Comercialización Profesional de Energía

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Oficializan suba de las tarifas de gas y electricidad desde diciembre y habilitan aumento del precio de los biocombustibles

Los entes reguladores publicaron los nuevos cuadros tarifarios de los servicios de gas natural por red y electricidad con una suba de 2,8% en promedio en todo el país. La suba de tarifas rige a partir del 1° de diciembre, según informaron desde la Secretaría de Energía. Al mismo tiempo, la cartera energética también autorizó una suba de 5% del precio regulado del biodiesel y el bioetanol, que se mezcla de manera obligatoria con el gasoil y las naftas, respectivamente. La suba aplica para las adquisiciones de diciembre y podría tener un impacto en el precio de los combustibles.

Tarifas

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicaron este lunes 21 resoluciones cada uno en el Boletín Oficial donde fijaron la nueva actualización de tarifas para distribuidoras y transportistas.

En el caso de la electricidad en el AMBA, donde se concentra el mayor consumo del país, el Enre estableció una suba en el Costo Propio de Distribución (CPD) de 1,8% en Edesur y 1,9% en Edenor. También actualizó los márgenes de distribución de Epec, Epen, Epe, Edersa, Districuyo y para compañías transportistas como Transener, Litsa, Transba, Transnpa, Transnea, Transnoa, entre otras.

Lo mismo hizo el Enargas para las compañías reguladas de gas natural como Metrogas, Naturgy, Camuzzzi, Litoral Gas, EcoGas, TGS, TGN, Gas Cuyana, Redengas, entre otras.

El viernes pasado, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó las resoluciones 487 y 488 para actualizar el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a partir de diciembre y el precio de la energía para el período que va del 1° de diciembre hasta el 30 de abril de 2026.

La actualización en el costo de distribución y el transporte, que junto al costo de generación son los tres componentes de las facturas, forma parte de los incrementos mensuales previstos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el gobierno nacional realizó en abril de este año. La RQT fijó actualizaciones mensuales para el período que va entre mayo de este año y abril de 2030.

El incremento de las tarifas establecido en la RQT es en términos reales, es decir, se contempla todos los meses un ajuste adicional por inflación que surge de una fórmula automática en base a la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que tienen una ponderación de un 67% y un 33%, respectivamente.

Biocombustibles

El gobierno autorizó además una suba de 5,11% en el precio del biodiesel, que se elabora a base de aceite de soja y se mezcla con el gasoil para el mercado local. Lo hizo a través de la resolución 485 publicada este lunes en el Boletín Oficial. Los biocombustibles están regulados en el país por la Ley 27.640.

El precio de adquisición del biodiesel saltó de $ 1.688.961 a $ 1.775.230 por tonelada para las operaciones que se realicen en diciembre y hasta una nueva publicación del valor. El biodiesel se mezcla en un 7,5% con el gasoil antes del expendio en el mercado local.

Por su parte, la cartera energética publicó la resolución 486 que autoriza una suba de 5% en el precio de adquisición del etanol elaborado a base de maíz y también para el de caña de azúcar. En el caso del bioetanol maicero, el precio saltó de $ 841,3 a $ 883,4 por litro. En el etanol de caña el precio se incrementó de $ 918 a $ 963,9 por litro.

El etanol se mezcla con las naftas en un 12%, que se divide en un 6% para el bio maicero y 6% para el de caña de azúcar. En el sector hay varios proyectos para establecer un nuevo marco normativo que reemplace a la actual Ley 27.640. El gobierno tiene un proyecto en carpeta que prevé el aumento del corte del etanol de 12% al 15% y del biodiesel de 7,5% a 10%, entre otros aspectos.

, Roberto Bellato

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Southern Energy acordó con SEFE (Alemania) la venta de 2 MMTnls. anuales de GNL por 8 años

Southern Energy, conformada por las empresas PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, y la SEFE Securing Energy for Europe, reconocida compañía internacional propiedad del Gobierno Federal de Alemania, firmaron un acuerdo marco (Heads of Agreement) para la venta por parte de SESA de 2 millones de toneladas anuales de Gas Natural Licuado (GNL) durante 8 años, a partir de fines de 2027.

Esa es la fecha prevista para el inicio de la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que serán instalados por SESA en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro, describió Southern Energy, destacando que esta operación sería la mayor venta de GNL desde Argentina al mundo en términos de volumen y de plazo.

Las exportaciones, que dependerán de la evolución de los precios internacionales, podrían alcanzar un valor superior a los U$S 7.000 millones durante la vigencia del acuerdo, generando una fuente de divisas genuina para Argentina y una contribución a la seguridad energética en Europa, se indicó.

El volumen de GNL previsto en el acuerdo marco representa más del 80 % de la capacidad de producción del “Hilli Episeyo” (2,45 millones de toneladas anuales de GNL) y más del 30 % de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción previstos (6 millones de toneladas anuales de GNL).

La implementación de los términos del acuerdo marco quedará descripta en un convenio final de venta entre las partes previsto para los próximos meses.

El acuerdo fue firmado por Rodolfo Freyre, Chairman de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CCO de SEFE. También estuvieron presentes Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, Vicepresidente Ejecutivo de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, Vicepresidente Ejecutivo y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, Managing Director de Harbour Energy en Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.

Rodolfo Freyre afirmó que “el acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta. Estamos orgullosos en dar este primer paso en el mercado mundial de GNL con un jugador de reconocimiento internacional como SEFE”.

Frédéric Barnaud, CCO de SEFE, dijo: “El primer acuerdo de GNL de SEFE con un proveedor sudamericano no sólo contribuye a la diversificación geográfica de nuestra cartera, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa. Nos complace acompañar a Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia la Argentina”.

Southern Energy (SESA) es una compañía conformada por PAE (30 %), YPF (25 %), Pampa Energía (20 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %), cuyo objetivo es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027.

SESA confirmó una inversión superior a U$S 15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de dos buques de licuefacción que serán instalados en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

Southern Energy prevé alcanzar exportaciones por más de U$S 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y el año 2035. El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, y tendrá una importante participación de proveedores locales durante la operación del proyecto.

Por otra parte, desde la compañía energética internacional SEFE se destacó que “vela por la seguridad del suministro e impulsa la descarbonización de sus clientes”.

Las actividades de SEFE abarcan la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento. Con su experiencia de décadas en el comercio y el desarrollo de su negocio de GNL, SEFE se ha convertido en uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía.

Sus 50.000 clientes van desde pequeñas empresas hasta municipios y organizaciones multinacionales. Al invertir en energías limpias y especialmente en el ecosistema del hidrógeno, SEFE está contribuyendo a la transición energética. La empresa emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo y es propiedad del Gobierno Federal de Alemania.

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Fundelec: Continuó en octubre la baja demanda de electricidad

Con temperaturas inferiores en promedio respecto a las del mismo mes del año pasado, octubre presentó un descenso de la demanda de energía eléctrica de -0,9 %, al alcanzar los 10.585,1 GWh a nivel nacional. En diez meses del año se acumula una caída de -0,1 por ciento. Las distribuidoras de Capital Federal y del GBA tuvieron una leve suba i.a. de 0,1 %.

A nivel país descendieron los consumos residenciales y comerciales, mientras que ascendieron levemente los industriales, indicó el informe periódico de Fundelec.

LOS DATOS DE OCTUBRE 2025
En octubre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 10.585,1 GWh; mientras que el año pasado había sido de 10.678,8 GWh. La comparación interanual entonces evidencia un descenso de -0,9 %. Se trata del segundo consumo más bajo de este año luego de abril, cuando la demanda había sido de 9.823,1 GWh.

En octubre ocurrió una baja intermensual de la demanda de -0,5 % comparada con septiembre, cuando había alcanzado los 10.633,5 GWh.

Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW y una temperatura en GBA de 37.9 C°. El máximo de potencia alcanzado en octubre fue de 20.808 MW.

En cuanto a la demanda residencial de energía en octubre, representó el 42 % del total país con una caída de -1,9 %, respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial descendió -1,1 % siendo el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 29 %, con un crecimiento en el mes del orden del 0,8 por ciento.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido octubre de 2025): 7 meses de baja (diciembre de 2024, -2,2%; marzo de 2025, -2,5%; abril, -1,8%; mayo, -10,4%; julio, -2,5%; agosto, -3,7%; y octubre de 2025, -0,9%), y 5 meses de suba (noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; y septiembre de 2025, 3,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de -0,3 por ciento.

En cuanto al consumo por provincia en octubre último, 16 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Misiones (-21 %), Formosa (-13 %), Corrientes y Chaco (-12 %), EDES (-8 %), Santa Fe (-6 %), Jujuy y Santiago del Estero (-5 %), EDEN (-3 %), La Rioja, Entre Ríos, Salta y Tucumán (-2 %), EDELAP y La Pampa (-1 %), entre otros.

Por otra parte, 10 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Santa Cruz (16 %), Chubut (9 %), Mendoza (5 %), Neuquén y Córdoba (4 %), Catamarca, San Juan y San Luis (2 %), EDEA (1 %), En tanto, Río Negro mantuvo el mismo consumo que en octubre de 2024.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron un 30 % del consumo total país, totalizaron un leve ascenso conjunto de 0,1 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de demanda de -0,3 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 0,7 por ciento.

El mes de octubre de 2025 fue menos caluroso en comparación con octubre de 2024. La temperatura media fue de 19.5 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 20.5 °C, y la histórica es de 17.4 °C.

DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la generación hidráulica ocupa el segundo lugar al desplazar a las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En octubre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.910 GWh, por encima de los 2.625 GWh del año anterior, lo que representa una variación positiva del 11 por ciento.

Por su parte, la potencia instalada es de 43.887 MW, donde el 57 % corresponde a fuentes de origen térmico y el 39 % es de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue menor con respecto al mismo mes de 2024, al tiempo que el consumo de combustibles para generar también terminó siendo menor (-34 % es la baja en conjunto). Con un muy bajo consumo de combustibles alternativos, el gas natural representa más del 99 % de la matriz de combustibles, aproximadamente.

En el décimo mes del año lideró ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 39,54 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas cubrieron el 26,37 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,45 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 24,52% del total. La importación representó el 1,13 % de la demanda satisfecha, describió Fundelec.

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Southern Energy firmó un acuerdo con una empresa del gobierno de Alemania para exportar GNL a partir de 2027

El consorcio Southern Energy (SESA) y SEFE Securing Energy for Europe, compañía energética propiedad del Gobierno Federal de Alemania, formalizaron un acuerdo marco para la venta a gran escala de Gas Natural Licuado (GNL). El convenio implica la exportación de dos millones de toneladas anuales de GNL durante un período de ocho años, con el inicio de la operación previsto para fines de 2027.

La operación, que se concretó a través de un «Heads of Agreement» o acuerdo marco, «representa la mayor exportación de GNL de la Argentina al mundo hasta la fecha», tanto en términos de volumen como de plazo contractual, resaltaron desde el consorcio que integran PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

La firma del acuerdo fue encabezada por Rodolfo Freyre, Chairman de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CCO de SEFE.

Frederic Barnaud (SEFE, izq) y Rodolfo Freyre (Southern Energy, der)

Las exportaciones, cuya facturación dependerá de la evolución de los precios internacionales, podrían alcanzar un valor superior a los u$s7.000 millones durante la vigencia del acuerdo. «Este flujo de divisas será ingreso genuino para la Argentina y, a su vez, una contribución sustancial a la seguridad energética en Europa, en línea con el objetivo de SEFE de asegurar el suministro», expresaron en un comunicado.

Southern Energy, primera exportación de GNL

SEFE, que emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo, abarca la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento. La compañía se destaca como uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía, y su misión es asegurar su abastecimiento.

Los embarques de exportación desde la terminal flotante que se instalará frente a las costas de Río Negro, se realizarán una vez que inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que SESA instalará en el Golfo San Matías.

El volumen de GNL acordado de unos 2 millones de toneladas anuales representa más del 80% de la capacidad de producción del buque licuefactor “Hilli Episeyo”, que es de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. A la vez representa más del 30% de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción proyectados por SESA, que será de 6 MTPA con la llegada del MKII.

De la firma participaron directivos de todas las empresas del consorcio.

Southern Energy (SESA) es una compañía conformada por cinco socios estratégicos con distinta integración accionaria en el consorcio: PAE (con una participación del 30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%). Las empresas aclararon que la implementación final de los términos acordados en este marco quedará sujeta a la firma de un acuerdo final de venta entre las partes, lo cual está previsto para los próximos meses.

Inversión, exportaciones y empleo

El objetivo de SESA es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027. Para ello, la compañía confirmó una inversión superior a los US$15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de los dos buques de licuefacción. Southern Energy prevé que las exportaciones alcancen más de US$20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035.

El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, e implicará una elevada participación de proveedores locales durante la operación.

A la firma del acuerdo encabezada por Freyre y Barnaud, también asistieron Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, Vicepresidente de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, Vicepresidente y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, Managing Director de Harbour Energy en la Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.

Hilli Episeyo, el buque que exportará el primer embarque de GNL del país.

Tras el convenio, Rodolfo Freyre afirmó que “el acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde la Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta».

Por su parte, Frédéric Barnaud resaltó que el acuerdo con un proveedor sudamericano no solo contribuye a la diversificación geográfica de la cartera de SEFE, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa.

«Nos complace acompañar a la Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia la Argentina”, afirmó Barnaud.

El primer licuefactor Hilli Episeyo llegará al país en 2027 para comenzar a producir gas natural licuado a partir de la infraestructura existente, por lo cual el certificado de permiso de exportación se otorgó solamente para unos nueves meses al año, ya que los restantes corresponden al pico de demanda energética invernal.

En los primeros días de mayo, el consorcio había tomado la decisión final de inversión correspondiente al Hilli Episeyo, el cual casi de inmediato obtuvo por parte del Gobierno nacional la aprobación de su ingreso a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

, Ignacio Ortiz

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Qué debates parlamentarios marcarán el futuro inmediato de la minería y la energía

Ante un Gobierno envalentonado por su flamante triunfo electoral, cuatro especialistas en materia parlamentaria fueron convocados por Dínamo – Charlas de Energía para analizar la posible modificación de la Ley de Glaciares (Ley 26.639), la necesidad de prorrogar la estabilidad fiscal para favorecer la producción de energías renovables y la decisión de instrumentar estímulos fiscales para reactivar las cuencas petroleras maduras del país, entre otros temas.

La intención del Gobierno en torno a la Ley 26.639 es enviar un proyecto para que cada provincia defina qué áreas quedarán exentas de toda actividad minera metalífera. En palabras de Flavia Royón, ex secretaria de las carteras de Energía y Minería a nivel nacional, senadora electa por la provincia de Salta y habitual invitada de Dínamo, lo que en verdad hace falta es una ley técnicamente aclaratoria. “Hay que sacar el gris que existe sobre el concepto de ‘ambiente periglaciar’. Lo que debe buscarse es preservar los glaciares que tengan una función hídrica efectiva, no a las zonas periglaciares en sí”, distinguió.

A su criterio, la Ley de Glaciares se inmiscuye en la potestad que los gobiernos provinciales tienen sobre sus propios recursos naturales. “No obstante, me parece que devolverle todo a las provincias existiendo ya una normativa vigente podría generar mucha resistencia”, advirtió.

En la misma frecuencia se expresó Martín Maquieyra, politólogo, miembro de Propuesta Republicana (PRO) y diputado nacional. “Comparto la mirada sobre la relevancia de una legislación aclaratoria, porque la propia Ley de Glaciares se contradice en cuanto a la definición de ambiente periglaciar. No obstante, también creo que las provincias pueden ejercer los controles ambientales”, argumentó.

