde al nivel general de precios”.
Más allá de los precios, los empresarios de estaciones de servicio se preparan para un escenario de amplia transformación, con un mercado atravesado por las regulaciones, el peso de las petroleras, la incertidumbre por la irrupción de la movilidad eléctrica y las urgencias ambientales que obligarán a revisar muchos aspectos de la industria.
El brasileño Carlos Guimaraes, presidente saliente de CLAEC resaltó que el estacionero es “uno de los sectores que más impuestos paga en todos los países, uno de los actores más importantes en las economías de la región, y que viene atravesando momentos de muchos cambios en los cuales no se se sabe si van a predominar son cargadores eléctricos, los combustibles fósiles, los biofuels, o una mezcla, incluso qué pasará con las metas y plazos de descabonización”.
Así, las mesas de trabajo abordarán distintas temáticas del sector como el caso de la potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor y sus estadísticas, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad frente a la promoción de los autos eléctricos o híbridos.
Otro de los temas está enfocado en los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad, lo que permitirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales. Un punto central de discusión será la jornada laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos, y la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.
Un eje adicional de las discusiones girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector, para lo cual se avecina un intercambio sobre los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado, con una visión en la mejora de los procesos y mejor gestión de los recursos.
En ese aspecto en las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión y mejorar la experiencia del cliente, además de ofrecer soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.
Las tiendas de conveniencia también están cobrando un rol cada vez más relevante en las estaciones, con casos en los cuales esos servicios ajenos a la venta de combustibles llegan a representar hasta un 30% y que impulsan nuevos servicios y alianzas comerciales que permiten sumar grandes cadenas a los espacios de la red de las petroleras.
, Ignacio Ortiz
Los objetivos energéticos al 2030 de República Dominicana estarán en el centro de la agenda de FES Caribe 2025, con una conversación estratégica protagonizada por líderes del sector privado que operan en generación, coordinación de sistemas y planificación de mercado. La sesión tendrá lugar el jueves 3 de abril a las 11:20 a.m., en el marco de Future Energy Summit Solar & Storage, y promete ser una de las instancias más relevantes para entender el camino hacia una matriz más limpia, moderna y competitiva.
Participarán Edy Jiménez, Vicepresidente Comercial de AES Dominicana; Manuel San Pablo, Gerente General del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional; Rosina Hernández, Directora de Mercado Eléctrico de EGE Haina; y Alberto García Feijoo, CEO & Founder de Fe Energy Group. La conversación será moderada por Álvaro Villasante, VP de Gestión de Negocios e Innovación de Grupo Energía Bogotá.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
🎟️ Últimas entradas disponibles: Adquirir aquí
📺 Transmisión en vivo: YouTube de FES
El diálogo se enfocará en cómo las empresas están adaptando sus estrategias operativas, comerciales y de inversión para acompañar el crecimiento de las energías renovables en la isla, y cómo visualizan el cumplimiento de las metas trazadas para el año 2030. Además, se abordarán los desafíos relacionados con la integración de nueva capacidad renovable, el fortalecimiento del mercado eléctrico y la necesidad de marcos regulatorios estables y eficientes para atraer capital internacional.
Esta conversación pondrá en valor el rol del sector privado como catalizador del cambio energético, y destacará cómo la colaboración entre generadores, operadores de sistema, comercializadores e inversores puede acelerar la transición hacia una matriz energética más limpia, diversificada y resiliente.
La entrada El sector privado frente al 2030: líderes energéticos debatirán el futuro renovable de República Dominicana en FES Caribe 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.
El avance de las energías renovables y su contribución a los compromisos de descarbonización regional serán eje de análisis en una de las sesiones institucionales más relevantes de FES Caribe 2025. La Conversación de Alto Nivel del Sector Público, que se llevará a cabo el jueves 3 de abril a las 10:20 a.m. en el marco de Future Energy Summit Solar & Storage, reunirá a figuras clave del sector eléctrico dominicano.
Participarán Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE); Martín Robles, Administrador General de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED); y Aura Caraballo, Miembro del consejo de la Superintendencia de Electricidad. La sesión será moderada por Alfonso Rodríguez, en su rol de Presidente de ASOFER, aportando una mirada integradora desde el ámbito técnico, empresarial y regulatorio.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
🎟️ Últimas entradas disponibles: Adquirir aquí
📺 Transmisión en vivo: YouTube de FES
Durante esta conversación, los funcionarios abordarán las metas nacionales e interinstitucionales para reducir emisiones, la necesidad de modernizar la infraestructura de red, y la evolución de los marcos regulatorios que permiten escalar proyectos renovables y de almacenamiento con participación privada. También se analizarán los avances institucionales en planificación energética y el rol del Estado como facilitador de inversiones sostenibles.
Esta sesión busca dar visibilidad al trabajo coordinado entre organismos públicos, en un momento donde la expansión de tecnologías limpias requiere entornos regulatorios sólidos, visión a largo plazo y capacidad de ejecución. Será una oportunidad para entender cómo República Dominicana está trazando su hoja de ruta hacia un sistema energético resiliente, eficiente y con menores emisiones.
La entrada Descarbonización regional y liderazgo institucional: el sector público abre el debate en FES Caribe 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.
Arcos Dorados, la franquicia más grande del mundo de McDonald’s y quien opera la marca en 20 países de América Latina y el Caribe, logró un nuevo hito en su plan estratégico de sustentabilidad al alcanzar el 50% de su consumo energético con fuentes renovables.
La novedad más reciente de dicho logro se debe al mayor contrato PPA renovable de la compañía en Argentina junto a la empresa Capex (entró en vigor en febrero), para el suministro de 15.000 MWh de energía solar desde el parque La Salvación, ubicado en la provincia de San Luis, durante un período de siete años.
Este parque fue asignado con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER), cuenta con 20 MW de potencia y tiene una producción anual estimada de 54000 MWh. Mientras que el contrato entre Arcos Dorados y Capex representa que 78 sucursales de McDonald’s en Argentina se abastezcan puramente con energía verde.
Este hito se suma a una trayectoria que comenzó en 2021, cuando la empresa firmó un primer acuerdo con Pampa Energía por 400 MWh y que continuó en 2024 con una alianza con PCR que permitió abastecer con energías limpias al 30% del consumo energético total de sus restaurantes en Argentina, a través de contratos vinculados a los parques eólicos Vivoratá y Mataco.
“Arcos Dorados también posee el compromiso ambiental a nivel regional. Es decir tenemos acuerdos en Argentina, Colombia, Chile, México, Puerto Rico y Brasil que nos llevan al logro del 50% de la energía sea renovable en Latinoamérica y el Caribe”, aseguró Daniel Arenas, Gerente Corporativo de Compromiso Social y Desarrollo Sustentable de Arcos Dorados para América Latina.
“Nuestro objetivo es ambicioso y es que en 2030 llegar a abastecernos del 100% de energía renovable. Estos acuerdos nos han abierto mercado. También les permite a las generadoras entender nuestro modelo de negocio y abrir puertas para llegar más allá del 50%, incluso en países donde actualmente no contamos con acuerdos y cómo los podemos empezar a construir”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
La transición energética regional de McDonald’s se sostiene tanto en acuerdos de compra como en proyectos de autogeneración solar, instalados en techos o estacionamientos de los locales, que pueden cubrir hasta un 30% del consumo energético de cada local, dependiendo de la superficie disponible.
“Creo que las alternativas no son excluyentes, sino que son complementarias”, subrayó Arenas al referirse a la convivencia entre generación distribuida y contratos de suministro externo con agentes privados del sector energético.
Además, uno de los avances clave en la estrategia es la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a tal punto que en Argentina, Arcos Dorados logró disminuir en un 36% las emisiones de CO2 asociadas a gases refrigerantes.
En paralelo, la empresa se propuso reducir un 15% sus emisiones totales de alcance 1 y 2 para el año 2025 y un 36% hacia 2030. “Estamos muy cerca de cumplir los objetivos”, afirmó el Gerente Corporativo de Sustentabilidad, quien remarca que el camino recorrido hasta ahora responde no solo a una agenda corporativa, sino también a una visión de largo plazo en materia ambiental.
“Queremos ser un actor de cambio que movilice e impulse esa transformación. Entonces para eso involucramos a la cadena de valor, a los proveedores, dado que siempre tratamos de hacer trabajos colaborativos, entendiendo que esa es la manera correcta”, aseveró.
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PCR avanza en su expansión renovable en Argentina, con el objetivo de alcanzar 1000 MW de capacidad instalada en el corto – mediano plazo, a partir de una cartera de proyectos eólicos y solares en construcción y desarrollo.
“Tendremos 1 GW de potencia renovable operativa una vez esté construido el pipeline total en los próximos 3-4 años”, aseguró Martín Brandi, CEO de PCR, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
Actualmente, PCR cuenta con 530 MW eólicos en operación, a los que sumarán casi 230 MW, repartidos en distintos puntos del país mediante innovaciones tecnológicas, desde la hibridación de proyectos o la ampliación del sistema de transporte eléctrico que permita el ingreso de nueva generación.
En el primero de los casos se trata de 18 MW solares en construcción en San Luis, que se complementará con los 112,5 MW eólicos existentes del complejo San Luis Norte, compartiendo la misma estación transformadora y, por tanto, se convertirá en el primer parque híbrido del país.
Además, la estrategia de PCR contempla la construcción de dos parques eólicos para esos 210 MW: 30 MW en Bahía Blanca, cuya construcción comenzará en 2025 y que su puesta en operación está prevista para 2026; y 180 MW adicionales, que se ubicarán en Bahía Blanca o en Olavarría, con inicio de obras en 2026 y entrada en operación proyectada para inicios de 2027.
“Luego quedan 260 MW por construir en la zona de Bahía Blanca, ya que encaramos una obra de ampliación del sistema de transporte a cargo de PCR, que brindó la posibilidad de tener la capacidad de despacho”, manifestó Brandi.
Este despliegue será posible gracias a la prioridad de 440 MW adjudicada en el Mercado a Término (MATER), viabilizada por la repotenciación de capacitores serie en la ET Olavarría y la ampliación de la ET 500 kV Bahía Blanca; siendo la primera empresa en lograr una adjudicación con obra de transmisión asociada bajo la Res. SE 360/2023 del MATER.
De todos modos, el crecimiento del portafolio renovable enfrenta un entorno complejo para la comercialización, ya que bajo la mirada del CEO de PCR, resulta cada vez más desafiante vender energía renovable en el país, debido a que el agotamiento del segmento de grandes usuarios y la aún vigente dificultad para negociar con las distribuidoras y abastecer dicha demanda restringen las posibilidades de contratación.
“Cuando uno no tiene a quién venderle la energía, la vende al spot, que es un precio irrisorio fijado por la Secretaría de Energía y que no repaga nada. Esta situación impone un fuerte riesgo para nuevos proyectos que no logren colocar el 100% de su energía mediante contratos”, subrayó Brandi.
Por lo que el ejecutivo sugirió un cambio en el diseño hacia un “precio spot real” que sea un costo marginal y que el sector esté abierto a lo que ocurra con ello, lo que mitigaría el riesgo de hacer un nuevo proyecto.
“Por otro lado, en todo el mundo venderle energía a una distribuidora es venderle a un cliente top. Seguramente los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía de la Nación es que las distribuidoras puedan ser sujeto de crédito, aunque en una primera instancia requieran algún esquema de garantía adicional por fuera de lo que la distribuidora por sí sola sería”, apuntó.
“Ojalá en pocos meses o el próximo año se piense y pueda vender energía a la distribuidora con algún esquema de garantía o de refuerzo, y en algún mediano o largo plazo hacerlo de manera libre”, agregó.
Uno de los puntos centrales para la expansión de PCR es el acceso a financiamiento adecuado. “En los países ordenados, el project finance es una herramienta muy potente para los proyectos renovables”, explicó Brandi.
Sin embargo, reconoció que “en Argentina hubo una ventanita chica” para este tipo de financiamiento, que hoy está cerrado salvo excepciones. No obstante, observa una reactivación incipiente por parte de entidades del exterior que analizan volver a financiar en Argentina.
“Hoy estamos viendo financiamiento genuino para las empresas, con tasas de interés cercanas al 8%, con plazos adecuados para las energías renovables. Todavía no llegamos a un mejor plazo de 15 años, pero si seguimos la senda correcta, el país llegará”, concluyó.
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“Este año promete ser un año de apogeo y de implementación de proyectos de generación solar en Costa Rica”, señala Marco Varela Latouche, gerente de desarrollo de negocio en HiPower,
La tecnología fotovoltaica, que durante años ocupó un lugar marginal dentro de la matriz energética nacional, se perfila ahora como protagonista ante los desafíos de estacionalidad asociados a fuentes como la hidroeléctrica. Varela destaca que “las fuentes de generación no tradicionales se están convirtiendo en tradicionales, como es el caso de solar”.
La aceleración en el despliegue de parques solares a mediana y gran escala es ya visible en el país. Un ejemplo de ello es la reciente interconexión de una planta en Guanacaste, promovida por HiPower y Advanced Energy.
“Este proyecto lo logramos impulsar desde el diseño, construcción y toda la ejecución en buenos tiempos de entrega”, afirma Varela, quien destaca la ventaja competitiva que representa el corto plazo de la puesta en marcha: “con los plazos cortos de la energía solar hay menos oportunidades de imprevistos”.
En entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el ejecutivo pone en perspectiva las oportunidades de negocios con energía solar que se podrían potenciar en este año 2025:
“El desarrollo a nivel nacional, por medio de alianzas público-privadas o bajo la ley 7200 o inclusive generación distribuida por parte de los consumidores o prosumidores, puede ayudar a que la matriz energética nacional se complemente con la energía solar”, sostiene.
No obstante, el impulso a la generación distribuida sigue siendo un punto crítico. Costa Rica cuenta actualmente con alrededor de 200 MW instalados de capacidad distribuida solar, pero su evolución encuentra frenos institucionales y tarifarios. “Considero que la generación distribuida debería ser promovida, tanto por el Ministerio de Energía, como por la autoridad reguladora y las empresas distribuidoras”, subraya Varela.
Desde 2023, el país ya no cuenta con un esquema efectivo de Net Metering. En su lugar, los usuarios que pueden tener excedentes energéticos dependen de la discrecionalidad de su distribuidora. “El Net Metering fue eliminado… el tema es que es opcional de la empresa eléctrica poder comprar esos excedentes al usuario”, explica.
El ejecutivo advierte que, en este contexto, la autoridad reguladora ARESEP debería intervenir de forma más activa: “debería ser la que exija como ente regulador, pero con mayor fuerza [ya que] los proyectos de compra de excedentes prácticamente son inexistentes”.
Las zonas costeras y sectores industriales aparecen como los nichos con mayor viabilidad para la energía solar distribuida con almacenamiento. “Los proyectos típicos industriales rondan de los mil kilowatts hacia arriba”, indica, destacando que las condiciones actuales del mercado vuelven más atractivas las inversiones escalas superiores.
En paralelo, la creciente presión sobre la red eléctrica, especialmente en zonas turísticas y parques industriales fuera del Gran Área Metropolitana, refuerza la urgencia de acción. “Se proyecta un crecimiento en los próximos años… sí hay un interés por parte de todos los actores de contar con energías limpias”, concluye.
La entrada Anticipan un apogeo de energía solar en Costa Rica se publicó primero en Energía Estratégica.
Holcim, líder mundial en soluciones de construcción sostenible, reafirma su compromiso con la sostenibilidad al instalar un innovador sistema de energía solar de última generación en su planta Geocycle. Este proyecto, desarrollado en colaboración con GoSolar y con tecnología de JA Solar, refuerza el uso de energías renovables en la industria y optimiza la eficiencia energética en las operaciones de coprocesamiento.
Este esfuerzo forma parte del compromiso global de Holcim de incorporar fuentes de energía renovable en sus procesos productivos, promoviendo una transición hacia prácticas más sostenibles en toda la región latinoamericana.
Acerca de Geocycle y su impacto
Geocycle, subsidiaria de Holcim Costa Rica, es líder en la gestión de residuos industriales, agrícolas y municipales en todo el mundo. Utilizan la tecnología probada del coprocesamiento, donde los residuos son transformados en insumos para la fabricación del cemento de forma sostenible, contribuyendo así a fomentar una economía circular y regenerativa.
La planta de Geocycle en Costa Rica es la más grande de América Latina, procesando una cantidad de residuos equivalente a la basura generada por una ciudad entera. Gracias a su enfoque innovador, contribuye a la reducción de desechos en vertederos y genera energía aprovechable para procesos industriales.
Detalles del proyecto solar
El sistema solar instalado tiene una capacidad de 718.62 kW, compuesto por 1218 módulos solares de la marca JA Solar, los cuáles se proyecta que evitarán la emisión de 58 toneladas de CO2 al año. Este impacto positivo refuerza directamente los objetivos globales de sostenibilidad de Holcim.
Por su parte, Khristopherson Agüero, destacó: «Este proyecto con Holcim es un ejemplo tangible de cómo las energías renovables pueden integrarse a gran escala para beneficiar tanto al medio ambiente como a la productividad empresarial.”
La colaboración entre Holcim y GoSolar demuestra que la sostenibilidad empresarial y la innovación tecnológica pueden converger para generar resultados tangibles y escalables. Esta iniciativa no solo beneficia al medio ambiente, sino que también inspira a otras empresas a adoptar prácticas responsables que impacten positivamente a las comunidades y al planeta.
La entrada Holcim y GoSolar refuerzan su compromiso con la sostenibilidad mediante la instalación de un sistema fotovoltaico con tecnología de JA Solar se publicó primero en Energía Estratégica.
IMPSA, empresa líder mundial en equipamientos para generación de energía, nombró a Pablo Magistocchi, como Country Manager de la empresa. La designación estuvo a cargo del nuevo Comité Ejecutivo y se basó en la amplia experiencia del ejecutivo en materia energética tanto en el sector público y privado.
Magistocchi es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Nacional de Cuyo y cuenta con estudios de posgrados en Australia y Estados Unidos, donde acaba de finalizar la maestría en Chief Sustainability Officer del MIT. A nivel profesional, el ejecutivo fue Presidente y Vicepresidente de EMESA, Director de Transener y Director de Energía del Ministerio de Economía de la Provincia de Mendoza entre otros cargos.
Entre las primeras tareas que tendrá a su cargo el nuevo Country Manager de IMPSA, será la continuación y potenciación de los proyectos actuales que acaba de reactivar la empresa tras su capitalización tal como lo son la Central Hidroeléctrica Yacyretá, la modernización de los TAM, el parque solar Ullum Alfa en San Juan, YPF, NASA, CONEA y la grúa MOTCO para la US Army.
En cuanto al masterplan, el enfoque estará en impulsar nuevos proyectos en Argentina, la región y Estados Unidos a través del desarrollo de nuevas tecnologías en el Centro de Desarrollo Tecnológico ubicado en Mendoza, la optimización de procesos y una re funcionalización de la estructura comercial y de desarrollo de nuevos negocios, la cual estará dividida por mercados.
En relación a su designación, Pablo Magistocchi comentó “IMPSA cuenta con un capital humano altamente calificado respaldado en sus ingenieros, técnicos y especialistas que desarrollan, diseñan y fabrican productos y servicios con tecnología del más alto nivel que hacen que nuestra empresa sea única en la región”
Otro desafío que impulsará la nueva IMPSA desde su liderazgo es el desarrollo de alianzas estratégicas con jugadores del Oil and Gas tal como es el caso de ARC Energy como con otros que se irán anunciando en materia nuclear y hydro.
Con el ingreso de los nuevos accionistas y capitales americanos a la empresa, IMPSA retoma su protagonismo a nivel global y contará con oficinas comerciales en cinco continentes, mostrando así su liderazgo en ingeniería y desarrollo tecnológico en el mundo a través de una sólida trayectoria en diseño, fabricación y puesta en marcha de equipos de alta complejidad, a lo cual se suma soluciones innovadoras a través de una fuerte inversión en Inteligencia Artificial para mejorar la performance de sus equipos.
Acerca de IMPSA
Con más de 115 de trayectoria y liderazgo en el sector energético a nivel mundial, IMPSA cuenta con una potencia instalada de 50.000 MW, 144 grúas portuarias en funcionamiento y más de 50 años activos en el sector nuclear y de Oil and Gas.
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Sebastián Mazzucchelli fue designado este jueves como nuevo director general de MetroGAS por el directorio de la sociedad. Fue presidido por Andrés Scarone, actual vicepresidente de Nuevas Energías de YPF. El directorio se reunió esta mañana en la sede central de MetroGAS para designar al nuevo CEO y, luego, la compañía lo informó al mercado mediante el envío del Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Mazzucchelli cuenta con 30 años de trayectoria en la compañía. Ingresó en 1995 como operador comercial. Fue ejecutivo de cuentas, jefe de Ventas GNC, gerente de Procesos Masivos y gerente de Grandes Clientes. En 2017 fue designado director comercial, cargo que ejerció hasta hoy.
Es licenciado en Administración de Empresas por la Universidad de Buenos Aires (UBA), con posgrado en Desarrollo Gerencial por la Universidad Católica Argentina (UCA) y en Finanzas de la Empresa por la IAE.
“Es un orgullo y un desafío muy importante liderar este gran equipo de personas y profesionales del que formamos parte todos los que integramos MetroGAS para poder llevar adelante esta etapa y seguir en el camino hacia la sustentabilidad de resultados, la búsqueda de eficiencias y la mejora continua,” dijo Mazzucchelli tras la designación como CEO.
El nuevo ejecutivo estaba cumpliendo esta función de manera interina desde el 29 de enero, cuando reemplazó a Tomás Córdoba, actual CEO de Compañía MEGA SA, una de las subsidiarias de YPF en los negocios de midstream y petroquímica.
, Loana Tejero
Clear Petroleum (CLP) dijo presente en Vaca Muerta Insights, el evento energético organizado por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal, que tuvo lugar en la ciudad de Neuquén y reunió a expertos, empresas y especialistas de la industria para debatir y analizar el presente y futuro de Vaca Muerta. Además de sumarse como sponsor, la empresa participó de las principales actividades de la jornada. “Estamos listos para ofrecer servicios tanto en yacimientos convencionales como no convencionales”, aseguraron sus directivos.
En esta oportunidad, más de 15 colaboradores de la compañía dijeron presente en los paneles del evento con el objetivo de profundizar sus conocimientos y mantenerse actualizados sobre las últimas tendencias y desarrollos en la industria de hidrocarburos.
“Clear Petroleum, con una sólida trayectoria en servicios petroleros y operaciones de torre, reafirmó su compromiso con el desarrollo de la Cuenca Neuquina y exploró nuevas oportunidades de crecimiento en el segmento no convencional”, destacaron desde la empresa.
En el mismo sentido, remarcaron el avance en sus servicios, el desarrollo en la región con el objetivo de seguir potenciando sus prestaciones a la industria e impulsando la marca empleadora.
Ezequiel González, director de Personas, Cultura y Relaciones Institucionales de Clear Petroleum, confirmó la importancia de esta primera participación: «Este evento es un espacio fundamental para comprender la dinámica y el futuro de esta cuenca clave. Para CLP, asistir y participar activamente, refleja nuestra visión de anticiparnos a los desafíos y oportunidades que se presenten, simboliza nuestro compromiso con ser un socio estratégico para las operadoras petroleras«.
En cuanto a la participación del equipo de trabajo en estas jornadas aseguró que: «para Clear Petroleum, es esencial que los colaboradores estén constantemente capacitándose y adquiriendo nuevas herramientas y conocimientos. Estar presentes en un evento de estas características nos permite estar a la vanguardia de la industria y seguir aportando valor a nuestras operaciones».
“La participación de CLP en este evento demuestra su compromiso con el desarrollo de la industria energética y su interés en seguir creciendo y aprendiendo en un entorno dinámico y desafiante. El equipo buscó fortalecer lazos con otros actores del sector y presentar sus capacidades y soluciones para la industria del Oil & Gas”, remarcaron.
Clear Petroleum ofrece servicios que abarcan operaciones de torre, wire line, slick line, desparafinado y bombeo, atención a la operación y mantenimiento, entre otros, tanto para actividades convencionales como no convencionales. “La compañía prioriza la excelencia operativa, el cumplimiento de rigurosos estándares de seguridad y la inversión en capacitación técnica como pilares de su estrategia”, aseguraron desde la empresa.
Además, Clear Petroleum desarrolló un plan estratégico adaptado a Vaca Muerta, centrado en la línea de triple impacto: económico, social y ambiental para abordar proactivamente las necesidades de los clientes y fomentar sólidas relaciones con la comunidad.
, Redaccion EconoJournal
El ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, sostuvo que la Argentina tiende a una deseable normalización tarifaria, pero advirtió que el proceso aún se encuentra lejos de completarse, por lo que conviene relativizar algunos datos en circulación. “Aunque comparto la visión del vaso medio lleno, no creo que sea fácil completar la segunda mitad del vaso”, subrayó durante su participación en el segundo episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía, espacio audiovisual conducido por Nicolás Gandini que se emite en el canal de YouTube de EconoJournal.
Aranguren dijo que es cierto que el sector eléctrico cerró 2023 con una cobertura de los costos del 47% y que en 2024 se llegó al 63%, pero esos porcentajes son sólo un promedio general. “Dentro del segmento residencial, de hecho, la cobertura durante el año pasado fue de un 85% en los hogares N1, pero de un 21% en N2 y de un 29% en N3. Hoy estamos en un 90%, pero es un momento en el que sobra gas y no necesitamos quemar tanto combustible líquido (salvo, obviamente, en los picos de consumo)”, detalló.
Desde su óptica, otro elemento a tener en cuenta (“aunque sea una mala palabra”, dijo), pasa por el tipo de cambio de equilibrio, cuyo valor seguramente será distinto al actual cuando el Gobierno instrumente la salida del cepo. “Finalmente, debe contemplarse que por lo general resulta más difícil aumentar las tarifas en los años impares porque hay elecciones, a sabiendas de que un sector de la población -el cual no fue debidamente identificado- todavía no puede afrontar el costo total y seguirá siendo subsidiado”, agregó.
El director de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, destacó que la significativa recomposición del nivel de cobertura que se dio a lo largo de 2024, tanto en las tarifas de la energía eléctrica como del gas natural, no haya generado resistencia política por parte de la población. “Esto obedeció, centralmente, al abaratamiento relativo de la energía en la economía local como consecuencia de la apreciación del tipo de cambio. Hoy tenemos tarifas en dólares en los niveles de 2019, los menores exhibidos en la administración de Mauricio Macri, pero cuando los vemos en pesos constantes, estos se ubican un 30% o un 40% por debajo”, cuantificó el director de Economía y Energía.
De cara al futuro, proyectó, emerge el riesgo de que la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) firmada en este contexto macroeconómico se vuelva incumplible con otro tipo de cambio real. “El gran desafío es que la RQT sea sustentable en el mediano y largo plazo. Sucede que una depreciación fuerte del tipo de cambio de manera automática se verá reflejada en la tarifa con una RQT relativamente alta e indexada en buena medida al Índice de Precios Mayoristas (IPIM), lo que podría derivar en conflicto social”, advirtió.
Cuando se revisaron los valores de las tarifas en la primera década del siglo, recordó Julián Gadano, lo que en verdad se revisó fue todo un sistema tarifario. “Podía gustar o no, pero se trataba de un sistema que balanceaba diversas variables. Entre ellas, las multas por incumplimiento; es decir, los incentivos a cumplir. Como las multas derivan de las tarifas, cuando las mismas son bajas se reducen los recursos para invertir. No estoy disculpando a ningún operador, pero les convenía incumplir y pagar las multas”, indicó el ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación.
En el nuevo escenario, afirmó, los incentivos van a cambiar. “Las multas empezarán a ser altas. Si el operador actúa con cierta racionalidad, va a preferir invertir en lugar de pagar las multas, por supuesto con el Estado controlando”, adelantó.
En suma, opinó, los planetas están “bastante alineados” para disponer de un sistema tarifario que remunere la inversión de quien toma las concesiones. “Me parece que nos encontramos en una etapa muy diferente de la que vimos hace siete años. Me puedo equivocar, pero tengo la sensación de que en la población hay cierta conciencia, por lo menos parcial o creciente, de que la energía es un bien que cuesta”, aseveró.
Si bien la paulatina normalización tarifaria por ahora no intensificó la conflictividad social, hay un movimiento disruptivo dentro del sector energético que sí podría hacerlo. En esa dirección, Juan José Carbajales se refirió a la decisión de la principal petrolera del país de desprenderse de todos sus activos convencionales para centralizarse exclusivamente en los rentables desarrollos de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. “YPF, que siempre fue un Aleph nacional porque estuvo en todos lados, hoy se está yendo de los lugares donde nació la industria del petróleo en la Argentina. Eso significará un quiebre para muchas comunidades acostumbradas históricamente a funcionar de una determinada manera. Es un cambio fortísimo, cuyos efectos se harán notar”, anticipó el presidente de Paspartú, y director del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).