Con pequeñas modificaciones, indicó, el Congreso está en plenas condiciones de establecer con claridad una ley de presupuestos mínimos sobre el asunto. “Hay que dar el debate de cara a la sociedad y con las provincias opinando”, remarcó.

Impulso a la inversión

De acuerdo con Pablo Cervi, cuadro político de la Unión Cívica Radical (UCR) y diputado nacional electo por la provincia de Neuquén, no habría que perder de vista que las provincias productoras de recursos como el oro, la plata, el cobre y el litio compiten por las inversiones mineras con importantes destinos de todo el planeta. “No todos están desesperados por venir a la Argentina. Hay que generar ciertas condiciones para fomentar eso”, subrayó.

Más allá de esa realidad, intervino Gabriela Vulcano, periodista acreditada en el Congreso que sigue de cerca el día a día de la agenda legislativa, una eventual modificación de la Ley de Glaciares respondería más a un interés de las autoridades provinciales que del Poder Ejecutivo Nacional. “El oficialismo todavía no tiene garantizada la aprobación del Presupuesto 2026. Está negociando con los gobernadores para conseguir los votos restantes. Y mientras que algunas provincias requieren avales para la toma de deuda, otras piden reformas legislativas para captar mayores inversiones mineras”, explicó.

Nueva estrategia

Ya es hora, según Royón, de dejar atrás la falsa dicotomía de que desarrollar recursos como el cobre significa sacrificar el agua. “La minería tiene que hablarle con claridad a la sociedad en cuestiones clave como la Ley de Glaciares. Más que una reforma, la salida más sencilla sería una ley aclaratoria”, insistió.

Por otro lado, agregó, el desarrollo del cobre necesita con urgencia herramientas para que los proyectos en carpeta se materialicen. “El problema es que un instrumento como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) vence en julio. Estamos a ocho meses. El reloj está corriendo”, alertó.

Frente a esa premura, opinó Vulcano, no es casual que el Gobierno nacional haya decidido cambiar su modo de relacionarse con la oposición, al comprender que deberá estrechar sus vínculos con los gobernadores de distinto signo político. “Pareciera que en esta etapa de la gestión de Milei se apunta a llegar a acuerdos con los gobernadores que impliquen una mirada a mediano plazo”, sugirió.

Discusión tributaria

Consultado puntualmente sobre el panorama neuquino, Cervi destacó que el distrito que gobierna Rolando Figueroa ha duplicado su presupuesto entre 2024 y 2025 desde 2.400 hasta 5.000 millones de dólares. “Cuando se dé la discusión tributaria en el Congreso, habrá que recordar que la provincia aporta el 4% del Producto Bruto Interno (PBI) nacional y recibe el equivalente al 1,72%”, cuantificó.

Será fundamental, a su entender, gestionar mayores recursos para poner en marcha las obras de infraestructura que demanda el crecimiento de industrias como la energética. “Hay que replicar el modelo público-privado en aquellas actividades que lo pueden implementar, como se demuestra con Vaca Muerta Sur, oleoducto que se está construyendo y ya tiene toda su capacidad tomada, o con los proyectos de gas natural licuado (GNL), donde ya hay convenios concretos”, ejemplificó.

Es cierto, concedió Vulcano, que Nación está decidida a avanzar con cambios en las normativas laborales y tributarias, pero -a diferencia de lo sucedido el año pasado- en estos momentos la máxima prioridad pasa por aprobar el Presupuesto. “Todos los gobiernos consideraron necesaria una reforma tributaria integral y ninguno pudo”, sostuvo la especialista.

Modernización laboral

Para Maquieyra, no está en duda que el Gobierno cambió su forma de dialogar con las provincias, lo que probablemente le deparará significativos réditos políticos. “Estoy seguro de que podrá sancionar la Ley de Presupuesto, posiblemente en diciembre. De todos modos, creo que la reforma más importante en el corto plazo es la laboral”, sentenció.

Cuando se visita a una pequeña y mediana empresa (PyME) del interior del país, puntualizó, se verifican temores a contratar y quejas sobre los altos costos laborales. “Con las grandes empresas pasa lo mismo”, apuntó el diputado, quien consideró que la reforma tributaria demandará un poco más de tiempo.

Ninguno de estos cambios normativos, postuló Royón, configura un requisito absolutamente indispensable para que se materialicen las iniciativas de cobre que hoy se encuentran en evaluación. “Proyectos como San Jorge o Taca Taca están avanzando independientemente del debate legislativo”, recalcó.

Debates que se vienen

Pese a los problemas de liderazgo y la falta de propuestas políticas, tal como criticó Vulcano, el peronismo sigue siendo la mayor fuerza opositora a la gestión de Milei. “Eso no significa que hoy sea una alternativa realista de gobierno”, reflexionó la analista, quien también reconoció que desde La Libertad Avanza (LLA) se aligeró el discurso anti-casta.

Dentro del Congreso, comentó Royón, algunas de las principales cuestiones a debatir pasan por la prórroga de la Ley de Energías Renovables, la Ley de Biocombustibles, una posible Ley de Cuencas Maduras y la modificación del Código Minero. “En cuanto a prorrogar la Ley de Energías Renovables, estoy en contra. Pienso que el sector ya alcanzó una madurez que lo vuelve competitivo. Lo que hay que ampliar es la infraestructura”, se posicionó.

Sería fundamental, planteó Maquieyra, que se asegure por 20 años la estabilidad tributaria a nivel sectorial. “Comparto que las energías renovables ya adquirieron competitividad, por lo que se precisa es simple: tres o cuatro artículos para garantizar la estabilidad impositiva. No se puede estipular el cobro de un impuesto adicional al viento o al sol”, justificó.

Cervi, por su parte, aludió a la defensa legislativa de los hidrocarburos convencionales, más allá de que Neuquén base su boom petrolero en el shale de Vaca Muerta. “Tenemos que aprovechar todo lo que hay en nuestro subsuelo. En algunos casos se está avanzando con bajas en las regalías. También hay que tener la cabeza abierta para abordar la discusión de los costos laborales”, completó.

, Redaccion EconoJournal

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IPA® y CampoLimpio impulsan un acuerdo de cooperación para el desarrollo de nuevos destinos de valor para el plástico 

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) y CampoLimpio cerraron un acuerdo de cooperación enfocado en la investigación, innovación tecnológica y el desarrollo de nuevos destinos de valor para el plástico proveniente de envases vacíos de fitosanitarios. «Esta iniciativa subraya el compromiso del IPA® con la promoción de soluciones científicas y tecnológicas avanzadas para la evolución hacia un modelo industrial plenamente circular», aseguraron.

A través de esta alianza estratégica, ambas organizaciones trabajarán conjuntamente en el desarrollo de tecnologías de tratamiento, reciclado y reconversión avanzada del plástico posconsumo. El objetivo es transformarlo en materia prima circular de alto valor agregado, lista para reinsertarse en procesos industriales.

Ambas organizaciones trabajarán conjuntamente en el desarrollo de tecnologías de tratamiento, reciclado y reconversión avanzada del plástico posconsumo.

Acuerdo de cooperación

En este sentido, Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, enfatizó que“uno de los mayores desafíos de la industria plástica es la circularidad. Para afrontar este reto, debemos incorporar nuevas tecnologías de reciclado y avanzar hacia procesos que generen materia prima circular basada en conocimiento y ciencia aplicada, capaz de abrir oportunidades industriales reales».

Por su parte, María Pisanu, directora ejecutiva de CampoLimpio, destacó que»las sinergias y la articulación entre actores estratégicos son fundamentales para construir soluciones sostenibles. Este acuerdo con el IPA® nos permite acceder a capacidades tecnológicas y conocimiento sectorial que amplifican el impacto de nuestro trabajo y contribuyen decisivamente a la consolidación de un modelo circular para el agro y la industria».

Plataforma de vinculación técnica

El IPA® aportará su rol como plataforma de vinculación técnica entre la industria, la ciencia y el conocimiento especializado, facilitando la experticia, contactos técnicos y capacidades de análisis necesarios para acelerar la innovación. Esta articulación es clave para seguir profundizando la misión circular del sistema: transformar los envases posconsumo en recursos reutilizables en la cadena productiva mediante usos permitidos, eficientes y sostenibles.

Para el Instituto Petroquímico Argentino, abordar la circularidad del plástico requiere cooperación, ciencia aplicada e innovación abierta. “Con esta alianza, el IPA® refuerza su función esencial como articulador multisectorial, conectando empresas, centros de investigación, expertos técnicos y cámaras sectoriales para acelerar la adopción de soluciones de innovación que impulsen la circularidad”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

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El Gobierno avanza con la eliminación de retenciones al petróleo convencional y firma nuevos acuerdos con Santa Cruz y Neuquén

El Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, junto al ministro de Economía, Luis Caputo, y su par del Interior, Diego Santilli, encabezaron nuevos encuentros en el Palacio de Hacienda con los gobernadores de Santa Cruz, Claudio Vidal, y de Neuquén, Rolando Figueroa, en los que se suscribieron acuerdos para avanzar en la adecuación del esquema de derechos de exportación del crudo convencional. La medida permitirá preservar la actividad en las cuencas maduras, brindar previsibilidad a las inversiones y proteger el empleo.

Las actas de entendimiento firmadas replican el esquema iniciado días atrás con la provincia de Chubut y establecen un marco de esfuerzos compartidos entre Nación, provincias y empresas. Participaron también el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, y autoridades de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).

En este sentido, el Estado Nacional se compromete a adecuar el régimen de derechos de exportación avanzando en la quita de retenciones al crudo convencional; las provincias ratifican y profundizan sus políticas de acompañamiento mediante la revisión de regalías y cánones; y las empresas se comprometen a sostener la producción y los planes de inversión necesarios para garantizar la continuidad de la actividad.

De esta manera, las inversiones que se impulsen en este marco priorizarán proyectos destinados a incrementar la producción de hidrocarburos convencionales, reactivar equipos y pozos en cuencas maduras, mejorar la eficiencia operativa y sostener el nivel de empleo directo e indirecto asociado a la industria

El Gobierno Nacional continúa avanzando en la reducción de la carga impositiva sobre la producción y las exportaciones de energía, con el objetivo de aliviar al sector privado, promover nuevas inversiones y consolidar un crecimiento sostenido basado en reglas claras y previsibles.

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Reforma del mercado eléctrico: fundamentos del nuevo esquema, el rol de Cammesa y las claves para atraer inversiones

La reforma del sector eléctrico que impulsa el Gobierno abre un proceso de transición que podría redefinir el funcionamiento del sistema argentino en los próximos años. Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios de MHR Abogados, en diálogo con EconoJournal, analizaron los fundamentos del nuevo esquema, el rol de Cammesa, las condiciones necesarias para atraer inversiones y las perspectivas hacia 2027.

Para Azzarri y Blanco, la Resolución 400/2025 implica “una señal positiva porque avanza sobre tres ejes centrales. El primero es la recuperación de un esquema marginalista y de mercado, tal como plantea la Ley 24.065, distorsionado desde la crisis de 2001. Esto implica retomar la lógica de competencia y eficiencia es muy positivo para el futuro del sector”.

Los abogados destacaron también que la reforma establece un período de transición hasta diciembre de 2028, en línea con la finalización del Plan Gas. “Esto muestra el compromiso del Gobierno de no romper los acuerdos asumidos”, puntualizaron.

Juan Cruz Azzarri y Marcos Blanco, socios de MHR Abogados, analizaron los cambios que introduce la reforma del mercado eléctrico.

“El tercer punto es el relativo a la asignación de costos a quien utilice el sistema y consuma energía. Esto resulta esencial, porque al trasladar al usuario los costos reales de la energía promueve el consumo racional y evita que el Estado tenga que asumir gastos excesivos que no le corresponde asumir”, remarcaron.

Reducción del rol de Cammesa

El Gobierno prevé que Cammesa deje de ser un actor comercial relevante y vuelva a concentrarse en el despacho del sistema. Para los socios de MHR Abogados, la medida es clave: “Dejar oferta y demanda en manos privadas evita precios artificiales e instrucciones regulatorias que afecten la competencia”, advirtieron.

Sin embargo, destacaron que Cammesa conservará un rol residual ya que “podrá convocar licitaciones de energía si se detecta escasez de generación y esta flexibilidad es positiva para el período de transición desde un mercado muy intervenido hacia uno más libre”.

Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados.

Condiciones para atraer inversiones

Para que la apertura del mercado derive en nuevos proyectos, los abogados señalaron dos frentes fundamentales. Por un lado, la normalización tarifaria y fortalecimiento de las distribuidoras ya que para Azzarri y Blanco “las empresas distribuidoras deben volver a ser agentes de crédito”. En ese sentido, propusieron mecanismos temporales que garanticen los pagos por la energía contratada en el Mercado a Término (MAT).

Por otro lado, consideraron que será importante impulsar la expansión del sistema de transporte puesto que advirtieron que “la red de transmisión requiere obras urgentes y un esquema de garantías que reduzca los riesgos para los inversores. Un modelo posible es replicar el esquema del RenovAr, adaptado a las necesidades actuales”.

“La Argentina aún presenta riesgos para el recupero de la inversión. Dar certezas es vital para atraer capital”, consideraron.

Escenario posible en 2027 y regulaciones pendientes

Con la reforma en marcha, el panorama hacia 2027 dependerá de medidas complementarias. Los especialistas señalaron tres temas clave: regulación definitiva del régimen tarifario, avance en obras de transmisión y redefinición del reconocimiento de potencia para renovables.

Sobre este último punto, consideraron que el sistema debería reconocer la disponibilidad de parques renovables, tal como ocurre en otros países, por ejemplo, Chile. “No es lo mismo tener un parque renovable listo para despachar que no tenerlo. Su reconocimiento sería muy positivo”, marcaron.

Marcos Blanco, socio de MHR Abogados.

Baterías y almacenamiento

Azzarri y Blanco celebraron la licitación AlmaGBA, destinada a reforzar nodos críticos del AMBA mediante sistemas de almacenamiento. “Es una iniciativa muy positiva y un caso de éxito que podría ser replicado por distribuidoras del interior para estabilizar sus redes e incluso evitar inversiones mayores”, destacaron.

“El uso de baterías permite: integrar renovables de forma más eficiente; almacenar excedentes y liberar energía en los picos de consumo; mitigar la intermitencia del recurso; optimizar la operación en tiempo real. Las baterías son esenciales para mejorar la flexibilidad y estabilidad del sistema”, subrayaron los especialistas.

Verano 2026: un sistema todavía vulnerable ante olas de calor

De cara al verano que se aproxima, los abogados advirtieron que podrían darse “situaciones de estrés en el sistema eléctrico según la temperatura. Las redes de distribución requieren inversiones y el proceso de normalización apenas comenzó”.

Aun así, Azzarri y Blanco aclararon que “si hay episodios no deseados, serán consecuencia de distorsiones del pasado, no de las medidas recientes. Se deben acelerar obras de transporte y distribución para apuntalar la capacidad del sistema frente a altas temperaturas”.

, Loana Tejero

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Se acerca un encuentro clave: líderes anticipan estrategias para diversificar portfolios de renovables y storage

Energía Estratégica realizará un encuentro virtual el próximo 9 de diciembre en donde se analizará cómo integrar ERNC, sistemas BESS, digitalización e innovaciones tecnologías para fortalecer la competitividad de los proyectos en Hispanoamérica de cara al 2026.