Seguramente, estimó, las acciones de YPF cotizarán mejor y la rentabilidad de la empresa crecerá. “Ahora bien, ¿qué bajada de línea debe hacer el Estado desde una visión federal? ¿Qué debe hacer la Secretaría de Energía?”, se preguntó.
El Plan Andes, graficó, constituye un claro ejemplo de este conflicto de intereses. “Para YPF puede ser genial desinvertir en activos que no son tan rentables, pero esto no es necesariamente bueno para todo el país”, recalcó.
¿Cómo prosiguió el debate? La respuesta, en el este link.
, Loana Tejero
La demanda de energía eléctrica registró en febrero una suba interanual de 0,5 %, al alcanzar los 12.911,7 GWh a nivel nacional y se encuentra entre los 10 consumos más importantes en términos históricos. (récord de marzo 2023:13.996,3 GWh). Asimismo el 10 de febrero se anotó un nuevo récord de potencia al llegar a los 30.257 MW, detalló el informe periódico de la Fundación Fundelec.
No obstante, las distribuidoras de electricidad en Capital Federal y el GBA tuvieron una caída de -5,3 % en la demanda del segundo mes del año. Bajaron los consumos comerciales e industriales, mientras que aumentaron los residenciales a nivel nacional.
DATOS DE FEBRERO 2025
En febrero de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 12.911,7 GWh; mientras que el año anterior había sido de 12.848,1 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,5 por ciento.
En febrero se produjo también una baja intermensual de -5,1 %, respecto de enero último, cuando la demanda de energía había alcanzado los 13.606,2 GWh, pero debe considerarse la incidencia de los tres días menos que tiene febrero contra enero.
El día 10 de febrero de 2025 se registró entonces un nuevo máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024.
En cuanto a la demanda residencial de febrero, se alcanzó el 48 % del total país con una suba de 1,9 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial descendió -0,1 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial fue el 24 %, con una suba en el mes del orden del -1,9 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido febrero de 2025): 5 meses de baja (marzo de 2024, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, -7 %; septiembre, -6,6 %; y diciembre de 2024, -2,2 %) y 7 meses de suba (mayo de 2024, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; y febrero de 2025, 0,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 2,2 por ciento.
CONSUMO PROVINCIAL DE FEBRERO
En cuanto al consumo de electricidad por provincia en febrero, 19 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Santiago del Estero (16 %), Tucumán (15 %), Chaco (11 %), Santa Cruz (10 %), Córdoba y La Rioja (9 %), Corrientes (8 %), Salta (7 %), San Luis (6 %), San Juan y Misiones (5 %), Formosa, Catamarca y Río Negro (4 %), Santa Fe (3 %), Chubut, Neuquén, Mendoza y EDES (2 %). En tanto, La Pampa mantuvo el mismo nivel de consumo que en febrero del año anterior.
Por su parte, 7 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: EDELAP (-8 %), EDEN (-5 %), Entre Ríos y Jujuy (-4 %) y EDEA (-2 %).
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 30 % del consumo total del país, anotaron un descenso conjunto de -5,3 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una baja de -6 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -4,3 %.
TEMPERATURA
Observando las temperaturas, el mes de febrero de 2025 fue levemente menos caluroso en comparación con febrero de 2024. La temperatura media fue de 26.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 26.3 °C, y la histórica es de 23.6 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En febrero, la generación hidráulica se ubicó en los 2.132 GWh, lo que representa una variación del -25,6 % respecto a 2024.
Por su parte, la potencia instalada es de 43.525 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.
Así, en el segundo mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 59,28 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 15,88 % de la energía demandada, las nucleares proveyeron el 5,88 %, y las generadoras de fuentes alternativas 14,92 % del total demandado. La importación de electricidad representó el 4,04 % de la demanda total del mes.
Con una trayectoria de 30 años en la compañía, Sebastián Mazzucchelli fue designado como nuevo Director General de MetroGAS por el Directorio de la sociedad.
Presidido por Andrés Scarone, actual vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, el Directorio se reunió el jueves 27 en la sede central de MetroGAS para designar al nuevo CEO y, luego, la compañía informó al mercado la novedad mediante el envío del Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Mazzucchelli ingresó en 1995 como operador comercial y tuvo un crecimiento continuo: fue ejecutivo de cuentas, jefe de Ventas GNC, gerente de Procesos Masivos y gerente de Grandes Clientes. En 2017 fue designado director Comercial, cargo que ejerció hasta esta designación.
Mazzucchelli es licenciado en Administración de Empresas por la Universidad de Buenos Aires (UBA), con posgrado en Desarrollo Gerencial por la Universidad Católica Argentina (UCA), y en Finanzas de la Empresa por la IAE.
Tras la designación como CEO, función que cumplía desde que reemplazó a Tomás Córdoba, Mazzucchelli puntualizó que “Es un orgullo y un desafío muy importante liderar este gran equipo de personas y profesionales que integramos MetroGAS, para poder llevar adelante esta etapa y seguir en el camino hacia la sustentabilidad de resultados, la búsqueda de eficiencias y la mejora continua”.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural.
Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su área de distribución abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
La Inteligencia Artificial (IA) está dejando de ser una promesa para convertirse en motor de transformación. El 80% de las empresas en la región la consideran una de sus tres principales prioridades estratégicas, por encima del promedio global del 75%, según el nuevo estudio titulado AI Radar 2025 de la consultora Boston Consulting Group (BCG).
El informe, que está basado en la opinión de más de 1.800 ejecutivos en 19 mercados y 12 industrias, muestra que una de cada tres compañías a nivel mundial planea destinar más de 25 millones de dólares a la IA este año. Sin embargo, aunque la inversión crece, solo el 25% de las compañías reporta haber obtenido un valor significativo de sus iniciativas de IA, 26% en el caso de Sudamérica.
«Las corporaciones que han logrado capitalizar la IA no son necesariamente las que más invierten, sino las que saben hacia dónde dirigir sus esfuerzos. El reto no es gastar más, sino enfocarse en los casos de uso adecuados, escalarlos con rapidez y medir su impacto», explicó Julián Herman, managing director & partner de BCG.
Las compañías que lograron mayores avances respecto a la implementación de la IA destinan más del 80% de su inversión a transformar procesos clave y desarrollar nuevas soluciones, en lugar de dispersarla en múltiples iniciativas de menor impacto.
A su vez, el análisis demuestra que las empresas con menor madurez tecnológica intentan abordar más casos de uso al mismo tiempo, y esto termina por diluir los resultados. En promedio, las compañías líderes priorizan 3.5 casos de uso estratégicos, mientras que otras llegan a gestionar hasta 6.1 iniciativas en paralelo sin obtener el mismo impacto.
Pese al crecimiento en adopción de IA, la sostenibilidad sigue siendo un tema pendiente. El 85% de las empresas sudamericanas no prioriza soluciones energéticamente eficientes al seleccionar proveedores de IA, siete puntos porcentuales por encima de la media global del 78%, según detalla el estudio de BCG.
Otro problema es la falta de indicadores financieros claros. El 65% de las empresas sudamericanas (el 60% a nivel global) no monitorean KPIs financieros (métricas que miden el rendimiento financiero de una empresa de forma concisa y directa) para medir el retorno de la IA, lo que dificulta traducir las inversiones en valor tangible.
Más allá de la automatización tradicional, los llamados agentes autónomos comienzan a captar la atención de las empresas. Estos sistemas, diseñados para tomar decisiones y ejecutar tareas con mínima intervención humana, ya forman parte de la estrategia de IA del 67% de los ejecutivos encuestados, 61% de los sudamericanos. Aunque su despliegue sigue en etapas iniciales, su adopción podría marcar un punto de inflexión en la manera en que las empresas operan y optimizan sus procesos.
Si bien la automatización despierta inquietudes sobre el empleo, la mayoría de las empresas apuesta por la adaptación en lugar del reemplazo. Solo el 7% de los ejecutivos a nivel global prevé una reducción en su plantilla debido a la IA, siendo los sudamericanos los que esperan un impacto mayor. El 14% señaló que espera una disminución de personal.
En cambio, el 68% de los encuestados de todo el mundo espera mantener su equipo actual, enfocándose en mejorar la productividad y capacitar a su personal en nuevas habilidades digitales, el 60% en el caso de la región.
Del análisis se desprende que sólo el 20% de las empresas regionales ha capacitado a más de una cuarta parte de su fuerza laboral en IA y GenAI, lo que sugiere que aún falta preparación para maximizar el potencial de estas tecnologías. A nivel global el promedio es del 29% y en el caso de Asia-Pacífico, región que lidera este aspecto, es del 34%.
«No basta con comprar la mejor tecnología. Para que la IA genere un impacto real, las empresas deben transformar su cultura organizacional, capacitar a sus equipos y medir los resultados de manera disciplinada», precisó Herman.
El crecimiento de la IA también trae consigo nuevos desafíos. Los principales riesgos identificados por los líderes empresariales incluyen la privacidad y seguridad de datos (66%, 74% en Sudamérica), la falta de control o comprensión de las decisiones de IA (48%, 44% con respecto a los encuestados en la región) y los obstáculos regulatorios (44%, 41% para los ejecutivos sudamericanos).
Además, la ciberseguridad sigue siendo un punto crítico: el 76% de los ejecutivos a nivel global reconoce que sus medidas de protección en IA requieren mejoras, 79% en el caso de la región.
“El interés por sí solo no es suficiente. Para que la inteligencia artificial sea una tecnología transformadora para las empresas de Sudamérica, es clave que estas adopten un enfoque estratégico y orientado a resultados”, concluyó el managing director y socio de BCG.
, Redaccion EconoJournal
El gobierno autorizó a Edenor y Edesur a mostrar en las facturas el monto que pagan las industrias y comercios por la energía renovable que consumieron. A partir de ahora, las distribuidoras deberán trasladar en las liquidaciones de los grandes usuarios del distribuidor (GUDIs), con contratos firmados con generadores de energía renovable, el valor mensual facturado. Lo hizo a través de la resolución 185 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicada este miércoles en el Boletín Oficial.
En concreto, la medida permite reflejar en las facturas que emiten las distribuidoras el valor de la energía que le compra un GUDI a un generador de energía renovable. Hasta el momento ese monto no aparecía en la facturación.
Es decir, si un GUDI quiere suscribir un contrato con una compañía de generación renovable en el ámbito del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables), Edenor y Edesur deberán mostrar ese consumo en la facturación mensual.
Los GUDIs son empresas que consumen más de 300 kilovatios (kW), pero que no le compran la energía a Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), sino que se abastecen a través de las distribuidoras. Lo conforman alrededor de 3.400 empresas en todo el país, aunque esta medida impactará en las distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Principalmente son empresas grandes, aunque el sector también está conformado por firmas medianas.
A partir de 2022 se habilitó a los GUDIs a contratar energía renovable directo al distribuidor, algo que tenían permitido sólo los grandes usuarios y exclusivamente a través del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La intención del gobierno es favorecer el crecimiento de los contratos del Mater entre los grandes usuarios y los generadores de energía renovable. Por la Ley 27.191, la participación de las fuentes renovables en la matriz energética debería alcanzar un 20% al 31 de diciembre de 2025.
En el primer artículo, la normativa del ENRE autoriza a Edesur y Edenor a “trasladar en las liquidaciones de servicio público de aquellos usuarios con demandas mayores o iguales a 300 kW, denominados Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDIs), que celebraron contratos de acuerdo al ´Mecanismo de comercialización de energía eléctrica de fuente renovable para distribuidores´, el valor mensual facturado por el generador”.
En el segundo artículo, el ente regulador remarca que el traslado en las liquidaciones de las distribuidoras deberá estar aclarado en la facturación con la leyenda “Contrato Mercado a Término”.
, Roberto Bellato
El presidente de YPF, Horacio Marín, destacó la necesidad de trabajar como industria para bajar los costos de las empresas de servicios en Vaca Muerta.
“No puede ser que con las condiciones económicas actuales las operadoras sigamos pagando costos unitarios más caros que en el Permian. Nosotros tenemos que competir con Estados Unidos y vamos a trabajar para bajar esos costos”, afirmó el funcionario durante su participación en el Vaca Muerta Insights en Neuquén.
El presidente de YPF detalló que la compañía trabaja con el objetivo de alcanzar una producción de 200 mil barriles de crudo aproximadamente para fin de año.
En este escenario, el proyecto Vaca Muerta Sur se convierte en estratégico para toda la industria ya que pone fin definitivamente al cuello de botella actual en el transporte de petróleo.
“La cuenca podría estar produciendo y exportando 1.5 millones de barriles en los próximos años”, afirmó Marín. También se refirió a las oportunidades que se le abren al país por el proyecto Argentina LNG.
“Estamos muy avanzados para lograr las tres fases del proyecto. La primera con PAE, Pampa, Harbor y Golar; la segunda con Shell y tres supermajors como compradores; y una tercera, que podría avanzar rápidamente. Esperamos tener firmados los acuerdos finales de inversión durante el año que viene”, confirmó Marín.
Para lograr este nivel de actividad, es clave la capacitación: “toda la industria tiene que apoyar la creación del Instituto Vaca Muerta, no podemos ser competitivos si no capacitamos y cuidamos a los trabajadores”, señaló el CEO de YPF.
Por último, destacó el rol del gobierno nacional para generar las condiciones de desarrollo de la industria y la apertura de los mercados.
“Cuando fui a Asia y a otros mercados del mundo, me resultaba fácil abrir mercados para el gas argentino porque el presidente Milei es un líder mundial” concluyó Marin.
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La empresa de hidrocarburos de Tierra del Fuego, Terra Ignis, avanza en las negociaciones con YPF para transferir a la empresa provincial la operación de áreas estratégicas, como parte de la estrategia de desinversión de la compañía nacional que busca enfocarse en el desarrollo de sus áreas no convencionales de Vaca Muerta.
En la provincia, la compañía tiene a su cargo la operación de siete bloques onshore y otros dos no operados. El actual gobernador Gustavo Melella busca capitalizar para fortalecer la autonomía energética de Tierra del Fuego, pero expertos del sector energético y sindicatos petroleros expresan serias dudas sobre la viabilidad del proyecto.
Terra Ignis, creada en 2022, cuenta con un directorio conformado por funcionarios de confianza de Melella, pero que, en su totalidad, carece de experiencia en la industria petrolera. Maximiliano D’Alessio, presidente de la empresa, es un funcionario cercano al gobernador, pero sin antecedentes en el sector hidrocarburífero.
La empresa estatal aún no ha entrado en funcionamiento y no cuenta con la infraestructura ni el personal necesario para operar los pozos de YPF.
Los sindicatos petroleros, por su parte, expresan preocupación por el futuro de los trabajadores de YPF y exigen garantías sobre la continuidad de sus empleos.
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En el marco del programa Proyecto de Energías Limpias para Hogares y Comunidades Vulnerables (PELHCOV) se concretó la instalación de equipos Los Altares y Lago Baggilt, además de las unidades operativas de Isla de los Pájaros y Punta Pirámides de Península Valdés.
En el avance de las políticas públicas puestas en marcha por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres en lo que respecta a la transición hacia energías renovables en la provincia; el Gobierno del Chubut continúa con la implementación de paneles solares en las Áreas Naturales Protegidas (ANP) ubicadas en distintos puntos de la Provincia.
La puesta en marcha de esta nueva tecnología se desarrolla en el marco del programa Proyecto de Energías Limpias para Hogares y Comunidades Vulnerables (PELHCOV), una iniciativa pionera en la región que busca llevar energías limpias a zonas remotas o de alta sensibilidad ambiental.
En este caso, se trata de un trabajo conjunto llevado adelante a través del Ministerio de Turismo y Áreas Protegidas; junto con las Secretarías de Ciencia y Tecnología; y de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable.
El proyecto tiene como objetivo mitigar el impacto ambiental, reducir la dependencia de combustibles fósiles y garantizar el acceso a energía sustentable en áreas de difícil acceso.
Días pasados se concretó la instalación de paneles en Los Altares y Lago Baggilt, además de las unidades operativas de Isla de los Pájaros y Punta Pirámides, estas dos últimas pertenecientes al Área Natural Protegida Península Valdés.
Cabe recordar que el Programa fue inaugurado en el Área Natural Protegida de Punta Loma, con paneles que ya se encuentran funcionando. La iniciativa continuará en Punta Norte, Cabo Dos Bahías, Rocas Coloradas, Punta Márquez, Piedra Parada, Bosque Petrificado y Caleta Valdés.
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La empresa estadounidense ARC Energy anunciará un acuerdo con IMPSA para construir una nueva nave industrial en la provincia de Mendoza que será destinada principalmente a la fabricación de equipamiento para la industria del petróleo y gas, según pudo saber EconoJournal. El presidente de ARC Enegy y director de IMPSA, Jason Arceneaux, había destacado en el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA) la importancia que tiene el desarrollo de Vaca Muerta en los planes de la compañía.
ARC Energy e IMPSA rubricarán una alianza estratégica para desarrollar una nueva nave industrial destinada a la fabricación de equipamientos y componentes para la industria petrolera y energética. La nave estará ubicada en el Centro de Desarrollo Tecnológico que IMPSA posee en Mendoza.
El acuerdo contempla una inversión conjunta que expandirá las capacidades fabriles de IMPSA en su predio en Mendoza, donde actualmente realiza trabajos para diversos actores de la industria petrolera, como YPF, para quien está desarrollando un horno especial de 178 toneladas destinado a la conversión de petróleo en gasoil.
El anuncio será el primer movimiento estratégico de ARC Energy tras la adquisición de IMPSA en febrero pasado, dentro de una estrategia más amplia que está implementando para fortalecer su posicionamiento en la región mediante alianzas y asociaciones estratégicas con actores regionales de primer nivel.
“El potencial de IMPSA como proveedor estratégico del sector del Oil & Gas es invaluable en todo el continente. Esta alianza estratégica será un catalizador para el crecimiento de ARC Energy en Argentina y en toda la región”, destacó Arceneaux.
“El capital humano con el que cuenta IMPSA en su Centro de Desarrollo Tecnológico en Mendoza posee una capacitación y especialización únicas en la región. Este será un diferencial clave al momento de proyectar esta alianza estratégica hacia nuevos mercados”, agregó.
Para desarrollar la estrategia en la Argentina, IMPSA acaba de designar a Pablo Magistocchi como Country Manager. Magistocchi es un ingeniero industrial de la Universidad Nacional de Cuyo y posee estudios de posgrado en Australia y Estados Unidos, donde recientemente culminó una maestría en Chief Sustainability Officer en el MIT.
Ademas de los planes en oil&gas, ARC Energy realizará una apuesta fuerte por el negocio hidroeléctrico. Arceneaux destaco en el foro IEFA las capacidades de IMPSA en la fabricacion de turbinas hidroelectricas. «Para mi, IMPSA es hidro, es top tres mundial», dijo.
Uno de los objetivos de ARC Energy es reactivar los contratos para la instalacion de turbinas en la represa de Tocoma en Venezuela y analizar las eventuales oportunidades en la Argentina.
«No soy experto en exportación hidroeléctrica, pero sin duda hay 6, 8, 10 o 12 proyectos hidroeléctricos que estan en renovaciones, y creo que muchos de ellos utilizan productos de IMPSA, así que estamos entusiasmados. Queremos involucrarnos a fondo», analizó.
Arceneaux también brindó algunos detalles sobre la eventual fabricación de grúas portuarias con destino a los Estados Unidos. «Las grúas se van a fabricar aquí en la Argentina, aproximadamente en un 60%, luego serían enviadas a la costa oeste, a El Salvador, para empaquetarlas y enviarlas a Estados Unidos», apuntó.
Por otro lado, el presidente de ARC Energy tambien habló de la relevancia de la energía nuclear. «El presidente Milei y el presidente Trump estan promocionando la energía nuclear. Pienso que es una de las mejores formas de energía sostenible. Es energía de base», dijo.
, Nicolás Deza
El gobernador Rolando Figueroa instó a las empresas hidrocarburíferas a invertir para lograr mayor competitividad. Aseguro que se pierden 50 millones de dólares por año, cada 100 kilómetros de camino sin asfaltar. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró que el desarrollo de la infraestructura de Vaca Muerta es clave para bajar los costos de producción y lograr mayor competitividad. El mandatario instó a las empresas hidrocarburíferas a invertir y aseguró que será un “win-win” para la industria y para el Estado. Figueroa participó de la jornada Vaca Muerta Insights, que se realizó en el casino Magic de Neuquén. Durante […]
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El grupo Pan American Energy, donde son socios capitales británicos, la familia Bulgheroni y CNOOC de China, participó de una feria de petróleo y gas en la capital del gigante asiático. Hubo también acompañamiento de directivos de la Cámara Argentino China junto con quienes la delegación argentina recorrió la CIPPE 2025 (China International Petroleum & Petrochemical Technology and Equipment Exhibition) y asimismo visitaron la sede de la Federación de Petróleo y Química de China. La CIPPE es un encuentro anual de la industria hidrocarburífera que se celebra en Bejing, y una gran plataforma de intercambo de negocios e informaciones sectoriales, […]
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El mes pasado, Argentina logró otra vez un crecimiento interanual tanto en la producción de gas como de petróleo, consolidando al sector de hidrocarburos como uno de los grandes motores de la recuperación económica. En cuanto al petróleo, la producción de febrero alcanzó los 753,4 miles de barriles diarios, lo que representa un aumento del 10,7% en comparación con el mismo mes del año anterior. En el sector gasífero, Argentina produjo 144 millones de metros cúbicos por día, lo que marca un aumento interanual del 7,5%. Este crecimiento se vio impulsado principalmente por los hidrocarburos no convencionales, que representaron el […]
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QM Equipment desarrolló un nuevo fracturador a gas que comenzará a probarse en abril en Vaca Muerta. El nuevo equipo está diseñado para operar 24 horas al día y utiliza el gas del propio yacimiento, lo que al mismo tiempo ayudará a reducir los costos operativos, de mantenimiento y las emisiones de GEI. En diálogo con EconoJournal Fiscaletti, presidente de la empresa, detalló que el proyecto lleva dos años en desarrollo y representa un avance tecnológico que permitirá incrementar la producción de Vaca Muerta. El presidente de QM Equipment, Pablo Fiscaletti, presentó el fracturador a gas denominado “Prometheus” en la […]
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La ministra de Industria de Uruguay fue invitada por el gobernador Rolando Figueroa. Habló de la experiencia de la descarbonización uruguaya y ve en Vaca Muerta una oportunidad. El país trabajó en un rotundo cambio hacia las energías limpias, y Vaca Muerta es una oportunidad de transición con el gas. “Neuquén representa una región y ejemplo potente en el desarrollo energético en América Latina. Le quiero agradecer, sé que viene más tarde, hablé con el durante la mañana, al gobernador Rolando Figueroa, por apostar a la integración regional”, sostuvo la funcionaria uruguaya. Cardona resaltó que Uruguay apostó a las energías […]
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Ante decisión de Estados Unidos de imponer un arancel del 25% a los países que importen crudo y gas de Venezuela a partir del 2 de abril, China criticó el anuncio pero frenó sus compras de crudo venezolano antes de que la medida entre en vigencia. Según la agencia Reuters, China paralizó sus compras de petróleo proveniente de Venezuela, lo que pone en peligro la estabilidad de varias refinerías privadas chinas que dependen de este crudo. Se sabe que China e India representan más del 50% de las exportaciones de petróleo de Venezuela. En 2024, China compró aproximadamente 351.000 barriles […]
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Federico Bazán, ministro de Trabajo, Empleo e Industria de La Rioja, se refirió a su participación junto a Ivanna Guardia, secretaria de Minería, en la reunión de la Comisión de Minería en la Cámara de Diputados. En la misma se compartieron los proyectos estratégicos de la Provincia poniendo en valor la política del gobernador Quintela para impulsar la industria minera. En contacto con Medios El Independiente Bazán expresó sobre el encuentro “fue una jornada importante para la Provincia. La Rioja junto a otras provincias que tienen desarrollo de actividad minera participo a instancia de nuestros diputados, la Comisión de Minería. […]
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El diputado nacional por Neuquén, Pablo Cervi, estuvo presente este miércoles en una nueva edición de Vaca Muerta Insights 2025, un espacio clave para el análisis y debate sobre el futuro de la industria energética en Argentina. El evento reunió a representantes del sector público y privado, con el objetivo de trazar estrategias para potenciar la competitividad y el desarrollo sostenible de Vaca Muerta, uno de los principales motores económicos del país. «Este tipo de encuentros son fundamentales para fortalecer el sector energético y definir el rumbo de Vaca Muerta en un contexto global desafiante. Nos permiten reunirnos, debatir y […]
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Los inversores evalúan las nuevas decisiones de Donald Trump respecto al crudo de Venezuela y una escalada en la guerra comercial. Los precios del petróleo se mantienen estables este jueves mientras los mercados evaluaban nuevos aranceles estadounidenses, mientras que las preocupaciones sobre el suministro global mantenían los precios cerca de máximos de un mes. Durante la mañana, los futuros del crudo Brent caían 23 centavos, o un 0,3%, a 73,56 dólares por barril, mientras que los futuros del crudo West Texas Intermediate de EE. UU. bajaban 21 centavos, o un 0,3%, a 69,44 dólares. El miércoles, los precios del petróleo […]
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El camión cisterna chocó con un automóvil en la ruta nacional 237, cerca de Villa Llanquín. El accidente provocó un incendio que aún persiste, con llamas de más de dos metros de altura. El choque de un camión que transportaba gas licuado a Chile y un automóvil en una ruta de Río Negro mantiene en alerta a las autoridades debido al riesgo de explosión. El camión cisterna chocó con un automóvil en la ruta nacional 237, cerca de Villa Llanquín. El accidente provocó un incendio que aún persiste, con llamas de más de dos metros de altura. Los tres ocupantes […]
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El grupo Aconcagua Energía presentó su informe anual de resultados. Entre los aspectos más destacados, sobresale que la producción de hidrocarburos se incrementó en 2024 un 9,4% respecto al año anterior, principalmente por la incorporación de la producción proveniente de las nuevas concesiones adquiridas en marzo de 2023, luego del acuerdo celebrado con Vista Energy. “La empresa mantuvo su compromiso con un enfoque sostenible a largo plazo, trabajando activamente en la implementación de nuevas tecnologías para mejorar el rendimiento de sus activos”, destacaron desde la compañía.
“La empresa logró mantener niveles competitivos de ventas tanto en el mercado interno como en exportaciones. Como resultado, los ingresos totales del año se incrementaron en un 20% en dólares, reflejando una eficiente gestión comercial y la optimización de recursos, siempre orientada a mejorar la rentabilidad en un contexto desafiante”, remarcaron desde Aconcagua Energía.
Uno de los hitos significativos de 2024 fue la extensión, por 10 años, de los derechos de explotación de las concesiones ubicadas en la provincia de Río Negro: Entre Lomas, 25 de mayo-Medanito S.E. y Jagüel de los Machos. Esto es así porque la extensión aseguró la continuidad de la explotación del 86% de la producción de hidrocarburos de Aconcagua.
Además, la firma fue adjudicada con el área Payún Oeste, en el sur de Mendoza. “Este logro representa un paso estratégico clave, ya que marca su posible incursión en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en la provincia de Mendoza y en la Cuenca Neuquina, abriendo nuevas oportunidades para el crecimiento y la expansión de la compañía”, remarcaron.
En materia de financiamiento, Aconcagua Energía continuó respaldando sus operaciones y proyectos de expansión a través del mercado de capitales y la reinversión de flujos propios del negocio. La compañía sostuvo su estrategia de extender vencimientos de deuda a largo plazo, demostrando una mayor capacidad de acceso al mercado de capitales local a tasas competitivas y manteniendo un nivel de endeudamiento estable, en línea con su política de crecimiento sostenible.
Javier Basso, cofundador y CFO de Aconcagua Energía destacó: «El balance de 2024 refleja nuestro continuo esfuerzo por alcanzar la eficiencia operacional, optimizar costos y adaptar nuestra estrategia a las condiciones del mercado, siempre con la sostenibilidad como pilar de la gestión, y seguimos comprometidos con una gestión financiera responsable, que nos permita continuar avanzando en la consolidación de nuestra estructura organizacional«.
Las ventas alcanzaron los US$ 158 millones, representando un incremento del 20% respecto a 2023. La distribución fue del 67% en el mercado local y 33% en exportaciones. El EBITDA fue de US$ 66,1 millones, con un margen del 42%, reflejando un aumento del 42% interanual.