El mercado energético de América Latina se encuentra en una fase de evolución estratégica. Las empresas del sector enfrentan el reto de escalar proyectos, diversificar tecnologías y asegurar rentabilidad en un entorno caracterizado por nuevas regulaciones, alta competencia y aceleración tecnológica. En este contexto, adquirir visión de largo plazo e identificar oportunidades de integración se vuelve clave. A este análisis se sumarán ejecutivos de empresas líderes del sector como Ángela Castillo (Black & Veatch), Luis Contreras (Yingli), Luis Castillo (SolaX Power), Jorge Ospina (Solis), Claudio Loureiro (GCL), Andrés Pinilla (Risen) y Jorge Cernadas (Ventus).

REGISTRO GRATUITO

El evento gratuito «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage» se desarrollará en formato virtual y será impulsado por Energía Estratégica. Reunirá a tecnólogos, desarrolladores, generadoras renovables y EPCistas del sector con alcance internacional.

A partir de las 11 h Argentina – Uruguay – Chile – Brasil | 9 h Colombia – Perú – Panamá | 8 h México – Guatemala | 15 h España, referentes de alto nivel analizarán cómo pasar del desarrollo de proyectos individuales a portafolios consolidados, integrando el almacenamiento y la digitalización como vectores clave de valor.

El encuentro virtual comenzará con un panel de debate denominado “Del panel al portafolio: inversión, tecnología y ejecución en el nuevo ciclo renovable”, que pondrá el foco en la transición que vive el sector: del desarrollo de proyectos aislados a la estructuración de portafolios diversificados y financieramente viables. 

En un entorno de transformación regulatoria y competitividad creciente, se vuelve crucial entender cómo articular inversión, tecnología y ejecución eficiente en esta nueva fase del mercado.

Empresas y players de referencia del ecosistema renovable compartirán visiones estratégicas y casos concretos sobre cómo optimizar CAPEX y OPEX, acelerar tiempos de desarrollo y garantizar retornos sostenibles en portfolios multi-tecnología. Por lo que la ejecución integrada y la estandarización de procesos serán temas centrales en este panel.

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También se llevará a cabo un keynote destacado junto a SolaX Power, compañía que acelera su expansión en Latinoamérica y que se prepara para materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o centrales híbridas (generación + almacenamiento) en los próximos años, con iniciativas iniciales de 10 a 20 MW. 

Seguidamente se concretará el segundo bloque de la jornada, bajo la premisa “Innovación en eólica, solar y almacenamiento como ejes para acelerar la diversificación de la matriz”, que explorará cómo la adopción de nuevas herramientas digitales, la eficiencia de los sistemas de baterías y la evolución en las curvas de costos permiten ampliar y diversificar los portafolios, al tiempo que se fortalece la resiliencia de la matriz energética.

Los panelistas abordarán cómo combinar estas tecnologías en proyectos de generación renovable, sistemas stand-alone o parques híbridos, con el foco puesto en criterios técnicos esenciales para la toma de decisiones de diversificación, y en cómo anticiparse a la evolución del mercado eléctrico regional. 

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Mientras que el último “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, se presenta como una antesala estratégica para el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid, España, y que marcará el inicio de la gira 2026 de FES, con presencia confirmada en nueve destinos estratégicos a lo largo del próximo año.

Durante el debate se abordarán perspectivas de inversión renovable en un escenario de expansión internacional, con foco en las sinergias entre América Latina y Europa. Además, se analizarán flujos de capital, condiciones regulatorias y novedosas iniciativas que se preparan y que podrían potenciar nuevos portafolios renovables y de storage. 

Esta iniciativa reafirma el propósito de Energía Estratégica y Future Energy Summit de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

Y con la participación de las empresas más relevantes del sector, autoridades y referentes técnicos, este encuentro se posiciona como un encuentro virtual crucial para Hispanoamérica, orientado al análisis estratégico del mercado renovable y la construcción de agendas de inversión hacia el corto, mediano y largo plazo.

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Puerto Rico impulsa la planta virtual de baterías más grande de América Latina

Puerto Rico se está consolidando como líder regional en almacenamiento energético distribuido, con un modelo de participación ciudadana y escalabilidad técnica que ya muestra resultados. El programa CBES+ (Customer Battery Energy Sharing) integra a 81.000 hogares que comparten la energía almacenada en sus baterías con toda la red, reduciendo el riesgo de apagones nocturnos. Se trata de la primera planta virtual de baterías «detrás del metro» de América Latina y el Caribe, con un potencial de crecimiento que podría duplicar su escala actual en el corto plazo.

En total, se estima que ya hay más de 185.000 baterías residenciales en funcionamiento en la isla, con características técnicas que alcanzan los 13 kWh de energía disponible y 5 kW de capacidad de descarga sostenida. Estos sistemas no solo garantizan autonomía para sus propietarios, sino que permiten generar estabilidad a toda la red eléctrica puertorriqueña.

La expansión del programa es técnicamente viable y políticamente respaldada. Desde la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA), su Chief Policy Officer, Javier Rúa-Jovet, aseguró que el sistema “le evita apagones nocturnos a todos los puertorriqueños” y confirmó que “podemos expandirlo a otras 80.000 residencias nuevas” sin dificultad operativa.

Este avance se apoya en una curva sostenida de adopción de energía solar distribuida. Puerto Rico ya alcanzó más de 1,3 GW instalados en sistemas residenciales y comerciales.

Se espera que la tendencia continúe en 2026 y en los años posteriores, con la incorporación mensual de más de 3.000 sistemas solares de al menos 6 kW, la mayoría acompañados de baterías. De mantenerse ese ritmo, se sumarían unos 300 MW nuevos de solar por año, con una proyección acumulada de más de 3 GW de almacenamiento instalado hacia 2029.

En paralelo al desarrollo técnico, el escenario regulatorio también marca el rumbo. La política de medición neta —base económica del ecosistema solar distribuido— está siendo defendida judicialmente por el Senado de Puerto Rico frente a una impugnación promovida por la Junta de Supervisión Fiscal ante el Tribunal Federal.

Rúa-Jovet calificó esta herramienta como “la espina dorsal de la industria de generación distribuida solar”, por su impacto en sistemas que van desde menos de 1 kW hasta los 5 MW, y remarcó que su defensa legal será sostenida hasta su vigencia establecida por ley, en 2030.

Una mirada regional e internacional

Más allá del plano local, Rúa-Jovet planteó una visión crítica sobre la falta de avances reales en la agenda climática global. Para él, la COP30 fue una muestra de retroceso en términos de liderazgo en renovables.

“COP30 fue un triunfo para China y un desastre para Estados Unidos, nación que ha cedido de forma desconcertante el liderato en renovables a la ascendente superpotencia de la dictadura china”, sostuvo.

En su opinión, el evento no logró abordar con claridad lo que define como el problema central y existencial de esta era: eliminar las emisiones de los sectores energético y de transporte.

Mientras el mundo discute grandes estrategias, Puerto Rico ejecuta soluciones concretas. CBES+ es un caso testigo de cómo la innovación tecnológica, la regulación efectiva y la participación ciudadana pueden converger en un modelo energético resiliente. La isla no solo mejora su seguridad energética, sino que se perfila como referente en la región y, potencialmente, en el mundo, con una de las plantas virtuales de baterías de mayor capacidad operativa proyectada.

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NextPower inicia una nueva etapa en LATAM con una oferta integral de soluciones y más de 24 GW entregados en la región

La histórica firma Nextracker dio paso recientemente a NextPower, en una apuesta estratégica que busca responder a los desafíos actuales del mercado energético con una oferta integral de soluciones solares. El rebranding fue presentado por Gonzalo Gallardo, Sales Manager Latin America, durante su participación en el Future Energy Summit Southern Cone 2025, realizado en Santiago de Chile.

“Estamos migrando ya a una plataforma más completa que no solamente ofrece tracker, sino también elementos de electrical balance of systems, fundaciones, robótica y otras soluciones”, manifestó Gallardo al explicar el alcance del rebranding. El ejecutivo remarcó que la decisión se tomó para reflejar el nuevo posicionamiento de la compañía como proveedor integral en la región.

La propuesta de NextPower apunta a resolver de forma concreta algunos de los principales obstáculos de la transición energética en Chile y el Cono Sur, como la congestión en la red de transmisión.

 “La permisología es compleja y la construcción de líneas es lenta, por lo que la solución evidente a corto y mediano plazo es el almacenamiento”, destacó el ejecutivo.

La empresa identifica una expansión acelerada de proyectos híbridos con baterías en el norte de Chile, impulsada por la necesidad de mitigar los cuellos de botella en la transmisión. Frente a esta realidad, NextPower busca contribuir con su capacidad de fabricación y una estructura de precios que “haga viables este tipo de desarrollos”, según indicó Gallardo.

NextPower adapta su tecnología a las condiciones topográficas y geográficas más exigentes del territorio. En el sur, por ejemplo, los terrenos con vegetación y ondulaciones son desafiantes para las estructuras tradicionales. Allí entra en juego el Tracker XTR, “flexible para mitigar estos movimientos de tierra o directamente llevar a cero ese riesgo de construcción”.

En tanto, en el norte de Chile, la empresa ofrece soluciones específicas para suelos con alta corrosión o rocosos, donde el diseño y la ingeniería se vuelven decisivos para garantizar viabilidad técnica y costos competitivos. La compañía cuenta con un equipo técnico con más de una década de experiencia local, lo que ha permitido consolidar una relación de confianza con sus clientes. 

Casi el 80% del revenue de NextPower proviene de clientes recurrentes”, afirmó el ejecutivo, destacando la fidelidad en la región.

La confiabilidad del producto también se apoya en sus características técnicas: “Nuestra estructura es 100% remachada, casi sin necesidad de mantenimiento”, indicó el ejecutivo. 

A esto se suman las innovaciones en software y diseño, como TrueCapture, una solución de tuning específico que permite maximizar el rendimiento anual de cada planta, y Microtilt, una modificación que orienta los módulos ligeramente hacia el norte, ideal para proyectos ubicados en latitudes medias.

A nivel de mercado, la firma suma más de 24 GW entregados en Latinoamérica, de los cuales 3,5 GW corresponden solo a Chile. Gallardo aseguró que son el “proveedor número uno a nivel local en términos de volumen”. 

La experiencia en Chile tiene raíces profundas: el primer proyecto internacional de la firma fuera de Estados Unidos fue en el país andino, lo que ha cimentado su conocimiento del mercado y la normativa local.

Gallardo concluyó con una mirada de largo plazo: “Creemos que también está el valor en certificar la reducción de emisiones, no solo en la operación, sino también en la fabricación y construcción del equipamiento”. Esta visión refuerza el compromiso de NextPower con una transición energética integral, sustentable y técnicamente viable para el Cono Sur.

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El Estado Nacional recibió ofertas por USD 685 millones por las represas del Comahue

En un paso más para avanzar con la privatización de los complejos hidroeléctricos del Comahue, el Estado Nacional realizó hoy la apertura de las ofertas económicas correspondientes al proceso de adjudicación para la gestión privada de las represas del Comahue. En total, ocho empresas presentaron propuestas que, sumando las mejores ofertas para cada una de las concesiones, garantizan un ingreso mínimo de USD 684 millones para el Estado en esta etapa.

La revisión técnica ya fue completada y, conforme al pliego, solo en la concesión de Cerros Colorados habrá instancia de mejora de ofertas. En las restantes tres represas —Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila— el monto mínimo ya quedó asegurado a partir de las propuestas económicas recibidas.

Los futuros concesionarios, además, estarán obligados a ejecutar todas las inversiones, obras y reformas de infraestructura necesarias para garantizar la operación segura, eficiente y sostenible de los complejos hidroeléctricos, tal como establece el pliego.

La amplia participación empresaria confirma el fuerte interés del sector privado en operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país, en un proceso competitivo, transparente y orientado a maximizar el valor de los activos públicos.

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SolisStorage lanza EverCore en Chile: Un hito estratégico mientras el país lidera la transición de almacenamiento en LATAM

Chile se ha consolidado como uno de los mercados más avanzados de América Latina en integración de energías renovables, impulsado por ambiciosas metas de descarbonización, un sólido respaldo regulatorio y la rápida expansión de proyectos solares comerciales e industriales (C&I). A medida que las empresas del país enfrentaron el aumento de costos energéticos, la necesidad de una mayor resiliencia operativa y una creciente variabilidad en la red, Chile se posicionó como un centro regional para el despliegue e innovación en sistemas de almacenamiento de energía.

En este contexto, SolisStorage —líder global en soluciones de almacenamiento de energía— seleccionó a Chile como el primer país en América Latina para presentar su nuevo portafolio de almacenamiento C&I. Esta decisión estratégica respondió directamente a la creciente demanda del país por sistemas de almacenamiento robustos, escalables e inteligentes. El lanzamiento de la plataforma SolisStorage EverCore llegó “en el momento justo” para respaldar operaciones industriales, estrategias de peak-shaving y necesidades de respaldo energético.

El lanzamiento oficial de EverCore, el primer sistema de almacenamiento C&I totalmente integrado de SolisStorage, se llevó a cabo durante un evento exclusivo en Santiago el 25 de noviembre de 2025. El evento fue un rotundo éxito, y la nueva solución fue ampliamente elogiada y recibida con gran entusiasmo por clientes, socios e invitados especiales.

 

SolisStorage presentó EverCore: su primer sistema de almacenamiento C&I todo en uno

EverCore integra en un solo equipo —ensamblado en fábrica y listo para instalar— un inversor híbrido, un sistema de baterías y un avanzado sistema de gestión energética (EMS). Su despliegue inició con dos configuraciones principales:

  • 100/120 kWh emparejados con el inversor híbrido SolisStorage 50/60 kW
  • 261 kWh emparejados con el inversor híbrido SolisStorage 125 kW

Este hito marcó la expansión de SolisStorage más allá de la fabricación de inversores, hacia soluciones completas de almacenamiento diseñadas específicamente para aplicaciones comerciales e industriales.

Una arquitectura unificada diseñada para los desafíos energéticos de Latinoamérica

EverCore combina MPPT, PCS, STS y EMS en un sistema integrado y totalmente probado. Con una clasificación IP66, está diseñado para ofrecer durabilidad en entornos exigentes—desde zonas mineras en el norte hasta polos industriales en todo el país.

La creciente demanda de almacenamiento behind-the-meter en Chile se alineó perfectamente con la arquitectura modular de EverCore, capaz de escalar hasta 1.25 MW / 15.66 MWh, ideal para instalaciones que requieren resiliencia, continuidad operativa y optimización energética.

Características técnicas destacadas

  • Conmutación red/fuera de red en menos de 10 ms para proteger cargas críticas
  • Celdas LFP de 314 Ah con arquitectura de seguridad multinivel
  • Sistema de enfriamiento por aire patentado que elimina necesidades de refrigeración líquida
  • Sobredimensionamiento FV de y entradas de 21 A por string
  • 160% de sobrecarga durante 200 ms en operación fuera de red
  • EMS con IA integrada, preparación para VPP y optimización tarifaria
  • Monitoreo y control remoto completos mediante SolisCloud

Un punto de inflexión en la estrategia de SolisStorage para LATAM

“EverCore representó una evolución decisiva para SolisStorage: de ser un fabricante de inversores a convertirse en un proveedor integral de soluciones energéticas”, afirmó Sergio Rodríguez, Director de Tecnología (CTO) de SolisStorage LATAM. “Chile fue el país ideal para presentar esta nueva etapa. Su ecosistema renovable avanzado, la alta demanda C&I y sus políticas energéticas de vanguardia crearon el entorno perfecto para que EverCore prosperara”.

Rodríguez destacó que el portafolio C&I de SolisStorage se convertirá en un pilar fundamental de la estrategia de crecimiento en Latinoamérica, con Chile liderando la adopción regional de tecnologías avanzadas de almacenamiento comercial e industrial.

Impulsando resiliencia e independencia energética en Chile y más allá

A medida que Chile avanzó hacia una matriz energética más limpia y flexible, EverCore posicionó a SolisStorage como un aliado clave para que los sectores industrial y comercial alcancen independencia energética, optimización de costos y mayor resiliencia operativa.

Acerca de SolisStorage

SolisStorage es un líder global en soluciones de almacenamiento de energía, ofreciendo sistemas eficientes, inteligentes y confiables diseñados para cubrir las diversas necesidades de clientes en todo el mundo. Comprometido con la innovación tecnológica y una experiencia de usuario excepcional, SolisStorage desarrolla productos con larga vida útil, altos estándares de seguridad y una adaptación flexible a múltiples aplicaciones. Impulsado por su misión de acelerar la transición mundial hacia la energía limpia, SolisStorage continúa ampliando los límites tecnológicos del almacenamiento energético. Mediante innovación constante y calidad intransigente, la empresa busca ser una fuerza clave en la construcción de un futuro más sostenible y verde para Latinoamérica y el mundo.

Más información en www.solisinverters.com y redes sociales de Solis LATAM.

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Innovación y oportunidad: qué traerá diciembre para la fotovoltaica en LATAM y cómo APsystems se prepara para liderar la transición

El cierre de 2025 llega con señales claras: el almacenamiento deja de ser opcional y la digitalización (IA + IoT) está empezando a transformar la operación y el servicio postventa. Para instaladores y distribuidores esto significa más oportunidades comerciales, mayor demanda de soluciones integradas y la necesidad de actualizar competencias técnicas. En este artículo resumimos las tendencias más relevantes, cómo APsystems las está incorporando en sus productos y servicios, y qué eventos y capacitaciones deberías tener en tu radar para arrancar 2026 con ventaja competitiva.

  1. Tendencias tecnológicas que marcan 2026 (y cómo aplicarlas hoy)
  • Almacenamiento integrado y gestión inteligente: APsystems responde con soluciones AC-coupled como el PCS-ELS 11.4K —11.4 kVA nominales (pico de respaldo ~17,1 kVA), eficiencia alta (≈95,6%) y montaje exterior (IP65) pensadas para integrarse fácilmente a instalaciones existentes sin reconfigurar el lado DC.
  • Microinversores de alta potencia para redes trifásicas: la tendencia a usar paneles > 500 W exige electrónica capaz de extraer su máximo, además de la necesidad para monitorear a detalle las instalaciones. El QT2 de APsystems (microinversor quad nativo trifásico) conecta hasta 4 módulos por unidad (compatibles con paneles de ~670 W) y ofrece ~2 kVA por dispositivo con eficiencias pico cercanas al 97%, ideal para techos comerciales e industriales con conexión trifásica.
  • IA e IoT para operación y mantenimiento: las plataformas que combinan telemetría, detección temprana de fallas y pronóstico de generación reducen costos operativos. APsystems EMA y herramientas como APdesigner ya facilitan diseño y monitoreo; el siguiente paso es incorporar analítica predictiva para aumentar uptime y acelerar diagnósticos remotos.
  • Materiales y módulos de mayor rendimiento: los avances en bifacialidad anuncian módulos más eficientes que cambian la ecuación económica por kW instalado. Esto hace que la electrónica microinversores e inversores tenga que estar preparada para manejar mayor potencia de módulo por circuito.
  1. Lo que esto significa para distribuidores e instaladores
  • Ventaja competitiva: ofrecer sistemas PV + almacenamiento con microinversores nativos trifásicos y un inversor de respaldo integrado reduce tiempos de instalación, minimiza riesgos de incompatibilidad y mejora la producción energética en condiciones de sombreados parciales.
  • Mayor ticket promedio y nuevos nichos: soluciones comerciales con QT2 y PCS-ELS abren ventas a pymes, industrias y proyectos de autoconsumo mayor de 50 kW que buscan resiliencia y optimización tarifaria.
  • Menores costos operativos: la combinación de microinversores y monitoreo en la nube reduce visitas innecesarias; la detección remota acelera RMA y soporte técnico.
  • Formación = diferenciador: certificarse en APstorage y dominar la plataforma EMA acelera la adopción y genera confianza en clientes finales.
  1. Oportunidades de mercado y agenda regional

LATAM sigue ofreciendo ventanas claras para crecimiento: programas de incentivos residenciales y subastas para renovables en varios países; además, grandes proyectos mantienen la demanda de equipos fiables y soporte local. Para capturar esos contratos conviene:

  1. Certificar equipos y personal.
  2. Documentar casos de éxito con medidas de producción reales.
  3. Ofrecer paquetes llave en mano PV + almacenamiento + monitoreo.

Eventos recientes y próximos (que no perderse): APsystems participó activamente en ExpoSolar Colombia y RE+ México en 2025,  lanzamos capacitaciones, certificaciones para tu correcta formación. Además, anunciaremos más talleres y certificaciones a inicios de 2026.

  • Capacitaciones online: webinars técnicos, configuración EMA, diseño con APdesigner y buenas prácticas de instalación. 

Inscripción y fechas en el portal regional APsystems.

Entrenamientos de APsystems – APsystems LATAM

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APsystems Latin America | El líder global en la tecnología multi-plataforma MLPE –

  1. Recomendaciones prácticas para proyectos de Diciembre/Enero
  • Prioriza acoplamiento AC (cuando se trate de retrofit) para reducir costos y riesgos. PCS-ELS 11.4K es una opción óptima para integrar almacenamiento a instalaciones ya existentes.
  • En instalaciones trifásicas comerciales, evalúa QT2 por su eficiencia, balance de fases nativo y facilidad de puesta en marcha.
  • Explota el monitoreo y el reporting: ofrece a tus clientes reportes mensuales de generación y ahorro; esto aumenta retención y abre contratos de mantenimiento.
  • Certifica a tu equipo: los instaladores certificados APsystems reciben prioridad en soporte y acceso a promociones comerciales.

🎄 Felices fiestas les desea APsystems

Al cerrar un año de crecimiento y grandes proyectos en la industria solar, queremos agradecer a todos los instaladores, distribuidores y aliados que forman parte de nuestra comunidad.
Que esta temporada decembrina esté llena de energía positiva, nuevos retos y oportunidades que iluminen un 2026 extraordinario.

¡Felices fiestas y gracias por acompañarnos en la transición energética de Latinoamérica!

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BYD alcanza el hito de 10.000 autos producidos en su fábrica de Camaçari, Bahía

BYD Auto Brasil alcanzó el hito de 10.000 autos producidos en su fábrica de Camaçari (BA). El logro llega apenas unas semanas después de la inauguración oficial del complejo industrial el pasado 9 de octubre. En el sitio ya se producen tres modelos: BYD Dolphin Mini, BYD King y BYD Song Pro.

A comienzos de noviembre, la empresa inició un segundo turno de producción en la fábrica, con 120 empleados trabajando durante la noche. La medida marca una nueva fase de expansión y refuerza el compromiso de la compañía con aumentar la producción y generar empleo en la región.

El complejo industrial de Camaçari tiene capacidad para producir 150.000 vehículos al año en su primera fase, y 300.000 en una etapa posterior. Durante la inauguración de la fábrica, el fundador y CEO de BYD, Wang Chuanfu, anunció al presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que duplicaría la meta. Una vez que la planta opere a plena capacidad, la producción alcanzará 600.000 vehículos por año.

«La producción de 10.000 vehículos marca un momento histórico para nuestra compañía. Este resultado es fruto de la dedicación de cada colaborador, de nuestro compromiso con la calidad y de la confianza que nuestros clientes depositan en la marca. En tan poco tiempo hemos demostrado nuestra capacidad productiva, tecnología y eficiencia industrial. Seguimos comprometidos con impulsar la movilidad sostenible en el país y contribuir al desarrollo económico de la región», señaló Tyler Li, presidente de BYD en Brasil.

LÍDER EN VENTAS

La fábrica de Camaçari es el mayor complejo de manufactura de BYD fuera de China y opera a gran velocidad en la producción de vehículos y su entrega a concesionarios en todas las regiones de Brasil del país. Desde el inicio de sus operaciones en Brasil, hace poco más de tres años, BYD ha registrado más de 100.000 vehículos 100% eléctricos en todo el territorio nacional y hoy lidera el ranking de BEVs, vendiendo más de siete veces que la marca ubicada en segundo lugar. Según datos de Fenabrave (Federación Nacional de Distribución de Vehículos Automotores), el volumen de ventas de la compañía es casi tres veces la suma total de todos los competidores ubicados entre el segundo y el décimo puesto.

«Cada auto eléctrico BYD en circulación representa menos emisiones, más tecnología y una nueva mentalidad de consumo consciente. Pero el impacto va aún más lejos: estamos transformando la forma en que los brasileños se relacionan con la movilidad. La creciente presencia de vehículos eléctricos demuestra que el país está preparado para una nueva era en la que la innovación, la sostenibilidad y la eficiencia avanzan de la mano. Este es solo el comienzo de un cambio estructural en el mercado automotriz brasileño, y BYD se enorgullece de liderar esta transición», señaló Alexandre Baldy, vicepresidente senior de BYD Brasil y director de Marketing y Ventas de BYD Auto Brazil.

La marca cuenta con más de 200 concesionarios en operación en todos los estados del país y alcanzará los 250 en los próximos meses.

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Para calcular regalías, Neuquén empieza a definir si fijará un precio de referencia del gas destinado a la exportación de GNL

La gobernación de Neuquén evalúa fijar un valor de referencia del gas en boca de pozo destinado a la exportación de GNL para calcular la liquidación de regalías. El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.

La Ley Bases flexibilizó el tope de un 12% sobre las regalías que pueden cobrar las provincias sobre la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Por lo tanto, desde el año pasado Neuquén está habilitada a fijar el valor que considere pertinente y a fijar nuevos instrumentos recaudatorios que vayan en esa dirección. Desde el punto de vista legal, no tendría ninguna limitación para hacerlo, aunque el gobernador Rolando Figueroa aún no decidió si quiere avanzar en esa dirección.

Antecedente

Lo que comenzó como un proyecto en soledad del diputado de Unión por la Patria y ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, el año pasado, se movió ahora a los despachos de Figueroa, donde se analiza bajo cierto hermetismo.

El proyecto de Martínez ingresó a la Legislatura en diciembre del 2024 y se debatió por primera y única vez en la comisión de Hidrocarburos en marzo de este año. En ese momento, el legislador planteó que las empresas interesadas en los proyectos de GNL como YPF pretenden fijar el valor del gas en boca de pozo en el orden de los 1,80 dólares MMBtu para que el proyecto resulte rentable, lo que estaría por debajo de los 3,5 dólares que se utilizan en la actualidad como referencia para el cobro de regalías (la cifra surge del valor promedio de los contratos de Plan Gas que expiran en 2028).

De esa reunión salió un pedido de opinión al ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, cuya respuesta nunca llegó.

El planteo de Martínez es que las empresas concesionarias de estos proyectos estarán “de ambos lados del mostrador” y que podrán facturarse el gas que se produce en Vaca Muerta “a un precio ínfimo”, inferior al que actualmente tiene en el mercado interno y al que se exporta a Chile.

El gobernador Figueroa quiere dinamizar las inversiones en infraestructura en la provincia.

“Y este tipo de maniobra o asiento contable tiene justamente su objeto en pagar la menor cantidad de regalías posible porque, a menor precio de venta denunciado, se pagarán menores montos de regalías e Ingresos Brutos a Neuquén”, sostuvo.

Martínez volvió a pedir por su proyecto este mes cuando el ministro de Economía de la provincia, Guillermo Koenig, asistió a la Legislatura a exponer el Presupuesto 2026. El diputado recibió apoyo de uno de los principales armadores del MPN, Claudio Domínguez, y el funcionario reconoció en esa reunión que es un tema está en evaluación en el gobierno.

Según pudo saber EconoJournal, hay conversaciones entre el Ejecutivo y las empresas, particularmente YPF, aunque desde el gobierno evitaron anticipar cuáles son las alternativas sobre la mesa.

Dos formas de calcular

En la bancada del MPN, que funciona como aliado de Rolando Figueroa en la Legislatura, evaluaron que es una discusión para dar el año que viene, aunque en el bloque oficialista no se mostraron tan abiertos a negociar una ley, salvo que haya un pedido expreso del gobernador.

La idea no es ponerle un precio al gas. Si quieren, pueden regalarlo. Pero las regalías las van a tener que liquidar con un valor de referencia”, reveló uno de los armadores de la bancada emepenista, quien entendió que, en el caso de YPF, “va a ser el mismo el que produce, lo transporta y lo vende en el barco” y ahí es donde se puede generar una “trampa”.

En esta propuesta, el parámetro se fijaría en función del precio del gas domiciliario, pudiendo ser el de los proyectos de GNL o de exportación a Brasil hasta un 20% inferior. Una suerte de “tope” que les impida a las empresas, por ejemplo, comprar el gas neuquino a 1,75 dólares o menos para que cierren los márgenes de rentabilidad.

El proyecto de Darío Martínez, por su parte, propone que el precio de referencia para la liquidación de regalías se calcule en función del “precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno”.

En el despacho del legislador estimaron que, con los planes anticipados por YPF para el primer barco licuefactor del proyecto Argentina LNG, con capacidad para procesar unos 30 millones de m3 día, la Provincia podría recaudar anualmente unos 166 millones de dólares si el precio del gas neuquino se mantuviera cercano a los 3,5 dólares MMBtu, que es el actual promedio.

Pero si el precio del gas para el proyecto de GNL se estableciera en 1,75 el MMBtu, la recaudación anual de regalías caería a 83 millones de dólares. En caso de incorporar un segundo barco, los números se duplicarían.

El gobierno de Neuquén proyectó un cálculo de regalías para todo el 2026 de unos 480 millones de dólares, con un precio proyectado en 2,94 dólares el MMBtu, lo que todavía no incluye las exportaciones de GNL, que se prevén recién para el 2027.

, Por Andrea Durán (desde Neuquén)

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“La apertura inteligente requiere política industrial”

Paolo Rocca envió al gobierno un mensaje directo: reclamó una política industrial que proteja a las manufacturas locales de la sobrecapacidad china y de prácticas comerciales que considera desleales. Estados Unidos, por su parte, presiona para contener la expansión económica de Beijing en la región y reclama a la Argentina que limite su dependencia del gigante asiático. Sin embargo, el gobierno de Javier Milei sostiene un alineamiento político explícito con Donald Trump mientras, en los hechos, habilita una apertura económica que facilita la penetración china: se multiplican las importaciones de bienes industriales, los proyectos mineros y energéticos con capitales de Beijing, y hasta llegan fábricas completas y flotas de colectivos producidas en tiempo récord. Así se configura una paradoja: un discurso geopolítico proestadounidense convive con una estructura económica que se vuelve cada vez más dependiente de China y con un empresariado nacional que reclama protección frente a esa misma competencia.

En las últimas décadas, Estados Unidos mostró un repliegue sostenido de su presencia estratégica en América Latina, desplazando su atención hacia otras prioridades globales. La competencia con China en el Indo-Pacífico, las tensiones con Rusia en Europa del Este y los desafíos internos —polarización política, crisis migratoria y caída de la producción industrial— consumieron gran parte de su energía diplomática, militar y económica.