Las inversiones fueron por US$ 130 millones. Estuvieron destinadas principalmente a la cancelación parcial de obligaciones derivadas de la adquisición de las áreas de Vista Argentina, el pago del canon de extensión de concesiones en Río Negro, la perforación y terminación de cinco nuevos pozos y más de 50 workovers y optimizaciones de pozos. Además, el ratio deuda financiera neta/EBITDA ajustado se mantuvo en 2,8x.
Aconcagua Energía fue elegida para integrar el Directorio Principal de la Red Argentina del Pacto Global, y reafirmó su compromiso con prácticas sostenibles y responsables. Implementó el programa de becas «Energía para Crecer», que apoyó a 41 estudiantes; «Reimaginar el Aula», para la formación docente; y «Alentando el Deporte y el Desarrollo Comunitario». Además, realizó talleres de formación en herramientas tecnológicas.
Mediante el Programa de Puertas Abiertas, más de 300 estudiantes visitaron sus instalaciones y se realizaron 20 pasantías laborales en áreas operativas y corporativas.
“Con estos resultados, Aconcagua Energía reafirma su compromiso con la sostenibilidad, el desarrollo social y la innovación, consolidándose como un referente en la industria energética argentina”, concluyeron desde la compañía.
, Redaccion EconoJournal
Un apagón masivo dejó sin energía eléctrica a miles de usuarios en los estados mexicanos de Campeche, Quintana Roo, Tabasco y Yucatán durante la tarde del pasado lunes.
Según la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la interrupción del servicio fue ocasionada por un alto índice de humedad en el gasoducto Mayakán, lo que afectó la calidad del gas proveniente de la central Nuevo PEMEX. El incremento de la demanda durante las altas temperaturas también contribuyó a la sobrecarga de los circuitos eléctricos, lo que agravó la situación.
La falla, provocada por irregularidades en la central Nuevo Pemex, obligó a las centrales de generación eléctrica de la región a utilizar combustibles alternos, lo que derivó en un suministro irregular.
La falta de electricidad generó problemas en el tráfico, el comercio y las actividades diarias.
Según la CFE, el 47% de los usuarios afectados habían recuperado horas más tarde el servicio, reestableciendo por completo el suministro eléctrico el martes por la tarde.
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El segundo día de FES Caribe 2025 estará marcado por la primera edición de FES Storage Caribbean, un espacio de discusión estratégica sobre el rol del almacenamiento energético en el desarrollo de un sistema eléctrico confiable, resiliente y sustentable en Centroamérica y el Caribe. La jornada se desarrollará el jueves 3 de abril, en el marco de Future Energy Summit Solar & Storage, y contará con una agenda dinámica que abordará la evolución del mercado, su regulación, modelos de financiamiento y el papel de la cadena de valor.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
🎟️ Últimas entradas disponibles: Adquirir aquí
📺 Transmisión en vivo: YouTube de FES
La apertura estará a cargo de Diego Quirós Ramos, Gerente de Desarrollo de Negocio de CFS, quien ofrecerá una keynote a las 10:00 a.m. titulada “Transmisión y Almacenamiento como catalizadores del desarrollo renovable”, abordando la complementariedad entre infraestructura de redes y sistemas de respaldo energético en la región.
A continuación, a las 10:20 a.m., se desarrollará el panel “El Panorama del sector renovable en Centroamérica: El impulso al almacenamiento como catalizador del futuro regional”. Participarán Silvia Alvarado (AMM – Guatemala), Francisco Alcalde (Sungrow), Nicholas Serrano (Seraphim), un representante de Huawei, y Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá), con la moderación de Gastón Fenés, CEO de FES / Strategic Energy Corp.
A las 11:10 a.m., tendrá lugar una presentación institucional clave a cargo de Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, acompañado nuevamente por Gastón Fenés, para analizar el marco normativo actual y las perspectivas del almacenamiento en el sistema eléctrico dominicano.
Tras el espacio de networking coffee, comenzará a las 12:00 p.m. el panel “Financiación de proyectos renovables con almacenamiento en América Central y el Caribe”. Allí compartirán su visión Fernando Alvarado (Deetken Impact), Charlotte Bruyer (FMO), Katherine Rosa (Jiménez Peña Advisors) y Rubén Jiménez (Seguros APS), moderados por Gustavo Vergara (GP Capital Partners).
A las 12:50 p.m., el foco institucional vuelve con una entrevista destacada a Andrés Astacio, Superintendente de Electricidad, conducida por Gastón Fenés.
Luego, a las 1:10 p.m., se llevará adelante el panel “El rol de la cadena de valor en la expansión regional de proyectos renovables con almacenamiento”, con la participación de Luis Felipe Lerebours (DOMINION), Luciano Silva (Trina Storage), Augusto Bello (AABI), Carlos Cabrera (Servinca), Oscar Rubio (SL Rack) y Mauricio Durán (Ventus), moderados por Rafael Burgos, CEO de Ennova.
La jornada técnica continuará a las 3:45 p.m. con el panel “La red del futuro: Nuevas inversiones en redes y almacenamiento para garantizar la confiabilidad del sistema regional”, con Mercedes Arias (ETED), Ricardo Garro (CATL), Jesús Fernando Alvarez (CNEE Guatemala), Paola Forero (DIPREM) y moderación de Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá).
Finalmente, a las 4:55 p.m., el panel de cierre estará dedicado a Puerto Rico, uno de los mercados más dinámicos en almacenamiento. Bajo el título “Importancia de la integración de sistemas de almacenamiento para la estabilidad del sistema eléctrico de Puerto Rico”, participarán Tirso Selman (Caribbean Transmission Development), Daniel Hernández (GENERA PR), Camille Cruz (FlexGen), Ángel Zayas (AZ Engineering LLC), con la moderación de Arnaldo Bisono Serrano (AES Puerto Rico).
Con esta agenda, FES Storage Caribbean se posiciona como el punto de encuentro más relevante de Hispanoamérica para empresas, autoridades y financiadores que están transformando el almacenamiento energético en la región.
La entrada FES Storage Caribbean: conoce a los protagonistas que impulsan el almacenamiento energético en Centroamérica y el Caribe se publicó primero en Energía Estratégica.
En el marco de FES Caribe 2025, el jueves 3 de abril a las 9:15 a.m., se desarrollará el panel “La apuesta renovable de Centroamérica y El Caribe: Visión de los líderes del Sector Público”, una sesión de apertura organizada en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El espacio abrirá la jornada Future Energy Summit Solar & Storage, que reúne a los principales referentes en generación renovable y almacenamiento energético.
El panel contará con la participación de Betty Soto, Viceministra de Innovación y Transición Energética de República Dominicana; Victor Hugo Ventura, Ministro de Energía y Minas de Guatemala; y Liliana Morales, Directora de Promoción y Relacionamiento de la Secretaría de Energía de Panamá. La moderación estará a cargo de Fitzgerald Cantero, Director de Estudios, Proyectos e Información de OLADE.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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📺 Transmisión en vivo: YouTube de FES
Durante esta sesión, los funcionarios compartirán las estrategias nacionales para acelerar la incorporación de energías renovables, los avances regulatorios que están impulsando los marcos de inversión en sus países, y los desafíos comunes para lograr una transición energética justa, segura y sostenible en la región. También se abordarán temas como la integración regional de sistemas eléctricos, el rol de la planificación a largo plazo y la complementariedad entre energías renovables y tecnologías de almacenamiento.
Esta mesa institucional será clave para entender las prioridades del sector público en un momento de expansión acelerada de las renovables, y marcará el tono de una jornada dedicada al análisis técnico y comercial de la generación solar, el almacenamiento energético y la estructuración de proyectos híbridos.
FES Caribe 2025 reunirá a más de 500 referentes del sector durante dos jornadas en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, con una agenda centrada en la articulación público-privada y el desarrollo de negocios estratégicos para el ecosistema energético de Centroamérica y el Caribe.
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El mes pasado, Argentina logró otra vez un crecimiento interanual tanto en la producción de gas como de petróleo, consolidando al sector de hidrocarburos como uno de los grandes motores de la recuperación económica.
En cuanto al petróleo, la producción de febrero alcanzó los 753,4 miles de barriles diarios, lo que representa un aumento del 10,7% en comparación con el mismo mes del año anterior.
En el sector gasífero, Argentina produjo 144 millones de metros cúbicos por día, lo que marca un aumento interanual del 7,5%.
Este crecimiento se vio impulsado principalmente por los hidrocarburos no convencionales, que representaron el 59,4% de la producción de petróleo y el 62,2% de la producción de gas.
De esta manera, se reafirma la tendencia positiva en la industria energética, con un protagonismo cada vez mayor del sector privado, que hoy puede operar e invertir con más libertad.
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La multinacional petrolera Halliburton confirmó el 25 de marzo, en la segunda audiencia de conciliación obligatoria, el despido de cerca de 300 trabajadores de su planta de Comodoro Rivadavía. A pesar de los esfuerzos del Sindicato de Petróleo y Gas Privado, la empresa mantuvo su decisión, aunque ofreció la posibilidad de trasladar a los trabajadores a sus operaciones en Vaca Muerta, Neuquén.
El líder del gremio, Jorge “Loma” Ávila, informó que, si bien los despidos se llevarán a cabo, la empresa se comprometió a abonar las indemnizaciones correspondientes. “Los despidos se van a la práctica, se van a realizar. Van a cobrar todo lo que se debe, pero también vamos a tratar de reacomodarlos”, explicó el dirigente.
Las desvinculaciones, que habían generado una fuerte reacción por parte de los trabajadores y el sindicato, llevaron a la Secretaría de Trabajo provincial a dictar una conciliación obligatoria en el conflicto. Ávila detalló que se pagarán indemnizaciones completas a los 300 trabajadores afectados, de los cuales 140 pertenecen al convenio colectivo del sindicato y 160 al Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral.
La decisión de Halliburton de concentrar su actividad en Vaca Muerta refleja la tendencia de la industria petrolera, donde “prácticamente se están yendo todos los capitales a Vaca Muerta”, señaló Ávila. La empresa ofreció a los trabajadores la opción de trasladarse a Neuquén, pero la decisión final dependerá de cada empleado.
El sindicato logró negociar acuerdos de indemnización diferenciados para los trabajadores de mayor antigüedad, “a la gente más antigua le estamos haciendo un acuerdo distinto” puntualizó Ávila y agregó que “ellos van a cobrar 120% de indemnización y la liquidación final”, aseguró en este sentido.
La situación en Halliburton pone de manifiesto los desafíos que enfrentan los trabajadores del sector petrolero en la región, en un contexto de cambios en la industria y la concentración de inversiones en Vaca Muerta.
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La competitividad de Vaca Muerta fue uno de los temas que pusieron en común los representantes de Shell, Vista y Pluspetrol que estuvieron presentes este miércoles en el Vaca Muerta Insights 2025 organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía en Neuquén. Los directivos de las tres petroleras también expusieron el avance de sus planes en petróleo y gas en el corto plazo.
El presidente de Shell para la Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister, enfatizó que hay una ventana de 20 años por delante en Vaca Muerta «para desarrollar este recurso de manera eficiente». El ejecutivo también destacó que hay temas a resolver para mejorar la competitividad, como el levantamiento de los controles cambiarios.
«El desafío que tenemos es cómo podemos ser competitivos para aprovechar esta ventana de tiempo de la transición energética para crecer no como hemos venido creciendo, sino de manera exponencial. El cepo y un montón de cosas hacen a la ecuación», analizó Burmeister.
A su turno, Matías Weissel, Chief Operating Officer de Vista, desdobló la competitividad de la formación nequina no convencional en eficiencia operativa y en costos unitarios en comparación con la formación Permian en los Estados Unidos. Mientras que para el primer factor la eficiencia alcanzada es «world class», en lo que respecta a los costos unitarios se esta un 30 o 40% arriba.
«La oferta y la demanda realmente están muy finitas, para poder correr una herramienta direccional tenés que generar un contrato a largo plazo y generar las condiciones para que la compañía de servicios lo traiga a Argentina, y obviamente esa tarifa a largo plazo tiene un montón de matemática metida para cubrirse de los vaivenes macroeconómicos«, analizó Weissel sobre las empresas que ofrecen servicios especiales.
El representante de Vista añadió que varias compañías de servicios e inversores están interesados en ingresar en Vaca Muerta, pero que la industria local debe realizar un trabajo para ayudarles a entender cómo se opera en la Argentina. «Cuando viene la compañía y prueba que realmente se pueden hacer negocios en Argentina, eso suma más jugadores, eso es clave y fundamental para generar competitividad en definitiva», analizó.
Continuando con la agenda de la competitividad, el gerente de operaciones de Pluspetrol, Hernán Andonegui, destacó que hoy no hay problemas con el suministro de insumos para la actividad petrolera aunque hacen falta más proveedores. «Hoy pocos proveedores tienen muchos proyectos bajo su radar. Creo que es el principal desafío en cuanto a la completación en tiempo y forma de las obras«, dijo el representante de la petrolera.
Los representantes de Shell, Vista y Pluspetrol también focalizaron en cómo avanzarán los planes de la compañía en Vaca Muerta durante el 2026 y en adelante.
Burmeister había anunciado el año pasado que Shell incrementará en un 40% la producción de petróleo en la Argentina, pasando de 50 mil a 70 mil barriles diarios para fines de 2025. » Si Dios quiere, este año tenemos la planta de Bajada de Añelo, que va a entrar en producción, en la que somos socios con YPF», afirmó este miércoles en Neuquén. Burmeister resaltó que Shell esta invirtiendo entre 500 y 600 millones de dólares anuales y que tienen en carpeta distintas opciones para aumentar las inversiones.
Por el lado de Vista, la petrolera que comanda Miguel Galuccio tiene por objetivo inmediato llegar a los 100.000 barriles de petróleo diarios en 2026 y a unos 150.000 barriles en 2030. «Hoy como Vista tenemos desafíos marcados. Logramos un crecimiento de producción de 39% con niveles de actividad muy importantes. Estamos perforando con tres equipos«, resaltó Weissel.
En lo que respecta a Pluspetrol, la empresa realizó una expansión importante en diciembre con la adquisición de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta por un monto de más de US$ 1700 millones. Uno de los activos comprados es el bloque Bajo del Choique, en donde la empresa espera aumentar este año la producción de crudo. «Hoy sin equipos estamos en casi 10 mil barriles y a fin de año esperamos llegar a 20 mil barriles con uno o dos equipos. Es probable que sean dos equipos. Hay que poner en valor el activo rápidamente. El potencial es muy grande», explicó Andonegui.