Ese escenario bajó el nivel de interlocución política con América latina y con ello, el de cooperación en seguridad y financiamiento que caracterizó la relación desde la posguerra hasta los años noventa. Ese vaciamiento fue aprovechado por nuevos actores, con China a la cabeza, que ampliaron su influencia a través de créditos, infraestructura, inversión directa y comercio. 

No obstante, Washington comenzó a ensayar una estrategia de retorno hacia América Latina, impulsada por el reconocimiento de que su repliegue abrió espacios a China y en menor medida a Rusia, en sectores críticos como energía, infraestructura, tecnología y recursos minerales.

Pero una rápida mirada sobre las formas diplomáticas de la Unión, revela que si bien busca recomponer vínculos lo hace con las mismas fórmulas del pasado: financiamiento selectivo, relanzamiento de acuerdos de cooperación, incentivos para relocalizar cadenas de suministro y una diplomacia más activa en foros regionales. La región vuelve a aparecer como un componente clave de la seguridad económica y geopolítica de Estados Unidos, tanto por su proximidad territorial como por su peso en la provisión de minerales estratégicos, alimentos y energía.

Los indicios sugieren que este intento de recuperación, sin embargo, no se articula como un regreso al viejo modelo de influencia unilateral, sino como una competencia por aliados en un entorno mucho más plural. Estados Unidos procura mostrarse como socio confiable, ofreciendo estabilidad institucional, inversiones con estándares ambientales y laborales más altos, y cooperación tecnológica.

Aun así, las naciones latinoamericanas se mueven con pragmatismo: aceptan el renovado interés de Washington, pero sin renunciar a la diversificación que han construido en las últimas décadas. Para que la recuperación sea duradera, Estados Unidos deberá sostener una presencia constante y ofrecer beneficios concretos, evitando las oscilaciones que caracterizaron su política hacia la región en el pasado reciente.

Contradicción

El avance de China sobre la economía argentina se acelera incluso mientras Milei reafirma su alineamiento con Washington. Las cifras muestran una realidad difícil de disimular: las importaciones desde el gigante asiático crecieron 66% en un año y ya representan casi una cuarta parte de todo lo que compra Argentina al exterior. Fábricas completas desembarcan en puertos locales y conglomerados chinos amplían su presencia en minería y energía, aprovechando precios con los que la industria nacional no puede competir.

Mientras en Washington intentan frenar la expansión asiática, la diplomacia y el capital chino se mueven con precisión quirúrgica. Shandong —la segunda provincia más poblada del país— afianza negocios en minería y tecnología, y multiplica contactos con empresas locales. El contraste es evidente: mientras Estados Unidos ofrece alineamientos políticos -e impone aranceles para protección de su industria- China despliega inversiones, financiamiento y bienes tres veces más baratos.

En este contexto, la Argentina navega una paradoja cada vez más marcada: un discurso oficial volcado hacia Trump y un aparato productivo que se desindustrializa en los hechos y se vuelve más dependiente del músculo económico de Beijing.

En este nuevo escenario, los Estados Unidos vuelven a mirar hacia los recursos naturales latinoamericanos como activos estratégicos para su seguridad energética y tecnológica. El petróleo, en particular, recupera centralidad por la necesidad de garantizar suministros estables en un entorno global volátil y marcado por conflictos en Medio Oriente y tensiones con Rusia. Países como Brasil, Guyana, Argentina y Venezuela —cada uno con realidades políticas diferentes— se vuelven piezas clave de un mapa donde Washington busca asegurar inversiones, contratos de explotación y cadenas de transporte confiables. A esto se suma el interés por minerales críticos —litio, cobre, níquel— indispensables para la transición energética y la manufactura de tecnologías avanzadas, lo que convierte a la región en un espacio que Estados Unidos ya no puede permitirse ignorar.

Vale recordar que la retirada de Petronas del proyecto de GNL con YPF según la versión oficial, se debió a la modificación arbitraria por parte del Estado de la locación del proyecto, pero resulta difícil ignorar que, en un sector donde la energía se entrelaza con el poder global, las decisiones de esta magnitud surjan de una mezquina interna política .

La posibilidad de que parte del gas argentino terminara abasteciendo a China introduce un elemento geopolítico sensible: no sería extraño que el Departamento de >E<stado ejerciera presiones discretas para evitar el surgimiento de un nuevo proveedor fuera de su órbita de influencia.

Ante esta renovada atención, los gobiernos de América del Sur adoptan posiciones diversas, guiadas por una mezcla de pragmatismo económico y cálculo político. Algunas administraciones buscan un alineamiento explícito con Washington, esperando atraer capitales y obtener respaldo financiero en un contexto de fragilidad macroeconómica; otras procuran equilibrar su relación con Estados Unidos sin romper los lazos construidos con China, que sigue siendo un socio comercial determinante. El resultado es un tablero heterogéneo, donde las alineaciones no responden a ideologías rígidas sino a oportunidades concretas: acceso a inversiones, financiamiento de infraestructura, ventajas en el comercio energético y, en el caso del petróleo, la posibilidad de convertirse en proveedores estratégicos para un mercado que vuelve a disputarse con intensidad.

Expansión

La gravitación de China en la economía argentina no deja de expandirse, aun frente a las promesas de Milei a la administración Trump. Mientras el secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, intenta frenar el avance del gigante asiático, la presencia china se afirma con una combinación de precios inalcanzables y una oferta industrial difícil de igualar.

Un ejemplo ilustra la tendencia: llegaron a la Patagonia los caños sin costura fabricados en China para el gasoducto que se construirá en Río Negro. Su valor es tres veces menor que el de los tubos producidos por Techint, razón suficiente para explicar la creciente irritación de Paolo Rocca.

Las cifras confirman el fenómeno. En los primeros nueve meses de 2025, la Argentina importó bienes chinos por más de US$ 13.091 millones, un incremento del 66% respecto del mismo período del año previo. En paralelo, China ya provee más de una quinta parte de todas las compras externas del país: entre enero y septiembre de 2025 aportó el 23% del total importado, de acuerdo con datos de la Cancillería argentina.

El intercambio bilateral, sin embargo, es profundamente asimétrico. En esos nueve meses, el déficit comercial con China ascendió a US$ 6.572 millones.

Hubo incluso episodios que pasaron casi inadvertidos. Un día después del anuncio del nuevo marco de cooperación entre Estados Unidos y la Argentina, se realizó en un hotel de lujo de Puerto Madero la “Conferencia de Intercambio Económico y Comercial Argentina–Shandong”. Con 102 millones de habitantes, Shandong es la segunda provincia más poblada de China y acumula proyectos de peso en el país desde hace años. En 2017, Shandong Gold Group adquirió el 50% del proyecto Veladero en San Juan; y hace apenas dos semanas obtuvo la adjudicación de las áreas Del Carmen y Jaguelito en la misma provincia, gobernada por Marcelo Orrego. A la reunión asistieron el vicegobernador Zhang Haibo, representantes de laboratorios locales y directivos de empresas del sector cerealero y del agronegocio.

La penetración industrial china también se percibe en la escala menor. En Sauce Viejo, Santa Fe, una empresa alimenticia decidió importar cinco contenedores que contenían una fábrica íntegra, prefabricada y ensamblada en China. Solo tuvieron que descargarla y desplegarla: un centro de distribución listo, sin obra húmeda, sin intervención gremial y sin demoras, un auténtico origami industrial procedente de Guangdong.

Cifras

Durante los primeros dos años del gobierno de Javier Milei, la evolución de la industria argentina exhibió un deterioro profundo y persistente, tal como muestran diversos indicadores públicos y privados. Según el Centro de Economía Política Argentina (CEPA), la actividad industrial promedió en 2024 una contracción del 8,8 % respecto del año previo, mientras que el Índice de Producción Industrial Manufacturero (IPI) del INDEC cerró ese mismo año con una caída del 9,4 % respecto de 2023, de acuerdo con un análisis publicado por Chequeado. La trayectoria mensual confirma esta dinámica: en junio de 2024 la baja interanual fue del 20,1 % y en julio alcanzó el 5,4 %, según los informes del INDEC.

El retroceso continuó en 2025. CEPA registró que, hasta junio de ese año, la producción industrial desestacionalizada descendió 1,2 % en el mes, lo que se traduce en una merma del 6,6 % frente al promedio de 2023 y del 9,1 % respecto del mismo mes del año anterior. En paralelo, la utilización de la capacidad instalada se ubicó en 58,8 % en junio de 2025, un nivel 14,3 puntos por debajo del observado en junio de 2023, lo que revela una contracción significativa del ritmo productivo. El impacto sobre el empleo también fue notorio: entre noviembre de 2023 y mayo de 2025 se perdieron 39.016 puestos de trabajo registrados en establecimientos industriales, equivalentes a una reducción del 3,2 %, según CEPA. A ello se suma el cierre de 879 empresas fabriles entre noviembre de 2023 y agosto de 2024.

Este retroceso golpea a un sector que históricamente aporta una porción relevante del valor agregado nacional. Por eso, distintos estudios —entre ellos un informe del Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPPYP)— han caracterizado este proceso como un verdadero “industricidio”, señalando la combinación de caída productiva, desplome del uso de capacidad, destrucción de empleo y desaparición de empresas.

En conjunto, los datos describen una contracción severa del aparato manufacturero durante los primeros dos años de la administración Milei. El ajuste afecta simultáneamente producción, empleo y estructura empresarial, con consecuencias que trascienden la coyuntura y comprometen la capacidad futura de recuperación. Aunque algunos meses muestran leves mejoras puntuales, la tendencia predominante es de descenso acumulado y persistente.

Datos de empleo

Entre diciembre de 2023 y agosto de 2025 la cantidad de empresas con personal registrado en el país cayó de 512.357 a 493.193. Esto implica el cierre de 19.164 firmas formales. La contracción afectó especialmente a micro y pequeñas empresas, que son las más sensibles a caídas de actividad y aumentos de costos operativos.

Dentro del universo productivo, el sector manufacturero mostró un deterioro más profundo. Según relevamientos del IPyPP, entre diciembre de 2023 y mayo de 2025 dejaron de operar 1.624 empresas industriales. El fenómeno se explica por la fuerte caída del mercado interno en 2024, el encarecimiento del crédito y la reducción de ventas que afectó a ramas como metalmecánica, textil, calzado y manufacturas de plástico.

El empleo formal también se redujo de forma marcada. A nivel agregado, entre diciembre de 2023 y agosto de 2025 se perdieron 276.624 puestos registrados, una caída del 2,81 por ciento. En la industria manufacturera, el retroceso fue particularmente intenso: el sector dejó de emplear 55.941 trabajadores registrados en ese mismo período. Esta contracción acompañó la caída del índice de producción manufacturera en 2024 y la recuperación parcial e inestable vista en 2025.

Casa y buses chinos

Un episodio reciente expone hasta qué punto la oferta china penetra incluso en sectores históricamente ligados a proveedores occidentales: Metropol, uno de los gigantes del transporte urbano —responsable del 20% de los colectivos del área metropolitana— acaba de adquirir 150 unidades fabricadas en China por un monto de US$ 45 millones de dólares. La empresa viajó hasta Xiamen para ver la flota terminada y se encontró con una producción relámpago: los buses estuvieron listos en apenas 16 días hábiles, un ritmo imposible de igualar por la industria tradicional.

Las unidades, impulsadas a GNC para cumplir con las nuevas exigencias ambientales de la Ciudad, prometen un impacto significativo: reducen hasta 25% las emisiones de CO₂ por kilómetro y permiten operaciones más silenciosas. En conjunto, los 150 vehículos equivalen a reemplazar 1.500 colectivos diésel, disminuyendo además la dependencia del gasoil importado. Incorporan sensores inteligentes y sistemas de mantenimiento predictivo que elevan la seguridad y la eficiencia del servicio.

La operación coincide, en un timing sugestivo, con la inminente firma del acuerdo comercial con Estados Unidos, que incluye restricciones explícitas al comercio con China. Sin embargo, en los hechos, la compra se concretó sin obstáculos. Los colectivos fueron fabricados por King Long, uno de los mayores productores de buses a nivel mundial, con una capacidad de cerca de 70 unidades diarias. Está previsto que lleguen al país entre diciembre y enero.

Según Reporte Inmobiliario, en los últimos meses se incrementó el flujo de “casas cápsula” chinas: viviendas modulares que arriban prácticamente terminadas, listas para instalar, como una versión residencial de un mueble premium de Ikea. Enchufar, nivelar y habitar. Una tendencia que también se expande en el turismo: en Salta y Catamarca ya surgieron emprendimientos que optan por cabañas-contenedor importadas. Para los empresarios, la ecuación es irrefutable: menos obra, menos tiempo, menos costo. “¿Quién las va a comprar si los carpinteros, herreros y arquitectos locales se quedan sin trabajo?” se preguntó un monotributista de Remax

La preocupación empresarial es explícita. “Aún con trabajo esclavo y sin pagar impuestos, no podemos competir con China; su productividad y su escala son inalcanzables. No tenemos forma de llegar a esa curva de aprendizaje”, admitió el dueño de una autopartista durante la conferencia de la UIA.

Mientras tanto, el ministro de Economía, Luis Caputo, mantiene abierta la posibilidad de reactivar el swap con China para afrontar vencimientos de deuda, una señal más de la relevancia creciente del vínculo. Paradójicamente, todo esto ocurre mientras el ecosistema digital libertario sostiene el relato de una Argentina emancipada del “dominio chino”, una construcción típica de esta era de posverdad.

¿Y el acero?

Durante la Conferencia Anual de la UIA, Paolo Rocca reclamó una política industrial activa y cuestionó la idea de que la estabilidad macroeconómica sea suficiente para atraer inversiones. Afirmó que el ciclo de globalización posterior a la caída del Muro de Berlín quedó atrás y que hoy predomina un retorno del intervencionismo estatal en las principales potencias. “Todos intervienen”, resumió, para luego preguntar: “Si ellos intervienen, ¿por qué Argentina debería desentenderse?”

Rocca instó al Gobierno a impulsar una política industrial: “La política monetaria, por sí sola, no alcanza” dijo durante su intervención en la Conferencia Anual de la Unión Industrial Argentina, Paolo Rocca fue contundente. El auditorio lo escuchó con atención absoluta, tomó apuntes y al final lo despidió con una ovación.

El líder del grupo Techint no eludió definiciones: reclamó una política industrial activa, pidió una mayor presencia del Estado en la economía y cuestionó la idea de que un “orden macroeconómico” estable sea suficiente para impulsar un proyecto nacional. Con una frase que sintetizó su planteo, afirmó: “La política monetaria no basta, aunque sin ella tampoco es posible avanzar”.

Sus palabras impactaron directamente en el núcleo del discurso oficial, que desde hace un año sostiene que la estabilidad macro atrae inversiones por sí misma. Rocca, sin embargo, puso el foco en otro eje.

Durante casi treinta minutos describió un escenario global en transformación. Con estadísticas, referencias históricas y un tono didáctico, sostuvo que el ciclo abierto tras la caída del Muro de Berlín —marcado por la globalización, el liderazgo estadounidense y el auge del libre comercio— quedó atrás. “Ese mundo ya no va a volver”, deslizó, con un matiz de desasosiego.

Detalló cómo China concentró el 34% de la producción manufacturera mundial, desplazando a las economías occidentales, y repasó su avance militar en el Mar del Sur, la apuesta tecnológica de Made in China 2025 y la expansión geopolítica de la Franja y la Ruta.

Para Rocca, el rasgo dominante del momento es el regreso del intervencionismo estatal en las principales economías desarrolladas: Estados Unidos, Europa, Canadá y México recurren a aranceles, subsidios selectivos, sanciones y cupos. “Todos intervienen”, resumió, antes de dejar una pregunta retórica que resonó en la sala: “Si ellos intervienen, ¿por qué Argentina debería desentenderse?”

El empresario también cuestionó el énfasis oficial en el perfil agroenergético. “La energía, la minería, el litio… no alcanzan para un país como Argentina”, advirtió. Comparó exportaciones per cápita: Argentina ronda los US$ 1.000; China, US$ 4.000; Canadá y Australia, US$ 10.000. “El país necesita una base industrial sólida. Los recursos naturales no son suficientes.”

Rocca fue más allá y pidió lo que el Gobierno ha evitado desde el comienzo de su gestión: diálogo con sectores productivos, definición de cadenas estratégicas, mecanismos de protección frente a la sobrecapacidad china y políticas de transición para ramas amenazadas. “La apertura inteligente requiere política industrial”, remarcó. “Hay actividades sin importancia estratégica, pero otras requieren apoyo sostenido, competitividad y defensa frente a prácticas desleales.”

Sobre las reformas estructurales, mostró coincidencias generales con la orientación oficial, aunque con matices. Señaló que la competitividad depende de múltiples factores y que no todos pueden abordarse simultáneamente. Reclamó un entorno macro estable, instituciones más sólidas y una menor presión tributaria.

Subrayó además la necesidad de reducir la informalidad. “Una industria informal no puede crecer ni exportar ni incorporar tecnología.” Recordó que existen 122.000 juicios laborales en trámite y planteó que cualquier reforma debería apuntar a bajar la litigiosidad, fomentar la formalización y elevar la productividad. También defendió incentivos a la inversión, una carga impositiva menor para utilidades reinvertidas y la eliminación de retenciones para la industria.

Un pasaje inesperado fue su referencia al sistema educativo: “La educación debería volver a la órbita nacional”, afirmó. Sostuvo que la descentralización de los años noventa fragmentó el sistema. “Algo no está funcionando como debería.”

Hacia el final, Rocca aclaró que no hay recetas simples ni modelos extranjeros aplicables en forma directa. “Argentina no es Australia ni Chile. Es un país con otra escala y con desafíos distintos.”

Su exposición terminó en medio de un aplauso generalizado, el más intenso de toda la conferencia. Uno de los empresarios presentes lo resumió con ironía: “Rocca pidió Estado, pidió intervención, pidió política industrial. Justo lo que en la Casa Rosada consideran ideas del pasado.”

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San Antonio continúa su transformación con la designación de NicolásZiperovich como CEO

San Antonio Internacional SA y Servicios Especiales San Antonio SA, compañías referentes en servicios para la industria energética argentina, anuncian la incorporación de Nicolás Ziperovich como nuevo Chief Executive Officer (CEO). Su llegada se enmarca en el proceso de transformación institucional iniciado este año bajo la gestión de DQN Energy, firma de inversiones especializada en el sector energético, con foco en la generación de valor a largo plazo, modernización, renovación, fortalecimiento operativo, seguridad, eficiencia y calidad de servicio.

Ziperovich es Ingeniero en Petróleo por el ITBA, posee un Masters de la Escuela de Negocios de la Universidad de Stanford y se define como un profundo entusiasta de la energía, con más de 20 años de experiencia en operaciones, análisis técnico y desarrollo de negocios en Argentina, Estados Unidos, Venezuela, Perú y Colombia. Inició su carrera en Repsol, donde trabajó en ingeniería de producción y evaluación económica de activos; continuó en Pluspetrol, primero en funciones operativas y de planificación y luego participando en proyectos estratégicos tanto en el país como en Estados Unidos; y más adelante integró LNG Energy Group, contribuyendo al desarrollo de oportunidades de gas natural y a la expansión regional del negocio.

Su relación con el sector, sin embargo, comenzó mucho antes. Proviene de una familia petrolera y creció rodeado de la actividad, influenciado por la trayectoria de su padre. Ese entorno marcó su vocación y consolidó su convicción sobre el papel central que la energía tiene para el desarrollo del país.

Además de su carrera corporativa, Ziperovich ha mostrado siempre un interés genuino por la educación y la formación de nuevas generaciones. Fue profesor del ITBA, donde dictó materias vinculadas a la ingeniería en petróleo, y más adelante cofundó The Global School, una iniciativa que impulsa experiencias formativas globales para jóvenes. Ambas experiencias reflejan una visión de liderazgo que integra propósito, diversidad y desarrollo humano como pilares de la construcción de equipos y organizaciones.

La llegada de Nicolás tiene lugar en un momento clave para San Antonio, que impulsa una organización más moderna, ordenada y orientada a la excelencia. Esta nueva etapa apunta a fortalecer la capacidad de la compañía para acompañar la evolución del sector energético y las oportunidades que presenta el desarrollo del país.

“San Antonio tiene una historia enorme y un talento humano excepcional. La industria está en un punto de inflexión y demanda innovación y estándares más altos de eficiencia y calidad operativa. Mi compromiso es estar cerca de los equipos, escuchar y construir junto a ellos una empresa más moderna, ágil y competitiva”, afirmó Nicolás.
Con esta designación, San Antonio consolida una nueva etapa ratificando su rol como socio estratégico en el desarrollo energético argentino.

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El Estado Nacional recibió ofertas por U$D 685 millones por las represas del Comahue

El gobierno nacional realizó la apertura de las ofertas económicas correspondientes al proceso de adjudicación para la gestión privada de los complejos hidroeléctricos del Comahue.

Al respecto informó que “en total, ocho empresas presentaron propuestas que, sumando las mejores ofertas para cada una de las concesiones, garantizan un ingreso mínimo de u$s 684 millones para el Estado en esta etapa”.

Economía comunicó que “la revisión técnica ya fue completada y, conforme al pliego, solo en la concesión de Cerros Colorados habrá instancia de mejora de ofertas. En las restantes tres represas —Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila— el monto mínimo ya quedó asegurado a partir de las propuestas económicas recibidas”.

Los futuros concesionarios, además, estarán obligados a ejecutar todas las inversiones, obras y reformas de infraestructura necesarias para garantizar la operación segura, eficiente y sostenible de los complejos hidroeléctricos, tal como establece el pliego, ratificó Economía. Destacó “que la amplia participación empresaria confirma el fuerte interés del sector privado en operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país”.

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El Gobierno aplicará un nuevo esquema de subsidios (a la baja) para gas y electricidad a partir de enero

El Gobierno Nacional publicó, a través de la Resolución de la Secretaría de Energía 484/2025, un nuevo esquema de subsidios parciales al consumo de los servicios públicos de gas y de electricidad “focalizados en hogares vulnerables”, y dio inicio a una consulta pública no vinculante, que estará abierta durante 15 días hábiles.

Se propone activarlo a partir de enero próximo, y refirió que la decisión se adopta “en el marco del período de transición hacia subsidios focalizados, la emergencia pública en materia tarifaria, y del proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía”.

El proyecto crea un régimen único y simplificado de subsidios para los consumos residenciales de energía eléctrica, gas natural, garrafa (GLP) y gas propano por redes, y reemplaza el esquema de segmentación por niveles N1, N2 y N3; el Programa Hogar y la Tarifa Social de Gas como esquemas separados.

El ministerio de Economía comunicó que en el nuevo sistema “solo habrá dos categorías claramente definidas: hogares con subsidio y hogares sin subsidio, de acuerdo con sus ingresos, patrimonio y condición socioeconómica”. Los primeros recibirán una bonificación sobre el valor de la energía; los segundos abonarán el costo pleno del servicio.

“La ayuda se dirigirá a hogares con ingresos menores a tres Canastas Básicas Totales (equivalentes a $ 3.641.397). Las personas ya inscriptas en el Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) no deberán volver a anotarse: su información será migrada automáticamente, con posibilidad de actualización mediante declaración jurada.

Con este esquema se incorporan al nuevo régimen 3.364.065 usuarios del Programa Hogar, para la compra de garrafas de gas para hogares que no tienen acceso a la red de gas natural.

Economía argumentó que estos usuarios “pasarán a recibir el subsidio bajo reglas más claras y homogéneas, manteniendo la protección del Estado y ganando previsibilidad sobre el impacto del consumo en su factura”. Aquellas personas usuarias de gas propano indiluido por redes y de garrafas de GLP de 10 kilos podrán inscribirse a partir del mes de enero mediante el formulario disponible en el sitio www.argentina.gob.ar/subsidios.

En electricidad, se plantea que “los hogares que califican tendrán una bonificación base del 50 % todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda, y de 150 kWh en los meses templados”.

En gas por redes, “la regla general es que el 50 % de subsidio se concentrará sólo entre abril y septiembre, que son los meses de mayor consumo, mientras que en los meses de bajo consumo no habrá subsidio”.

Los volúmenes de consumo subsidiado de gas natural se mantienen, ya que los bloques base vigentes contemplan las necesidades estacionales de cada región, se indicó.

Y se puntualizó que “de forma extraordinaria, y solo durante 2026, se incorpora una bonificación extraordinaria del 25 % en enero para ambos servicios: en electricidad, ese mes el subsidio total será entonces del 75 %, y en gas, que no cuenta con subsidio base en verano, la bonificación será del 25 %”. “Ese componente adicional se irá reduciendo mes a mes hasta desaparecer por completo en diciembre de 2026”.

El nuevo esquema busca evitar saltos bruscos en las facturas justamente en los meses en que los hogares más necesitan consumir, señaló Economía.

Para participar de la consulta pública de este nuevo esquema de subsidios, los usuarios pueden ingresar a https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/consulta-por-subsidios-energeticos-focalizados.

La Resolución 484 establéce un plazo de 15 días hábiles administrativos, a partir de su publicación en el Boletín Oficial, “a fin de que los interesados efectúen formalmente sus observaciones, sugerencias y/o comentarios mediante el formulario disponible en el sitio web de Consultas de esta Secretaría https://www.argentina.gob.ar/economia/energia, o en su defecto, a través de la Mesa de Entradas del Ministerio de Economía, los que –sin perjuicio de ser analizados– tendrán carácter de no vinculante para esta Autoridad” Secretaría de Energia, del ministerio de Economía).

El gobierno argumentó además que “la revisión del sistema (de subsidios) heredado permitió detectar irregularidades significativas que ya fueron corregidas: 2.590.000 usuarios recibían subsidio por ingresos bajos sin cumplir los requisitos, entre ellos 370.000 solicitudes que figuraban a nombre de personas fallecidas”. “Además, se localizaron 15.518 hogares ubicados en countries y clubes de campo quienes recibían subsidios como si fueran de ingresos bajos”, se agregó.

“Con este paso (nuevo esquema), el Gobierno Nacional reafirma su decisión de ordenar la política de subsidios energéticos, cuidar la plata de los argentinos y avanzar hacia un sistema más justo, transparente y sostenible, en el que la ayuda social deje de ser un beneficio generalizado y vuelva a cumplir su función esencial: proteger a los usuarios residenciales vulnerables, bajo un esquema claro y con mayor previsibilidad en el impacto de las facturas a lo largo del año”, sostuvo Economía.

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Central Puerto, MSU y Edison se quedaron con una central del Comahue cada uno y habrá un desempate

El gobierno difundió este viernes las ofertas económicas para avanzar con la privatización de las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue por un período de 30 años. Solo uno de los históricos licenciatarios seguirá al frente de la central que venía operando, mientras que en las otras tres habrá cambio de manos. El monto total ofertado se elevó a US$ 684,3 millones.

Piedra del Águila, la represa de mayor potencia del complejo hidroeléctrico del Comahue.

Piedra del Águila. Central Puerto ofreció US$ 245 millones por Piedra del Águila. Fue la propuesta más competitiva y seguirá operando esa represa de 1440 MW de capacidad. Es la única firma que se aseguró la continuidad. Sus principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.

Alicurá. Edison Energía ofertó US$ 162.040.002 y se quedará con Alicurá desplazando a la estadounidense AES, que venía operando la represa y participó de la licitación, pero hizo una oferta menos competitiva y quedó segunda entre las nueve firmas que participaron de esa contienda. Edison está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss. Alicurá tiene una potencia instalada de 1050 MW.

El Chocón-Arroyito. BML inversora ofertó US$ 235.671.294 y se quedará con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. BML es controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.

Planicie Banderita – Cerros Colorados. BML inversora también realizó la mejor oferta por Planicie Banderita con US$ 41.671.294, pero en este caso habrá desempate con Edison Energía para ver quién se queda con la central. El grupo de los hermanos Neuss ofertó US$ 38.000.000, un 8,81% por ciento menos y el pliego dice que si alguna de las firmas que participaron de la licitación quiere quedarse con una segunda central debe tener una diferencia de precios mayor al 10% o ir a un desempate. La capacidad de generación de Planicie Banderita es de 472 MW.

Repercusiones

“Recibimos ofertas por un total de US$ 685 millones por la concesión de las cuatro centrales hidroeléctricas. Piedra del Águila, el Chocón y Alicurá ya tienen ganadores y Cerros Colorados irá a un desempate. Se vuelve a confirmar el interés del sector privado en invertir en Argentina cuando las reglas están claras. Felicitaciones a las compañías ganadoras”, aseguró en X el ministro de Economía, Luis Caputo.

“Estamos muy orgullosos del paso que acabamos de dar. Es un hito en la estrategia de crecimiento del Grupo MSU y nos posiciona entre los principales generadores de energía renovable del país. Con este tipo de inversiones, reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo de la Argentina a largo plazo”, afirmó Manuel Santos Uribelarrea, fundador y CEO del Grupo MSU, a través de un comunicado, donde no solo se dio por ganador en El Chocón sino también en Cerros Colorados, donde presentó la mejor oferta, pero irá a desempate.  “La incorporación de estos complejos refuerza nuestro rol como proveedor estratégico de energía para las industrias argentinas y nos permite abastecer a clientes actuales y futuros, impulsando una matriz más sólida para el país”, expresó Santos Uribelarrea.

, Fernando Krakowiak

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PECOM puso en marcha una nueva planta de inyección de polímeros con una inversión de US$ 8 millones

PECOM puso en marcha una nueva planta de inyección de polímeros (PIU) en el Yacimiento El Trébol-Escalante, con una inversión superior a US$ 8 millones.

La instalación permitirá incrementar el factor de recuperación de petróleo mediante la inyección de polímeros, optimizando el barrido del reservorio. La PIU posee tecnología de avanzada, lo que hace posible su operación y monitoreo de forma remota, optimizando la disponibilidad de la misma y los recursos asociados. Este método de recobro, ya testeado globalmente, contribuye a sostener e incluso aumentar la producción, potenciando la continuidad y productividad del yacimiento.

Desde que la compañía tomó el control de estos activos, ha sostenido una premisa clara: “no vinimos a administrar la curva de declino natural de los yacimientos, sino a trabajar activamente para hacer crecer la producción mediante tecnologías avanzadas. La puesta en marcha de esta nueva planta es un ejemplo concreto de esa estrategia y de la convicción de la compañía en el potencial de la Cuenca del Golfo San Jorge y forma parte de un plan de inversiones que en 2025 terminará totalizando más de US$ 70 millones.” afirmó Jorge López Kesler, Director de Operaciones de Upstream en PECOM.