El representante de Pluspetrol también destacó los planes de expansión en el yacimiento La Calera, donde actualmente produce 12 millones de MMm3 diarios de gas natural y 28 mil barriles de petróleo condensado tras el ingreso en operación de una nueva planta de procesamiento (CPF por su denominación en inglés). «En el 2027 tenemos planificada una segunda CPF con nuestro socio YPF, para llegar en gas con 17 millones de metros cúbicos de gas reales”, explicó.
, Nicolás Deza
Nucleoeléctrica Argentina recibió en la Central Nuclear Embalse al Embajador Designado de Canadá en Argentina, Stewart Ross Wheeler, junto con representantes de AtkinsRéalis y Candu Energy Inc este martes. Durante la jornada, las autoridades participaron en reuniones estratégicas y en un recorrido por las instalaciones de la central, donde pudieron conocer en detalle las capacidades técnicas de Nucleoeléctrica Argentina en el mantenimiento y extensión de vida de las centrales CANDU. “La visita reafirmó la experiencia y capacidad de la empresa en la operación y mantenimiento de centrales nucleares de tipo CANDU en la Argentina”, destacaron desde la compañía operadora de las centrales nucleares del país.
El presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Alberto Lamagna, expresó: “Nuestra empresa cuenta con el conocimiento y la experiencia necesaria para operar y mantener con los más altos estándares las centrales CANDU”
A su vez, el ejecutivo señaló: “Hemos demostrado nuestra capacidad en la extensión de vida de Embalse y estamos preparados para ofrecer nuestros servicios y conocimientos a otras centrales que requieran soluciones de alto nivel en este tipo de tecnología”.
“La visita subraya la importancia de la cooperación internacional en el sector nuclear y el potencial de Nucleoeléctrica Argentina para proveer servicios especializados a otras plantas del mismo tipo. Con este encuentro, fortalece su vínculo con socios estratégicos clave y reafirma su compromiso con el desarrollo del sector nuclear en el país y la región”, destacaron desde la empresa a través de un comunicado.
, Redaccion EconoJournal
El presidente de QM Equipment, Pablo Fiscaletti, presentó el fracturador a gas denominado “Prometheus” en la nueva edición del Vaca Muerta Insights. El ejecutivo detalló cómo fue el proceso de desarrollo de los nuevos equipos que funcionan con motores reciprocantes y que permitirán reemplazar el uso de diésel por gas logrando un ahorro económico en las operaciones. “Arrancamos hace dos años con este proyecto del fracturador a gas. Fuimos experimentando con distintas tecnologías. Este nuevo equipo está a la vanguardia tecnológica mundial porque no hay máquinas de este tipo. Sí hay algunos prototipos en Estados Unidos, pero nosotros encontramos una combinación de motor, transmisión y bomba adecuada para las aplicaciones no convencionales como las de Vaca Muerta”, precisó en diálogo con EconoJournal.
El ejecutivo de QM Equipment aseguró que al inicio la compañía comenzó a construir un prototipo que se estuvo testeando en las últimas cinco semanas en Mar del Plata y adelantó que en abril comenzarán las pruebas de campo en Vaca Muerta.
“Estos equipos no van a usar diésel, sino gas, que es muy abundante en Vaca Muerta. Habrá un ahorro muy importante en términos económicos respecto a lo que es una operación de fractura. Un set de fractura típico de Vaca Muerta, que realiza 250 etapas por mes, consume aproximadamente 33 millones de dólares en diésel por año. Con un set de fractura equipado con Fracturadores Prometheus podríamos reducir este costo hasta en un 85%. Este equipo nos permitirá hacer todo ese ahorro de combustible y reemplazarlo por gas de la cuenca Neuquina”, advirtió Fiscaletti.
El motor seleccionado para el fracturador es el primero de su tipo en ser utilizado para fractura. Cuenta con una calificación Rating A y tecnología de combustión Rich Burn, que permite una respuesta más rápida y una mayor potencia, lo que se traduce en ciclos de fractura más eficientes. En la actualidad, los motores utilizados en fractura son Rating C, lo que limita su operación al 100% de carga solo el 50% del tiempo. En cambio, este motor mantiene el 100% de carga sin restricciones, asegurando una mayor disponibilidad y continuidad en la operación.
Asimismo, se estima que la vida útil del motor será entre las 25.000 y 30.000 horas de uso, en contraste con las 17.000 horas de un motor diésel en esta aplicación.
El equipo permite usar el gas del propio yacimiento que está operando. Como consecuencia, esto permitirá reducir el impacto ambiental y las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), contribuir a la solución de la problemática actual de evacuación del gas asociado en los pozos de petróleo y disminuir las emisiones derivadas del transporte de diésel en camiones desde Buenos Aires hasta Neuquén.
Fiscaletti explicó que “el tipo de motor elegido para el equipo está pensado para las operaciones actuales de Vaca Muerta, en las que se está operando entre 18 y 20 horas por día. Todas las compañías quieren ir a una fractura continua en la cual es necesario operar 24 horas por día. Los equipos que operan hoy en Vaca Muerta fueron pensados para una operación discontinua de ocho a 10 horas por día. Y el equipo está diseñado para trabajar 24 horas al día y para funcionar al máximo de potencia. Esto va a reducir los gastos de mantenimiento, operativos, etc.”.
El diseño y fabricación del equipo se llevaron a cabo en la planta de QM en Mar del Plata. El directivo de la firrma advirtió que existe un gran interés por parte de las compañías operadoras en adquirir este nuevo equipo ya que representa un ahorro muy importante en la construcción de un pozo. “Las compañías de servicios están evaluando este nuevo fracturador como una tecnología a futuro porque esto permite reducir la cantidad de bombas que se llevan al campo. Además, ayuda a reducir los costos de mantenimiento. Venimos hablando hace varios meses con las operadoras y empresas de servicio de este proyecto. Están ansiosos por usarlo en el campo”, aseguró.
Fiscaletti expresó: “Nosotros fabricamos máquinas de fractura hace muchos años, pero con esto estamos dando un salto y el objetivo es tratar de poner a la vanguardia a Vaca Muerta. También estamos esperanzados porque la formación se ha transformado en una caja de resonancia a nivel global y cualquier tecnología que se prueba allá, una vez validada, se puede transformar en oferta exportable”.
“Hay un crecimiento consolidado en Vaca Muerta. Hoy estamos con mucho trabajo de construcción de máquinas. La Argentina necesita exportar hidrocarburos de forma competitiva y estamos tratando de ofrecer tecnologías que vayan en esa dirección. Con máquinas eficientes y limpias”, concluyó el presidente de QM Equipment.
, Loana Tejero
Seraphim avanza con paso firme en su expansión latinoamericana con soluciones para el sector fotovoltaico y de almacenamiento de energía en baterías, luego de que en 2024 comenzara a integrar a su oferta tecnológica desarrollos propios de electrónica de potencia y sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), sumando así inversores y soluciones integrales a su histórico portafolio de módulos fotovoltaicos.
«Estamos trabajando con varios proyectos grandes BESS en Latinoamérica y estamos muy interesados en la licitación de 500 MW en baterías que lanzó la Secretaría de Energía de Argentina», destacó José Luis Blesa, director para Latinoamérica de la compañía, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
La decisión de diversificar responde a una visión estratégica que busca liderar en el mercado global de almacenamiento y ofrecer soluciones llave en mano. Para ello, Seraphim selló acuerdos clave con dos gigantes tecnológicos de China: CRRC Corporation, fabricante número uno de dicho país y tercero a nivel global en sistemas BESS, y Xiamen New Energy Company, uno de los actores logísticos más relevantes del sector.
“CRRC, el socio tecnológico para los sistemas BESS, posee una capacidad instalada de 25 GWh, lo que asegura el abastecimiento para proyectos a gran escala en mercados emergentes”, indicó el especialista.
Y cabe recordar que a nivel internacional, Seraphim ya ha superado los 40 GW de módulos fotovoltaicos suministrados en más de 120 países. Por lo que el paso hacia los sistemas de almacenamiento se apoya en la fortaleza de sus aliados.
En línea con su nuevo posicionamiento, Seraphim fortalecerá su presencia en Argentina con nuevos socios locales y participación activa en el ecosistema energético.
«Queremos darle intensidad a la presencia de Seraphim para mostrar el interés por el país y la importancia que tiene la compañía con productos de la mayor calidad y soluciones del máximo valor agregado», resaltó el ejecutivo.
Según confirmó Blesa frente a más de 500 líderes de la industria renovable de la región, la empresa ha recibido la confirmación del top-management de un grupo energético argentino para desarrollar soluciones llave en mano de la mano de sus productos.
“Mientras que en Brasil, recientemente firmamos un acuerdo en Toledo por 300 MW, de los cuales ya hemos completado casi 100 MW En dicho país los números son abrumadores: 3 GW instalados en 85000 proyectos, repartidos alrededor de 6.000.000 de paneles solares entregados a lo largo de 3600 ciudades”, detalló.
Retos para el mercado argentino
José Luis Blesa subrayó que el potencial de Argentina es enorme, pero también reconoció diversos desafíos, especialmente enfocado al evitar la regulación forzada de los mercados, mantener estabilidad jurídica y previsibilidad a largo plazo para las inversiones.
“También se requiere levantar las restricciones del mercado cambiario y el acceso a divisas para que las transacciones internacionales puedan fluir de forma natural y normal, considerando que prácticamente el 99% del equipamiento tecnológico que requiere el sector es importado”, apuntó.
Aun así, mantiene el optimismo y consideró que “Argentina va en rumbo de mejoras importantes y tiene una oportunidad extraordinaria en este momento».
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GoodEnergy, empresa con 14 años de trayectoria en el mercado solar térmico y fotovoltaico de Argentina, llevó a cabo el lanzamiento oficial de la marca Solplanet en el país.
El evento, realizado el pasado jueves 20 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, reunió a más de 80 asistentes, con perfiles vinculados a potenciales distribuidores y empresas interesadas en adoptar soluciones de transición energética.
“Se cumplieron las expectativas sobre las personas que asistieron a una jornada que fue muy interesante, pudiendo validar de que el mercado fotovoltaico argentino está con voracidad de nuevas propuestas e iniciativas diferentes, que se propongan nuevas tecnologías en el sector”, manifestó el cofundador de GoodEnergy, Julián Bartoli, quien resaltó el perfil profesional del público presente y su alineación con los objetivos estratégicos de la compañía.
En el encuentro participaron representantes de Solplanet España y Brasil, junto a ejecutivos de GoodEnergy, lo que subrayó el respaldo internacional con el que cuenta esta alianza.
Incluso, durante la jornada, Solplanet presentó su pipeline de producción, adelantó nuevos productos y compartió su filosofía de diseño, orientada a la eficiencia, simplicidad de uso y confiabilidad; de manera que uno de los aspectos que más sorprendió a los asistentes fue el diferencial tecnológico y estético de las soluciones exhibidas.
“La gran repercusión que tuvimos en el evento fue también lo que esperábamos con los productos”, aseguró Bartoli. Y entre los principales atributos destacó “el asombro entre la estética, la terminación de los equipos, facilidad de uso y del setup del producto”, elementos que, según señaló, “conjuntados en el mismo producto y marca, no hay en Argentina”.
Entre las innovaciones tecnológicas más destacadas se encuentran los inversores on-grid de 330 kW y las baterías de alto voltaje, desarrolladas para optimizar el rendimiento y la estabilidad de los sistemas solares. También se resaltó la customización de los inversores, configurable al 100% y gestionable de manera remota desde una aplicación.
Además, durante la presentación se anunció que GoodEnergy brindará acceso a licencias de diseño de software fotovoltaico, las cuales permitirán a los clientes acceder a herramientas de diseño de anteproyecto, proyección de ahorro y otras funcionalidades, dependiendo del monto de la obra. Esta estrategia busca fortalecer la oferta de valor y acompañar técnicamente a los profesionales del sector.
El evento también marcó el inicio de una nueva etapa estratégica para GoodEnergy, que ya se plantea objetivos ambiciosos: convertirse en uno de los principales players del sector solar en los próximos años.
“El próximo mes visitaremos la fábrica de Solplanet, pero desde ya comienza un proceso de afianzar los resultados, metas de venta en el mercado. Es decir que comenzamos la carrera de ser top-5 en los próximos 36 meses”, subrayó el cofundador de GoodEnergy.
“La marca y alianza entre GoodEnergy y Solplanet está lanzada oficialmente en Argentina, contando con todo el apoyo de Solplanet Brasil, siendo el segundo mercado más grande para la marca después de China”, detalló, aludiendo que el respaldo regional posiciona a la compañía con una ventaja competitiva sólida, en un contexto de crecimiento sostenido de la demanda de energías renovables.
Con la presentación oficial de Solplanet, la empresa apuesta a construir una referencia binomio en Argentina en materia de inversores fotovoltaicos de alta calidad, proyectándose como socios estratégicos para el futuro energético del país.
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Ventus cerró 2024 con grandes expectativas en el continente americano, con un crecimiento del 186% en contratos firmados respecto al año 2023, superando ampliamente sus proyecciones y marcando un punto de inflexión en su estrategia de posicionamiento regional.
“Cerramos el año con un crecimiento muy significativo en contratos firmados, lo que superó ampliamente nuestro objetivo inicial”, destacó Manuel Bervejillo, director de Desarrollo de Negocios Global de Ventus, en diálogo con Energía Estratégica.
“A nivel global, identificamos un pipeline de oportunidades que supera los 3.5 mil millones de dólares en proyectos en Latinoamérica y Estados Unidos, lo que nos asegura un crecimiento sostenido en los próximos años”, agregó.
Con 15 años de trayectoria y más de 2.400 MW construidos, Ventus afianza su presencia en los mercados estratégicos de la región.
Por ejemplo, en Colombia logró posicionarse como un referente tras cerrar acuerdos con empresas como Celsia, Ecopetrol, CTG y Drummond, construyendo varias plantas solares que en conjunto superan los 200 MW y visualizamos nuevas oportunidades que podrían traducirse en cientos de MW adicionales en el mediano plazo.
Mientras que en Centroamérica y el Caribe, avanza con alianzas comerciales y participación en oportunidades clave en República Dominicana, Guatemala y Costa Rica, donde el mercado proyecta más de 1 GW en proyectos para 2025-2026.