Know-how de PECOM aplicado a aumentar la producción

El proyecto refleja la articulación del conocimiento técnico de tres áreas clave de PECOM, cuya integración resultó fundamental para este proyecto:

• Exploración y Desarrollo: responsables de elaborar los planes de desarrollo y la identificación de nuevas zonas con potencial para la aplicación de tecnologías EOR (Enhanced Oil Recovery).

• Ingeniería & Construcciones: encargados del diseño, ingeniería y montaje de la planta

• Operaciones: responsables de la gestión eficiente del yacimiento y de la operación futura de la PIU.

La sinergia de estas tres áreas refleja el know-how propio de PECOM para diseñar, desarrollar y ejecutar proyectos que impactan directamente en el rendimiento productivo.

Articulación con pymes locales

La construcción y montaje de la planta también representó una oportunidad para potenciar el trabajo conjunto con proveedores locales, un eje estratégico del modelo de operación de PECOM. Entre ellos, se destaca la participación de la empresa local INCRO, que tuvo un rol central en la ingeniería y montaje de la instalación.

Este tipo de proyectos consolida un ecosistema de colaboración que impulsa el desarrollo regional, dinamiza la cadena de valor y refuerza el compromiso de PECOM con las pymes de la zona.

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Venezuela denunció a Estados Unidos por intentar saquear petróleo con ayuda de aliados

Delcy Rodríguez, vicepresidenta de Venezuela, acusó a Estados Unidos de intentar el “saqueo del petróleo venezolano” con la complicidad de “gobiernos subordinados a sus intereses” económicos. La afirmación llega en un momento de creciente tensión bilateral y Rodríguez insistió en la necesidad de defender la soberanía sobre los recursos energéticos.

Rodríguez recordó que desde los años 90 se empezaron a “tejer los intereses energéticos financieros sobre Venezuela” y reivindicó la estrategia de “plantarse frente a los bloqueos”.

También citó al expresidente Juan Vicente Gómez como quien fue el “primero en entregar el petróleo del país” y vinculó esos episodios con las grandes petroleras.

La vicepresidenta detalló que “se abren las grandes corporaciones energéticas, las llamadas siete hermanas, y les dicen que se lleven el petróleo de Venezuela”.

“No tienen que pagar regalías, no tienen que pagar impuestos, no tienen que entregar nada; Gómez lo que les dice es: llévense las riquezas petroleras de Venezuela”, dijo, para explicar la continuidad de intereses externos.

Reacciones del oficialismo y críticas directas a Estados Unidos

El ministro del Interior, Diosdado Cabello, afirmó que el propósito de Estados Unidos en la lucha antidrogas es “intentar apoderarse de los recursos naturales de Venezuela”,

En su programa Con el Mazo Dando afirmó que “hoy día sobre la mesa, para el mundo entero, está claro que Estados Unidos lo que quiere es robarse los recursos naturales de Venezuela”.

Las declaraciones coinciden con un repunte en la retórica contra Washington y alimentan la sensación de que la cuestión energética sigue en el centro del conflicto. Para el Gobierno, la defensa del petróleo venezolano es prioritaria y esas acusaciones buscan además consolidar un discurso de resistencia frente a sanciones y presiones externas.

Cabello añadió críticas a las acusaciones externas: “Nos acusan todos los días y reciclan. Se les cayó la narrativa del Cártel de los Soles, del Tren de Aragua de grupos terroristas”, afirmó, subrayando que las versiones sobre crimen organizado han perdido fuerza ante la opinión pública internacional, y sostuvo que la campaña mediática busca distraer.

Hasta ahora no hay confirmación independiente de las imputaciones y el cruce verbal aumenta la incertidumbre sobre posibles pasos diplomáticos. Analistas alertan que la insistencia en la protección del petróleo venezolano puede endurecer posiciones y derivar en sanciones o mayor aislamiento regional.

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El Gobierno dispuso un aumento del gas natural

El Gobierno de Javier Milei fijará un aumento en precio del gas natural a partir de diciembre, según lo publicado en la Resolución 487/2025 del Boletín Oficial. Se trata del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que es el costo mayorista del gas antes de ser distribuido hacia los hogares, comercios, industrias, entre otros.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la Resolución de la Secretaría de Energía detalla que el precio será trasladado a los “usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes” celebrados en el marco del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino (Plan Gas.Ar).

La tarifa se implementará a partir de diciembre y “en la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios a publicar por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)”, según detalló el Ejecutivo.

También se indicó que tanto ENARSA (Energía Argentina Sociedad Anónima) como las empresas productoras, distribuidoras y/o subdistribuidoras de gas natural por redes que formen parte del Plan Gas.Ar deberán “adecuar dichos instrumentos” y presentarlos ante la Secretaría a cargo de María Tettamanti y el ENARGAS.

Esto, con el objetivo de cumplir con las disposiciones previstas de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.

De esta manera, los nuevos precios de los cuadros tarifarios impactarán de lleno en los usuarios a partir de los consumos de gas que se realicen desde diciembre.

Además, se instruye al ENARGAS a disponer las medidas necesarias con el fin de que las facturas emitidas porlas prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución de gas por redes de todo el país “reflejen el precio de gas natural en el PIST”, como a su vez disponer de los subsidios y precios diferenciados dependiendo el tipo de usuario residencial.

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Venta de combustibles: cayó 1,2% en octubre y se frenó la racha positiva

La venta de combustibles al público se enfrió en octubre y cayó en la medición contra el mismo mes del año anterior, según informó el portal especializado Surtidores. Tras más de seis meses en terreno positivo, la venta de combustibles frenó la tendencia alcista en la medición interanual.

Se comercializaron 1.446.396 metros cúbicos (m³) en el décimo mes del año, lo que representó un 1,2% menos en comparación con 2024 -cuando se comercializaron 1.463.958 m³.

Sin embargo, en la comparación desestacionalizada la demanda de combustibles subió 1,66% contra septiembre.

Los combustibles Premium continuaron liderando el crecimiento: la nafta de ese segmento aumentó 7,08% interanual y el gasoil Grado 3 hizo lo mmismo en 6,18%. La nafta súper se mantuvo en misma cifra.

Caso contrario sucedió con el diésel Grado 2, que cayó 11,24%. Esto reflejó una menor demanda del sector productivo.

Del total de las 24 jursidicciones, solamente seis tuvieron variaciones interanuales positivas:

  • Neuquén: 4,55%.
  • Buenos Aires: 3,85%.
  • San Juan: 3,5%.
  • Santiago del Estero: 1,78%.
  • San Luis: 1,71%.
  • Río Negro: 0,61%.

Corrientes (-11,3%), Misiones (-10,18%) y Santa Cruz (-8,71%) lideraron el ranking de mayores retrocesos.

En cantidad de volumen vendido, la provincia de Buenos Aires lideró con 512.661 m³. Le siguieron:

  • Córdoba: 149.649 m³.
  • Santa Fe: 115.646 m³.
  • Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA): 92.317 m³.

Resalta el caso de Corrientes, que distribuyó 11,3% menos en octubre comparado con ese mes del 2024, pasando de 33.449 m³ a 29.669 m³. 

Misiones tampoco repuntó y vendió 4.097 m³ menos que en 2024 (-10,18%): pasó de 40.256 a m³ a 36.159 m³.

Empresas

YPF y AXION Energy percibieron un crecimiento en sus ventar en el décimo mes del año, comparado al año anterior. La primera con un aumento del 3,49% y la segunda a menor escala, con el 0,68%. Nuevamente, Gulf destaca con un incremento del 17,46% respecto del 2024.

En el ranking total se divide en:

  • YPF: 796.944 m³. 
  • Shell: 321.952 m³. 
  • AXION: 179.006 m³. 
  • Puma: 79.209 m³. 

Refinor encabezó el podio con la menor variación interanual (-15,77%). A pesar de ser la segunda empresa en vender más m³, Shell perdió 11,65% contra octubre del año anterior.

Productos

Las ventas de naftas crecieron 1,74% interanual, mientras que el gasoil cayó 4,96% en comparación con 2024. “El análisis por tipo de producto vuelve a mostrar la notoria expansión de los combustibles Premium, una tendencia que se consolida desde mediados del año pasado”, señaló el portal Surtidores.

  • Nafta super: 619.302 m³. 
  • Gasoil G2: 364.897 m³. 
  • Gasoil G3: 245.741 m³. 
  • Nafta Premium: 216.456 m³. 

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Oficializan el aumento de luz en PBA para diciembre: cómo impacta

El Gobierno de Axel Kicillof oficializó este viernes un incremento del 3,6% en las tarifas eléctricas para la provincia de Buenos Aires. El servicio público prestado por Edelap, EDEA, EDES, EDEN y las cooperativas eléctricas del interior impactará en promedio en unos $1.000 en las boletas de diciembre.

Así lo estableció mediante la Resolución 1118/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial, donde la Dirección Provincial de Energía indicó que el aumento “incluye el traslado de precios mayoristas definido por nación a partir de octubre y un ajuste del valor agregado de distribución (VAD)”.

En ese sentido, por ejemplo, un usuario residencial N1 (ingresos altos) con un consumo medio pasará de pagar $42.000 por mes a pagar $43.500 (incluye impuestos). Mientras que un usuario N2 (ingresos bajos) pagaba $25.800 por mes y ahora abonará $26.800.

El incremento, que se traslada inmediatamente a los cuadros tarifarios, se verá reflejado en los consumos del mes de noviembre y diciembre e impactará en las facturas que los usuarios recibirán entre diciembre y enero.

Según el texto oficial, los ajustes tarifarios deben reflejar los costos de energía, transporte y distribución, en línea con los contratos de concesión. En ese sentido, la Provincia incorporó en los nuevos cuadros las variaciones de los precios estacionales de la energía y la potencia, el recargo del Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE), los costos de transporte y la reducción mensual de las bonificaciones aplicadas a los usuarios residenciales de Niveles 2 y 3.

Cabe recordar que paralelamente, el Gobierno nacional anunció este viernes que implementará un nuevo esquema de subsidios para los usuarios en las tarifas de electricidad, gas natural, garrafas (GLP) y gas propano por redes en toda la Argentina. El nuevo régimen implicará aumentos finales en las facturas de esos servicios -no se precisó cuánto- y pérdida de bonificaciones generalizada.

Desde el año que viene no habrá segmentación por niveles de ingresos (altos, medios y bajos) como es en la actualidad: solo existirán dos categorías de usuarios, quienes recibirán subsidios y quienes no. Por otra parte, las bonificaciones no se aplicarán de manera uniforme todo el año, sino únicamente en los meses de mayor consumo energético.

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El Gobierno fijó nuevos precios de la electricidad para el verano

El Gobierno Nacional aplicará nuevos precios para la demanda de energía eléctrica de cara al verano 2026, según se informó hoy en el Boletín Oficial mediante la Resolución 488/2025.

Mediante la Secretaría de Energía se fijaron los nuevos precios para la demanda de energía, el período comenzará el 1° diciembre próximo y finalizará el 30 de abril de 2026.

La Resolución, con firma de la secretaria energética María Tettamanti, establece que, durante ese período, se aplicarán los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF), Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES) en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Se indica además que se deberán utilizar, junto con el Precio Estabilizado del Transporte (PET), “para su correspondiente aplicación en los cuadros tarifarios” de los Agentes Distribuidores y otros Prestadores del Servicio Público de Distribución que lo requieran.

La medida también comprende al Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF) como “destinada a abastecer a sus usuarios de energía eléctrica, o los de otros prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica dentro del área de influencia o concesión del Agente Distribuidor” la aplicación del POTREF y el PEE mercado eléctrico de la provincia del sur.

Lo mismo ocurre con el Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal, a los que se les establecen nuevos precios dependiendo la alta tensión y distribución de la energía de cada distribuidora.

Para este caso, se realiza el cálculo de la sumatoria entre los precios de alta tensión y la distribución. El número final es el precio de megavatio por hora hora (MWh) que cada distribuidora pagará.

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Luz y gas: el Gobierno cambia el esquema de subsidios a las tarifas y será un 2026 de subas

Desde enero, el Gobierno implementará un nuevo esquema de subsidios para los usuarios en las tarifas de electricidad, gas natural, garrafas (GLP) y gas propano por redes en toda la Argentina. El nuevo régimen implicará aumentos finales en las facturas de esos servicios -no se precisó cuánto- y pérdida de bonificaciones generalizada.

Estos cambios, oficializados este viernes en el Boletín Oficial a partir de la convocatoria a una audiencia pública, no impactarán en lo inmediato en la mayoría de los hogares, aunque se estima que sí lo haga a lo largo del año.

Es que desde ahora no habrá segmentación por niveles de ingresos (altos, medios y bajos) como es en la actualidad: solo existirán dos categorías de usuarios, quienes recibirán subsidios y quienes no. Por otra parte, las bonificaciones no se aplicarán de manera uniforme todo el año, sino únicamente en los meses de mayor consumo energético.

La idea del Ministerio de Economía es otorgar la ayuda a quienes la necesitan y cuando sea necesario, por lo que focalizará el gasto público y continuará el ajuste fiscal el año que viene. El ahorro, sería, de unos 1.000 millones de dólares. Esto se reflejará para los usuarios como un nuevo aumento en las boletas que se irá notando en el transcurso de 2026.

Para determinar quiénes ingresan en uno u otro segmento se aplicará un filtro central: tendrán un subsidiado aquellos hogares con ingresos totales -a partir de la sumatorio de los haberes de todos los adultos que integren esa familia- inferiores a tres canastas básicas totales (CBT) tipo 2 del Indec, que hoy rondan los $3,64 millones mensuales. Hasta ahora eran $3,5 millones. Seguirán estando vigentes los criterios de exclusión actuales como ser titular de más de un inmueble o de aeronaves o embarcaciones de lujo; poseer vehículos de poca antigüedad y haber comprado moneda extranjera, entre otros.

Las personas ya inscriptas en el Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) serán migradas automáticamente, con la posibilidad de actualizar su información. En tanto, quienes utilicen gas propano indiluido por redes o garrafas de GLP de 10 kilos, y aún no estén registrados, tendrán la que hacerlo a través del sitio oficial www.argentina.gob.ar/subsidios.

Cambios en los subsidios de energía

Actualmente, el subsidio estatal consiste en una bonificación sobre el precio de la energía consumida, que se suma a los cargos de distribución, transporte e impuestos. Desde enero habrá hogares subsidiados y hogares que pagarán el costo real sin bonificación.

En electricidad, los califiquen recibirán una bonificación base del 50% sobre un bloque de 300 kWh por mes en los períodos de mayor demanda (invierno y verano) y de 150 kWh en meses templados (primavera y otoño). Para el gas natural por redes, el subsidio estatal cubrirá la mitad del precio solo entre abril y septiembre, meses considerados de elevada demanda, sin bonificación para el resto del año. El bloque subsidiado de gas natural se definirá según región, manteniendo los criterios de necesidades estacionales vigentes.

En el caso de los usuarios de garrafas y gas propano, se prevé un subsidio directo transferido a través de billeteras virtuales. Los que ya perciben el Programa Hogar —alrededor de 3,3 millones de familias— serán migrados automáticamente al nuevo régimen y mantendrán la protección estatal, con reglas más claras y uniformes.

Actualmente, reciben subsidios directos 9,24 millones de usuarios de electricidad y 5,13 millones de gas por red. Se trata de hogares con ingresos declarados de hasta 3,5 canastas básicas totales (CBT), equivalentes a $4,25 millones. Dentro de este grupo, casi 6 millones de usuarios eléctricos y 2,89 millones de gas están registrados como ingresos bajos, con ingresos menores a 1,5 CBT ($1,8 millones).