Manuel Bervejillo, director de Desarrollo de Negocios Global de Ventus
“En Sudamérica, planeamos comenzar actividades en Ecuador y reforzar nuestra actividad en Uruguay, Argentina y Chile mientras seguimos desarrollando alianzas en mercados clave como Perú, Bolivia y Paraguay”, complementó Bervejillo.
“En hidrógeno verde, daremos inicio a la construcción de Kahirós en Uruguay y seguiremos explorando nuevas oportunidades en la región”, añadió haciendo alusión al primer proyecto de Hidrógeno Verde que contempla la construcción de 8000 paneles solares y un electrolizador de 2 MW de potencia para la producción de 36 kilos de hidrógeno verde por hora.
Y cabe recordar que en su primera etapa, Kahirós producirá 77 toneladas anuales de H2V y consumirá 7,2 GW de energía anuales, usando 4200 litros de agua diarios que se devolverán al ambiente en forma de vapor. Las autoridades del proyecto compararon este consumo con el equivalente a menos de 10 hogares por día. El ahorro anual de emisiones de CO2 previsto es de 870 toneladas.
Asimismo, uno de los hitos más destacados de Ventus 2024 fue su expansión hacia Estados Unidos, donde obtuvo la licencia como empresa de ingeniería, además de avanzar en el proceso de registro como contratista, a fin de posicionarse como EPC y proveedor de ingeniería en el sector solar y BESS, asegurando contratos y alianzas locales.
“Nuestra meta es consolidarnos como el EPCista líder en Latinoamérica y un actor competitivo en Estados Unidos en los próximos años”, remarca Bervejillo. Para lograrlo, Ventus ampliará su equipo técnico y profundizará su incursión en sectores clave como el almacenamiento energético (BESS) y alta tensión”, manifestó el director de Desarrollo de Negocios Global de Ventus.
Desde la visión de la compañía, el crecimiento del sector dependerá en gran medida de las condiciones estructurales de cada país, principalmente vinculado a marcos normativos claros, financiamiento e incentivos adecuados para proyectos renovables, almacenamiento e hidrógeno verde.
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La actual administración federal impulsa una transformación profunda en el mercado mexicano, con impactos aún inciertos para la dinámica del sector energético. En ese escenario, Risen Energy coloca su atención en la definición regulatoria de los sistemas de almacenamiento como eje clave para avanzar en nuevos negocios.
“Todavía no tenemos claro la contraprestación de servicios de los sistemas de baterías, eso es como la parte clave en términos financieros”, manifiestó Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen, en el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).
Durante su participación en el panel de debate denominado «El impacto del crecimiento renovable mexicano en la competitividad del país. Visión de líderes de la cadena de valor», la gerente de ventas remarca que, sin una estructura de pagos definida, los proyectos con almacenamiento siguen en un terreno de incertidumbre.
“Tú puedes ponerle un sistema de baterías a tu parque como requerimiento de ley, pero ese requerimiento quizá te puede venir en cierto beneficio económico”, apuntó Sandoval. Sin embargo, agregó que para que ese beneficio se materialice, “tiene que haber claridad regulatoria de cómo se va a pagar toda esa línea de servicios que de momento no tenemos”.
La mirada de Risen se enfoca hacia adelante, dejando atrás el contexto adverso del sexenio anterior. La ejecutiva plantea que la industria debe aprender del freno sufrido por los grandes proyectos, a partir de un factor que fue utilizado como justificación central: la intermitencia.
“Aprender que esa fue la justificación y que ya tenemos una cierta forma de mitigar eso, que es con los sistemas de almacenamiento”, afirma Sandoval.
Desde su perspectiva, el momento actual exige un cambio de mentalidad. A su juicio, “es momento de que ya aprendamos de lo que pasó, dejemos ese momento traumático como industria generalizada, lo dejemos atrás, cambiemos la página y empecemos a trabajar con lo que se tiene actualmente”.
Oportunidades en abasto aislado y enfoque mixto
Con un esquema de subastas fuera del horizonte inmediato, los actores del mercado ven nuevas oportunidades de negocio. Uno de los principales ejes identificados por Risen Energy es el desarrollo de proyectos de abasto aislado.
“Ya tenemos un rubro de proyectos intermedios nuevos que son los abastos aislados, que es una muy buena ventana de oportunidad para los que quieren hacer negocio”, destacó Sandoval. Esta figura, cada vez más mencionada en la industria mexicana, se posiciona como alternativa frente al modelo con proyectos interconectados que han encontrado barreras.
La postura de la Senior Sales Manager se basa en un diagnóstico político: “En el ambiente público todavía está muy fresco que la CFE es una empresa para generar energía, no para comprar”. Por tanto, no ve viable retomar ese modelo, al menos en el corto plazo.
“Obviamente proyectos de abasto en sitio, eso totalmente lo veo posible para la inversión privada, pero un modelo subasta no creo que sea viable ahorita”. Siguiendo su análisis, aclaró que “sí aceleraría, pero también siento que ya maduramos y el mercado quizás necesita algo más sofisticado”.
A su vez, desde la compañía observaron que el país transita hacia una estructura energética con una composición más diversa. “Lo que vamos a ver de manera práctica es una matriz energética mixta, es a lo que se está aspirando, no una matriz con un enfoque 100% renovable sino más mixto”, analiza la ejecutiva.
Este escenario se enmarca en un contexto estructural que, según Sandoval, limita las aspiraciones más ambiciosas. “Nunca vamos a ser, en un país tan dependiente del gas de Estados Unidos, con una economía tan fijada en esa dependencia, la estrella de la fiesta”, sentenció.
Regulación, demanda y nuevos jugadores
Para la ejecutiva de Risen Energy, no se trata de esperar certezas absolutas, sino mínimos niveles de claridad que permitan avanzar. De allí la importancia que le otorga a la definición de reglas para el almacenamiento y la prestación de servicios auxiliares.
“Estamos expectantes a ver si va a haber algún cambio y si vamos a tener más claridad en cómo se van a poder pagar esos servicios a la red”, señala.
Por otro lado, la presión de la demanda energética en México empieza a atraer nuevos actores privados, que encuentran dificultades para operar por falta de capacidad instalada.
“Estamos claros que la demanda energética en México existe, que hay muchos casos de data centers en la zona del Bajío que no se pueden interconectar, que no pueden echar a andar la operación porque no tienen energía suficiente”, advirtió Victoria Sandoval.
Esta necesidad insatisfecha se convierte en un motor para la inversión. “Del lado de la inversión privada existe la necesidad y lo único que ya estamos esperando es un poquito más de claridad, ni siquiera nítidamente, sino un poquito más de claridad del lado de la regulación para poder empezar a operar”, planteó.
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Engie anunció un gran paso en su plan de transformación con la entrada en operación comercial de su parque de energía renovable con mayor capacidad de generación en Chile.
Se trata del Parque Eólico Kallpa (ex Parque Eólico Lomas de Taltal) que el pasado 7 de marzo obtuvo la autorización por parte del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y ahora ya es oficialmente parte del portafolio de la compañía.
Ubicado en la comuna de Taltal, región de Antofagasta; este sitio cuenta con 57 aerogeneradores de 6 MW de potencia cada uno, que representan una capacidad instalada total de 344 MW y que permiten generar aproximadamente 923 GWh por año. Esto supone una disminución de 363.793 toneladas de CO2 anuales, lo cual equivale a retirar de circulación 125 mil vehículos de combustión convencional.
“Estamos tremendamente orgullosos de este nuevo hito como compañía. La entrada en operación comercial del Parque Eólico Kallpa es un avance significativo en nuestro compromiso con la transición energética y la sostenibilidad. Estamos contribuyendo a diversificar la matriz energética de Chile, así como también trabajando por un futuro más limpio y renovable, generando un impacto positivo en la sociedad y el medio ambiente”, expresó Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile.
El Parque Eólico Kallpa contó con una inversión de US$ 459 millones y es el segundo parque de ENGIE Chile que entra en operación comercial durante este 2025, el primero fue BESS Tamaya en febrero pasado.
“Una vez que entre en operación el actual portafolio en construcción y desarrollo de nuestra compañía, contaremos con 2.5 GW de generación en energía renovable y almacenamiento para 2027”, agregó Corinthien.
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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica tipo N, hizo una aparición destacada con su serie N-type DAS Black, sus módulos con contacto trasero serie Diamond (DBC) y módulos ligeros. La compañía presentó sus innovaciones solares de vanguardia, iluminando el mercado europeo con excelencia tecnológica.
BEPOSITIVE es la exposición de energía verde más influyente y visionaria de Francia, dedicada al desarrollo y uso de energías renovables. Como uno de los pilares de la seguridad energética del país, la industria solar ha mantenido un crecimiento constante. Según estadísticas locales autorizadas, se espera que la capacidad solar total de Francia alcance los 20 GW en 2026 y unos impresionantes 100 GW en 2050, posicionando a la energía solar como la fuente renovable líder en el país.
En el evento, DAS Solar presentó su serie DAS Black, el módulo bifacial rectangular de doble vidrio de 630W, el módulo DBC de 470W y el módulo ligero de 475W, destacando su liderazgo tecnológico y estrategia global diferenciada. Los módulos completamente negros tipo N cautivaron a los asistentes con su estética elegante y su rendimiento sobresaliente. Equipados con tecnología de recubrimiento avanzada y vidrio sin recubrimiento con color, estos módulos incorporan células negras, marcos negros y láminas traseras negras para maximizar la absorción de luz, mejorando tanto la apariencia visual como la generación de energía. Su diseño innovador también facilita el transporte, la manipulación y la instalación. Ideales para proyectos distribuidos premium, estos módulos cumplen con los exigentes requisitos de rendimiento de los propietarios de sistemas, asegurando un suministro eléctrico estable y una conversión de energía eficiente, integrándose armónicamente en entornos arquitectónicos.
Los avances tecnológicos son la fuerza impulsora detrás de la evolución continua de la industria. Como líder en tecnología tipo N, DAS Solar se mantiene a la vanguardia de la innovación, perfeccionando su experiencia en TOPCon tipo N y empujando los límites del sector. Las células TOPCon 5.0 de la empresa ya han superado una eficiencia del 26,9 % con un voltaje de circuito abierto de 746 mV, estableciendo múltiples récords mundiales. Mientras lidera la evolución de la tecnología TOPCon, DAS Solar continúa explorando innovaciones para maximizar la eficiencia de generación de energía. Basados en tecnología tipo N, los módulos DBC incorporan células tipo N con contacto trasero, representando un gran avance técnico. Actualmente, las células DBC 4.0 han alcanzado una eficiencia superior al 27 %. Su superficie frontal sin busbars elimina pérdidas por sombreado, aumentando significativamente la eficiencia de conversión. Además, los módulos DBC presentan un coeficiente de temperatura más bajo, ofreciendo mejoras sustanciales en rendimiento y eficiencia, mientras se integran perfectamente con la estética de los edificios, lo que los hace ideales para aplicaciones distribuidas.
En un mercado solar cada vez más competitivo, los productos diferenciados se han convertido en la clave para desbloquear grandes oportunidades. El módulo ligero de 475W, diseñado para proyectos en tejados con limitaciones de peso, utiliza tecnología de encapsulación sin vidrio, con un peso de solo 4,7 kg/m², más del 50 % más liviano que los módulos tradicionales de la misma potencia. Incluso en entornos extremos con altas temperaturas y humedad, el módulo mantiene una estabilidad, fiabilidad, durabilidad y resistencia al fuego excepcionales. Desde la perspectiva de instalación y mantenimiento, el módulo ligero está diseñado para la comodidad del usuario. Su proceso de instalación práctico, junto con un diseño estructural desmontable, facilita el mantenimiento sin complicaciones, asegurando el máximo valor a lo largo del ciclo de vida del producto.
En los últimos años, DAS Solar ha logrado avances significativos en su expansión global, obteniendo un lugar en la lista Tier 1 de proveedores de módulos fotovoltaicos de BloombergNEF. También se posicionó entre los 8 primeros en envíos globales de módulos y recibió múltiples reconocimientos en la industria, incluido una calificación ‘A’ en bancabilidad de PV ModuleTech. Su sólida reputación internacional sigue creciendo. En particular, en Francia —un mercado conocido por sus estrictos requisitos de entrada— los módulos de DAS Solar destacan por sus significativas ventajas en reducción de carbono a lo largo del ciclo de vida, desde la producción de materias primas, procesos de fabricación, ensamblaje de módulos y transporte. Las excepcionales puntuaciones en huella de carbono de la empresa le valieron la certificación ECS, además de superar con éxito la auditoría de cadena de suministro transparente de STS, con un rendimiento destacado en gestión de trazabilidad. Estos logros refuerzan el compromiso de cero emisiones de carbono de DAS Solar mientras se expande en el mercado europeo.
Como parte de su estrategia de expansión global, DAS Solar está estableciendo su primer centro de fabricación en el extranjero en Francia. Aprovechando las ventajas de localización de esta instalación, la compañía busca desarrollar una presencia empresarial integral y multinivel en Europa. Al fortalecer su red de ventas regional y ofrecer soluciones personalizadas centradas en el cliente, DAS Solar está comprometida a colaborar con socios locales de primer nivel, brindando servicios eficientes y cercanos al mercado europeo a través de la innovación y la colaboración global.
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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, reclamó a las empresas de la industria petrolera honrar los acuerdos con la provincia por los cuales “el trabajo en Vaca Muerta sea primero para los neuquinos para cumplir con la sustentabilidad social”. Lo hizo en medio de las tensiones generadas por la salida de la compañía de servicios Halliburton de la provincia de Chubut con 300 despedidos, parte de los cuales podrían tener inserción en el no convencional.
“Todo el trabajo que genera Vaca Muerta le pedimos a la industria que sea con formación local y atendiendo primero a los neuquinos, y en esto siendo muy conscientes que estamos en un ambiente muy competitivo”, afirmó el mandatario en el cierre de la jornada Vaca Muerta Insights 2025 organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía.
Figueroa remarcó que Estado y empresas para ser socios tienen que “cumplir los objetivos de la sustentabilidad social. Si reemplazan el recurso humano con un recurso humano migrante cuando tenemos la calificación en Neuquén, nos impacta en todas las finanzas de la economía provincial”. Además, subrayó la inequidad que se genera en la falta de redistribución de los fondos de coparticipación en favor de la provincia receptora.
“Cada ola de migración interna demanda mayor cantidad y calidad de provisión de servicios públicos, obligando a un doble esfuerzo por parte del Estado, y ante esto la industria tiene que entender que no nos pueden traer gente en igualdad de condiciones a trabajar en nuestra provincia”, insistió el titular del ejecutivo provincial al defender el “trabajo coordinado” con la industria para “el cuidado del ambiente y el cuidado de lo social”.
En su participación en el Vaca Muerta Insights, Figueroa remarcó también las necesidades de infraestructura para afrontar la nueva etapa de los hidrocarburos que se anticipa para los próximos años. “Estamos buscando el horizonte del GNL y en esa nueva era con un decreto no se puede licuar una ineficiencia, ahora tenemos que competir con los mejores del mundo, y tenemos que jugar en equipo mirando los costos, donde la variable de ajuste no puede ser el empleo”.
En ese punto abordó un debate que se generó en las últimas semanas respecto a los costos de producción en el no convencional neuquino: “Visualizamos que las grandes empresas de servicios están pasando un costo por encima de lo que podrían estar haciendo en Vaca Muerta, no las pymes neuquinas, y en esas empresas hay una variable en la cual trabajar”, afirmó además de cuestionar que a pesar de “llevarse grandes ganancias no están aportando a las becas de los jóvenes”.
Figueroa reiteró el compromiso del Estado provincial de asumir las obras de infraestructura que le competen, pero a la vez reclamó la reciprocidad de las empresas en los acuerdos alcanzados en los últimos años. En ese sentido citó como ejemplo que en el proyecto vial de circunvalación de la ciudad de Añelo, se firmó un acuerdo por el cual “Neuquén debía realizar 12 kilómetros de obra y mientras ya lleva realizados 23 kilómetros, las empresas no empezaron a ejecutar una obra”.
La provincia estimó que cada 100 kilómetros de caminos de tierra vinculados a la operación petrolera, la industria pierde US$ 50 millones al año, y otros US$ 22 millones por la demora diaria de una hora para atravesar Añelo. “Es necesario que la industria se sume a realizar estas obras lo más rápido posible porque cada minuto que pasa son pesos o dólares que se pierden en función de ser más competitivos”, reseñó.
El gobernador destacó que su administración en 2024 desaceleró el gasto público lo que permitió un ahorro de US$ 1000 millones que permitió “tener un superávit que dio autodeterminación para invertir en las cosas que le importa al Estado como el trabajo local, desarrollar nuevas empresas, potenciar la educación, la salud y la seguridad, ofreciendo a las compañías la gran ventaja de contar con capacidad y recurso instalado”.
“Todas las operadoras saben que no es lo mismo ir a una provincia a hacer hospitales, puentes ciudades, con una ciudad que se adapta rápidamente y donde el estado realiza inversión pública pura que genera las condiciones sociales para que la industria pueda utilizar esa capacidad instalada”, agregó al explicitar las diferentes visiones al respecto con el Gobierno nacional.
Finalmente, Figueroa volvió a referirse a la adaptación de la provincia a la rotación de portafolios de inversión como el caso de ExxonMobil que permitió fijar una postura para abordar el movimiento de aquellas otras compañías que quieren valuar sus inversiones para ver qué podrían obtener de Vaca Muerta, lo que se responde con la reafirmación de las condiciones para atraer nuevas inversiones y que puedan analizar libremente en el mercado.
Más allá de la libertad de empresa, la provincia también defiende sus intereses ante la contingencia nueva que genera el negocio de los activos y, en ese sentido, también entendió “muy importante generar que las distintas áreas o el acreaje sea un poco más chico” a lo que originalmente se ofrecía para hacer más atractiva la inversión, en la promoción inicial de la formación años atrás.
“Hoy hay que traer otras empresas que quieran invertir y que tuvieron un rol muy importante en el desarrollo de Estados Unidos, y siempre a la sombra de las grandes empresas. Vamos a viajar para interesarlas en este desembarco para monetizar la Vaca Muerta de los próximos 30 años”, concluyó el gobernador.
, Ignacio Ortiz
El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que durante enero de 2025 las exportaciones aumentaron un 10% al respecto del mes anterior. En cuanto a la variación interanual también se observó un aumento importante del 63%, favorecido por los subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. Por su parte, en el acumulado del año se observó una suba.
El informe resaltó que la producción del sector durante el primer mes del año 2025 decreció un 7% respecto al diciembre 2024, argumentado por paradas de planta estacionales y bajo nivel de producción. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que hubo crecimiento del 23%; mientras que el acumulado del año para este mes reflejó valores positivos.
A su vez, el relevamiento de la CIQyP® indicó que las ventas locales disminuyeron, en las tres variables: en la mensual, en la interanual y en el acumulado.
Por su parte, la reseña elaborada por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), señaló que en enero 2025 la producción creció un 2% y las ventas locales un 1%; mientras que las exportaciones se mantuvieron, todo con respecto a diciembre 2024. Con respecto a la variación anual y la acumulada, tanto la producción como las ventas locales cayeron; pero en las mismas variables las exportaciones subieron en ambos casos.
Durante enero de 2025, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 32,06% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 10,18% en las importaciones y del 42,4% en las exportaciones.
Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta presentó que durante enero de 2025 tuvo un uso promedio del 64% para los productos básicos e intermedios y del 40% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante enero 2025, fueron de 256 millones de dólares.
“El sector químico y petroquímico sigue la tendencia de la industria en general, con menores ventas locales y con aumento de exportaciones, pero sin embargo los datos de producción aún siguen menores a períodos anteriores. Se vislumbra un crecimiento del producto interno del país en 2025 que seguro impactará en el sector”, enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
, Redaccion EconoJournal
El viceministro coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, dio precisiones sobre la reformas que quiere implementar el gobierno para desregular el mercado eléctrico en el país. Señaló que el sistema actual es una “maraña de decretos y resoluciones”, pero que “lo vamos a normalizar, porque queremos que los contratos de los generadores y distribuidores sean libres”.
González describió las reformas que lanzó el gobierno como “indispensables” para el mercado eléctrico. Lo hizo este miércoles en el Vaca Muerta Insights 2025, evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía y realizado en la capital neuquina.
En su presentación, el funcionario hizo un balance de su reciente participación en el CERAWeek, el mega evento energético más importante del mundo que se acaba de realizar en Houston (Estados Unidos): “me quedé muy impresionado cómo cambió la agenda a partir del gobierno de Trump con una revalorización de los hidrocarburos como no veíamos hace mucho tiempo”.
González añadió que “esto no quiere decir que la agenda de transición esté muerta porque el cambio climático es una realidad, pero claramente se postergó en el tiempo. Me parece que se está creando un nivel de racionalidad y pragmatismo que no tenía y esto es bueno para la Argentina y para Vaca Muerta”. Además, González destacó el lugar destacado que tuvo la Argentina en ese evento.
También subrayó que el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) despertó mucho interés en el evento y contó que, hasta el momento, “tiene 11 proyectos que se presentaron y uno de ellos es el Vaca Muerta Sur (VMOS)”, la obra de infraestructura para ampliar la capacidad de transporte de petróleo de Vaca Muerta.
En este sentido, añadió que “creemos que tenemos que ir a un esquema de desarrollo privado y el Estado sólo tiene que generar condiciones. Lo que falta, y no estamos tan lejos, es que haya compañías de midstream que encaren proyectos y no sean las operadoras, como ocurre ahora. Esto va a pasar, es cuestión de cuándo. Será así por la baja de tasa de interés”. González afirmó que en el CERAWeek «tuve muchas consultas de empresas sobre “el RIGI y los proyectos de Vaca Muerta como el VMOS”.
González también se refirió a la normalización del mercado eléctrico mayorista: “no hay ninguna duda de que es un lío la maraña de regulaciones, decretos y resoluciones, que tocan directamente al sector eléctrico e indirectamente al del gas”. “Nuestro norte es la normalización del mercado, es que se vuelva a contratar. Que la generación pueda comprar su combustible, que pueda contratar con la distribución libremente. Estamos en esa dirección pero lo estamos haciendo en etapas”, agregó.
En el evento Vaca Muerta Insights, González contó también que la desregulación no la hicieron mediante una resolución, sino que “fue a través de una nota y recibieron muchas respuestas del sector privado que mejoraron la iniciativa que desde el gobierno habíamos pensado. Lo trabajamos durante seis meses. El tema es que cada actor cuando analizó los papeles coincidió, pero cuando hizo los números dijo ´con la mía no´. Por eso ahora a nosotros nos toca bajar más la propuesta a la tierra respetando los contratos y la ley”.
“Tenemos un corset que se llama Plan Gas y lo vamos a cumplir porque es una de las pocas políticas que tuvieron continuidad desde 2012 al presente. Fue necesario y fue bueno. Tenés todo el gas contratado con un solo offtaker (comprador), que es el Estado. Nos guste o no lo vamos a cumplir”, destacó el coordinador del Ministerio de Economía.
Pero, agregó, “dentro del Plan Gas, si vemos una forma de generar competencia, lo hicimos y lo vamos a hacer. Tuvimos reclamos y luego tuvimos un feedback con las compañías. Todos tenemos que estar dispuestos a cambiar algo, que es muy difícil porque en más de 13 años no se tenía que vender el gas. Alguna vez hubo competencia, pero nosotros queremos que sea permanente”.
El funcionario habló de las represas que están concluyendo sus contratos luego de 30 años: “estamos muy cerca de terminar con la licitación, en poco tiempo se va a conocer cuál es la idea del plan de licitación que vamos a impulsar. No vamos a licitar la operación y mantenimiento, sino que vamos a concesionar las cuatro centrales, que vencieron en 2023 y 2024, con una lógica alineada con la normalización del mercado eléctrico y es que se empiece a contratar libremente”.
“Lo vamos a hacer gradualmente. No nos sobra potencia a nivel país, si estamos bien en generación. Queremos que el mercado lo sienta como un paso consistente con el resto de las cosas que vamos a hacer, pero que no nos desajuste el tablero de ajedrez, para que un movimiento no nos rompa todo lo que venimos haciendo”, remarcó González.
Por último, Daniel González indicó que “sin dudas que tenemos recursos abundantes, pero no nos tenemos que quedar en eso. En Vaca Muerta tenemos alrededor de 35 equipos de perforación, pero Permian (una de las principales formaciones de shale de Estados Unidos.) tiene más de 300 y nuestros pozos son mejores a los de Permian. Lo que no tenemos es la competencia. Coincido ciento por ciento con Horacio (Marín, CEO y presidente de YPF) en que tenemos servicios con costos mucho más altos que los de Estados Unidos”.
“El cepo (cambiario) también jugó un rol en que esto sea así para Vaca Muerta y estoy seguro que tiene que cambiar. Pero es una combinación de las operadoras, de la cadena de valor, de la provincia, de la nación, de los municipios y los gremios. Tenemos que entender todos que la competitividad en Vaca Muerta la tenemos que ganar todos los días”, afirmó.
González habló del impacto de los precios: “con el barril de petróleo a un precio internacional de US$ 80 es una cosa. Si se ubica en US$ 70 es otra y quién sabe si va a tocar los US$ 60. La idea es que con menor inflación y un tipo de cambio más estable todo sea más transparente”.
“En el gas, a su vez, es mucho más transparente, porque a con un precio de 3,5 dólares (por millón de BTU) el Plan Gas, no sé si el LNG (Gas Natural Licuado) es factible. Efectivamente los costos tienen que bajar para que, con precios un poco menores, siga volando”, concluyó Daniel González.
, Roberto Bellato
El Secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, sostuvo que “a partir de la llegada de (Donald) Trump (a su segundo gobierno de los EE.UU) cambió la agenda” en materia de energía, y destacó que la Argentina puede tener un papel relevante en este contexto internacional.
“El cambio climático está pero la agenda de transición (energética) se postergó en el tiempo, y le agrega un nivel de racionalidad y de plazos que no tenía” sostuvo el funcionario, aludiendo a los objetivos de descarbonización, y avance de las fuentes renovables.
González añadió que “asistimos a una tremenda demanda de energia eléctrica por el desarrollo de la Inteligencia Artificial, y una de las formas mas eficientes de producirla es a partir de la generación con uso del gas natural, dado que producir la (energía) nuclear demanda varios años”.
En este contexto cobran mayor relevancia los proyectos energéticos en carpeta a nivel local, a la espera de su aprobación para contar con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
González hizo hincapié en que “hace pocos días se resolvió aprobar la aplicación del RIGI al proyecto VMOS” (Oleoducto Vaca Muerta Sur), “Ya hay 11 proyectos presentados y dos aprobados para el RIGI”. “Estamos en los tramos finales (hacia la aplicación del RIGI) al proyecto de LNG PAE-Golar y demás socios” (YPF, Pampa Energía, Harbour Energy, ), afirmó.
Se trata del proyecto encarado por Southern Energy con la instalación del barco procesador de gas natural licuado “Hilli Episeyo” en 2027, al que aportarán gas producido en la Cuenca Austral y en la Cuenca Neuquina, su transporte por el Gasoducto San Martín y el futuro gasoducto desde Vaca Muerta (NQN) hasta una terminal en el puerto de Río Negro. La inversión prevista es de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años.
El funcionario participó en la ciudad de Neuquén del evento “Vaca Muerta Insights”. Explicó que “el gobierno genera las condiciones, y grupos de productores deciden asociarse, invertir y conseguir financiamiento de las obras que, si las hiciera el Estado serían más caras, sin duda”.
González (ex CEO de YPF) consideró que “también deberian venir compañias del midstream para hacer este tipo de obras de infraestructura , lo que va suceder en la medida en que bajen las tasas de interés” internacionales.
Acerca del mercado eléctrico, González destacó la decisión de desregulación del sector. “Queremos que la generación pueda contratar su combustible libremente”. Señaló que “hoy tenemos un corsé que se llama Plan Gas y lo vamos a respetar”, en relación a los contratos vigentes desde el anterior gobierno para el abasto de gas para generar a través de Enarsa y Cammesa.
Con relación a las centrales hidroeléctricas del Comahue cuyas concesiones al sector privado desde la década del 90 ya caducaron, González señaló que “estamos cerca de avanzar con la nueva licitación”.
“Nos tenemos que reunir con los gobiernos de Neuquén y de Río Negro para compartir el pliego en preparación y explicarles el modelo de negocios”. “No vamos a licitar la operacion y el mantenimiento sino que vamos a concesionar las cuartro centrales”, puntualizó, en alusión a El Chocón, Alicurá, Piedra del Aguila y Cerros Colorados.
En tanto que Neuquén y Río Negro alojan a dichas centrales, reclaman participar del nuevo esquema, algo que se había acordado durante el gobierno de Alberto Fernández. Reclamaban mayores ingresos a Nación por la energía generada.
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