Según la Secretaría de Energía, con el nuevo esquema, en los meses de mayor demanda eléctrica, el 35% de los usuarios pagará una factura promedio menor a $22.000; el 66%, menos de $44.000, y el 81%, por debajo de $67.000. En el caso del gas, durante el invierno, el 56% pagará menos de $14.000; el 75%, menos de $56.000, y el 83%, menos de $73.000.

Los usuarios residenciales pagan hoy en promedio el 55% del costo de la electricidad y el gas. Con el nuevo esquema, en 2026 la cobertura pasará al 76% en electricidad y al 79% en gas.

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Kicillof: “El desafío del sector energético es crecer con trabajo argentino”

El gobernador de la provincia de Buenos AiresAxel Kicillof, encabezó este jueves la apertura de la 1° Ronda Internacional y Nacional de Negocios de Petróleo, Gas, Minería y Energía que busca promover los vínculos entre pymes y representantes del sector para impulsar el desarrollo industrial. Fue en el Teatro Argentino de la ciudad de La Plata, junto al ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, Augusto Costa y el secretario general del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Ignacio Lamothe.

En ese marco, Kicillof destacó: “Estos son espacios que buscan contribuir con el desarrollo productivo en un contexto muy complejo, en el que todos los días vemos que cierran empresas y se pierden puestos de trabajo”. “No es por casualidad ni por error, sino como resultado de una política económica que no tiene nada de novedosa: son las mismas ideas de siempre y tienen como objetivo destruir el entramado industrial argentino”, agregó.

“En el caso del petróleo y el gas, la Argentina se está recuperando luego del vaciamiento que produjo una empresa privada que destruyó la producción de YPF”, sostuvo el gobernador y añadió: “Este boom energético es consecuencia de la decisión de un Estado que recuperó la compañía en 2012 y la puso a invertir y a producir en favor de nuestro país”. “Hoy el desafío es el mismo: necesitamos que el sector siga creciendo y, sobre todo, que lo haga con trabajo argentino”, explicó.

El evento reúne a más de 40 empresas nacionales e internacionales del sector y a representantes de más de 200 pymes bonaerenses, con el fin de generar nuevas oportunidades comerciales y potenciar el crecimiento de los proveedores locales. Esta ronda de negocios -la número 100 organizada por la Provincia desde el inicio de la gestión- fue la primera organizada específicamente para este rubro y contó con financiamiento del CFI.

Por su parte, Costa remarcó: “En un entramado productivo que sufre la crisis de las políticas del Gobierno nacional, este tipo de iniciativas son imprescindibles: la convocatoria y la respuesta nos confirman la importancia de sostener estos espacios”. “En las 99 rondas de negocios previas se inscribieron más de 22 mil empresas y se realizaron 74 mil entrevistas de trabajo: vamos a seguir acompañando a todos los sectores que son fundamentales para el desarrollo de la Provincia”, agregó.

Durante el encuentro, se firmó un convenio marco con el CFI para incorporar a la provincia de Buenos Aires al Programa de Desarrollo de Proveedores de la entidad y, de esta manera, sumar asistencia técnica y financiera para fortalecer la cadena de valor de las pymes, mejorar su competitividad e incorporar equipamiento y tecnología.

“El Gobierno bonaerense hace un trabajo muy grande para acompañar a los sectores productivos con una multiplicidad de herramientas: es fundamental un Estado que se involucre y que entienda la importancia del desarrollo de los proveedores en la cadena de valor”, subrayó Lamothe y agregó: “La provincia de Buenos Aires es el corazón productivo y necesita de estos encuentros y de estos convenios que firmamos hoy para acelerar su desarrollo”.

Por último, Kicillof expresó: “Frente a la catástrofe productiva y social que vivimos cada día, en la provincia de Buenos Aires utilizamos todas las herramientas que están a nuestro alcance para diseñar e implementar políticas que sostengan la actividad económica”. “Esta es la ronda de negocios número 100 que impulsamos desde un Estado bonaerense que asume su rol como escudo y red para proteger y acompañar a todas las pymes que están en riesgo por las políticas de Javier Milei”, concluyó.

Participaron también de la actividad el asesor general de Gobierno, Santiago Pérez Teruel; las subsecretarias de Industria y PyMES, Mariela Bembi; de Minería, Laura Delgado; y de Priorización y Seguimiento Económico y Productivo de la Jefatura de Asesores, Ayelén Borda; sus pares de Desarrollo Comercial y Promoción de Inversiones, Ariel Aguilar; de Energía, Gastón Ghioni; de Asuntos Portuarios, Juan Cruz Lucero; y de Relaciones Internacionales e Interjurisdiccionales, Juan Manuel Padin; el director provincial del Organismo de Control de Energía Eléctrica (OCEBA), Osvaldo Barcelona; el ex presidente de YPF, Pablo González; los intendentes de Salliqueló, Ariel Succurro; y de Las Flores, Alberto Gelené; y el director General y Artístico del Teatro Argentino, Ernesto Bauer.

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“Contaminación visual“: Argentina pidió relocalizar la megaplanta de hidrógeno verde que Uruguay autorizó construir en Paysandú

El canciller argentino, Pablo Quirno, viajó ayer a Uruguay para reunirse con su par, Mario Lubetkin, para abordar la problemática disparada por la planta de hidrógeno verde que el Gobierno uruguayo autorizó a construir en la costa de Paysandú y evitar otro caso Botnia. 

Quirno transmitió el interés de extremar los “recaudos para evitar efectos perjudiciales sobre las actividades económicas preexistentes de las poblaciones ribereñas, vinculadas al uso racional del Río Uruguay”, en relación la instalación de la compañía chilena HIF Global

Por su parte, las autoridades uruguayas “actualizaron el estado de situación del proyecto e informaron que con el Certificado de Clasificación del Proyecto y la Declaración de Viabilidad Ambiental de Localización se ha dado inicio al procedimiento de evaluación del proyecto, de conformidad a lo previsto por la normativa nacional y a las fases establecidas en el proceso que deberá cumplir el inversor privado para su admisibilidad”.

Según el Ministerio de Relaciones Exteriores argentino, los representantes uruguayos “tomaron con atención” las consideraciones realizadas por las autoridades argentinas, en especial las relacionadas con la localización y la correspondiente “contaminación visual“, las que serán incorporadas en la actual fase de análisis de este emprendimiento en Uruguay.

El comunicado de la Cancillería dice que a “lo largo de este proceso de evaluación, se mantendrá un dialogo informativo fluido y transparente, tanto a nivel de las autoridades locales, como de las autoridades nacionales de ambos países, en el contexto de la óptima y fraternal relación existente entre Uruguay y Argentina”.

La delegación argentina que acompañó a Quirno estuvo conformada por el Gobernador de la Provincia de Entre Ríos, Rogelio Frigerio; el Intendente de la ciudad de Colón; José Luis Walser; el Subsecretario de Política Exterior, Juan Navarro; la Directora de América del Sur, Natalia Gunski; y el embajador de la Argentina, Alan Beraud.

La delegación uruguaya estuvo integrada por el Canciller, el Ministro de Ambiente Edgardo Ortuño, la Ministra de Industria, Energía y Minería Fernanda Cardona, la Vicecanciller Valeria Csukasi, el Intendente de Paysandú Nicolas Olivera y el Jefe de Gabinete Ricardo Baluga.

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Cuenta regresiva en Chile: el sector espera decretos clave antes de fin de año para reactivar inversiones renovables

Chile se prepara para un cierre de año definitorio en materia de regulaciones. El sector renovable proyecta que el Gobierno publicará cuatro reglamentos estratégicos antes del 27 de diciembre, considerados fundamentales para destrabar inversiones en almacenamiento, transmisión, operación del sistema y generación distribuida.

Este paquete regulatorio fue uno de los temas abordados durante el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, celebrado en Santiago el pasado 26 y 27 de noviembre. Allí, tanto autoridades como líderes empresariales coincidieron en la urgencia de contar con marcos claros para permitir que los proyectos de energía puedan avanzar sin bloqueos estructurales. La publicación de estos decretos es vista como una señal indispensable para renovar la confianza del sector privado.

Los cuatro cuerpos normativos que deben promulgarse derivan de mandatos legales vigentes y tienen plazos formalmente comprometidos: la modificación del Decreto Supremo 37 (planificación de la transmisión), el DS 10 (instalaciones de transmisión), el DS 125 (operación y coordinación del sistema), y la actualización del DS 88, que rige el régimen PMGD y debe incorporar normativas sobre almacenamiento acoplado.

De cumplirse su publicación en los plazos establecidos, se abrirá el camino para inversiones que actualmente están retenidas por vacíos o incertidumbre regulatoria, especialmente en regiones con alta generación renovable, pero limitada capacidad de evacuación. Las nuevas disposiciones también permitirán agilizar conexiones, habilitar obras urgentes y actualizar el marco para integrar almacenamiento en proyectos de generación distribuida.

En el panel de apertura del evento, los CEOs de Colbún, Enel Generación, Engie, EDF y Acciona Energía abordaron los desafíos que atraviesa el sector renovable.. Afirmaron que el país se enfrenta a un punto de inflexión, donde la falta de certezas regulatorias puede comprometer el volumen de proyectos comprometidos. Uno de los ejecutivos fue categórico: “Estamos en un momento en que hay decisiones de inversión esperando por claridad regulatoria”.

Desde el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE) se confirmó que se está trabajando intensamente para cumplir con los plazos comprometidos para la publicación de los decretos. Según se detalló durante el desayuno VIP de FES Chile, las modificaciones permitirán formalizar la remuneración de tecnologías como las baterías, adaptar la planificación de redes a un sistema más descentralizado y facilitar la integración de la generación distribuida híbrida dentro de las reglas operativas.

En ese mismo espacio se puntualizó en que el almacenamiento ya no es una solución complementaria, sino una pieza estructural del sistema eléctrico nacional, con impactos concretos en la economía del despacho. “Hoy impacta directamente en los precios del sistema”, fue una de las definiciones expresadas. En efecto, Chile ya cuenta con más de 1.850 MW de capacidad BESS operativa, y se proyecta que la cifra supere los 8 GW hacia 2027. Estas tecnologías han permitido reducciones de hasta USD 100/MWh en el costo marginal solar en algunas subestaciones del norte del país, según datos oficiales.

Además, durante el encuentro se remarcó que existe consenso dentro del Gobierno respecto a que este paquete normativo no solo es urgente, sino esencial para consolidar el proceso de transición energética. “Estamos en los primeros 10 kilómetros de una maratón de 42”, ilustraron, subrayando que lo que está en juego no son medidas coyunturales frente al vertimiento, sino una transformación estructural del sistema eléctrico chileno que requerirá visión y continuidad.

Más allá del paquete regulatorio inmediato, el Ministerio de Energía proyecta la tramitación de hasta 12 reglamentos durante los próximos meses, en cumplimiento con leyes ya aprobadas, como la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, y la Ley de Estabilización Tarifaria. Según se anticipó, entre enero y marzo de 2025 se inició el proceso de consulta pública para otros textos clave vinculados a distribución, flexibilidad, infraestructura y transición energética, lo cual configurará una nueva etapa en el diseño regulatorio chileno.

FES Chile también abordó otras prioridades estratégicas para el sector: el desarrollo del hidrógeno verde como industria de exportación y factor de flexibilidad interna; el despliegue de la electromovilidad fuera de Santiago, con apoyo a flotas públicas y taxis eléctricos; la necesidad de acelerar la expansión de la red de transmisión; y el impulso a la innovación tecnológica en nuevos esquemas de operación y participación de la demanda.

Con decenas de actores del sector público, privado y financiero reunidos en Santiago, el consenso fue claro: la publicación de estos cuatro reglamentos antes de fin de 2025 marcará el ritmo de los próximos años para el sistema eléctrico chileno. Su entrada en vigor no solo despejará trabas actuales, sino que también definirá si Chile logra mantenerse como referente regional en energías renovables y almacenamiento, o si queda rezagado ante otros mercados que ya avanzan con marcos regulatorios más dinámicos.

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Trump, tensión política y energía en juego: Honduras vota presidente este domingo

A días de las elecciones generales, el respaldo público del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, al candidato Nasry Asfura reconfigura el escenario político en Honduras y suma presión a un proceso observado con atención por el sector energético.

A través de su red Truth Social, Trump pidió a los hondureños que votaran por el exalcalde de Tegucigalpa, a quien describió como “el único verdadero amigo de la libertad”. Asimismo, descalificó a Rixi Moncada, por su cercanía con el comunismo, y a Salvador Nasralla, por dividir el voto opositor. También recordó la gestión de Asfura como alcalde y advirtió: “No puedo colaborar con Moncada y los comunistas, y Nasralla no es un aliado confiable para la libertad”.

Asfura, candidato del Partido Nacional, expresó su gratitud por el respaldo del mandatario estadounidense y reafirmó su postura en defensa de la democracia y las libertades. A través de redes sociales, manifestó: “Firmes para defender nuestra democracia, nuestra libertad y los valores que hacen grande nuestro país. ¡Honduras, vamos a estar bien!”

Una elección con impacto directo en la energía

Aunque cinco figuras compiten por la presidencia, las encuestas identifican a tres candidatos con posibilidades reales de ganar. Se trata de Rixi Moncada, del oficialista Partido Libertad y Refundación (Libre), alineada con la continuidad política de Xiomara Castro; Salvador Nasralla, del Partido Liberal (PL), exvicepresidente del actual gobierno, con un perfil liberal y propuestas de apertura económica; y Nasry “Tito” Asfura, del Partido Nacional (PN), empresario y exalcalde de Tegucigalpa, con un enfoque conservador, promercado y orientado a la inversión.

Más allá de los discursos de campaña, ninguno de los tres ha definido aún cómo reorganizará la arquitectura institucional del sector energético. Persisten las dudas sobre el futuro del Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) o el Consejo Nacional de Energía (CND).

Según fuentes cercanas a Energía Estratégica, “ninguno de los candidatos ha definido aún cómo se conformará el Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la CREE o el CND”. Esta falta de claridad genera incertidumbre en el mercado y limita la planificación de proyectos de largo plazo.

Mientras tanto, el gobierno de Xiomara Castro mantiene activa una licitación de 1500 MW en generación renovable, que incluye proyectos solares, eólicos y de biomasa. Su continuidad será una de las primeras señales que el nuevo gobierno deberá emitir al mercado, en un contexto donde el país busca reducir su dependencia de fuentes térmicas.

En materia de posicionamiento, los tres candidatos abordan el tema energético desde perspectivas distintas. Nasralla promueve un modelo competitivo con mayor apertura de mercado, mejor acceso al crédito y cooperación público-privada. Asfura enfatiza la estabilidad institucional, la descentralización y la previsibilidad regulatoria como base para atraer inversión. Moncada propone fortalecer el rol estatal, priorizando la transparencia y el control del gasto, aunque desde sectores técnicos se reconoce que su liderazgo podría aportar institucionalidad si se garantiza apertura al diálogo y marcos normativos estables.

Desde el sector remarcan que “lo fundamental es que Honduras consolide principios clave como el libre mercado, la seguridad jurídica y la estabilidad regulatoria”. Un consenso sobre estos pilares permitiría convertir las energías renovables —hidráulica, solar, eólica, biomasa o almacenamiento— en la base de una economía más resiliente y competitiva.

La elección de este domingo no solo definirá quién gobernará Honduras. Definirá cómo se gobierna el sector energético en la próxima década.

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Huawei instala el debate: ¿Quién paga por la estabilidad de red?

El sistema eléctrico chileno está transitando un punto de quiebre silencioso. Mientras se acelera la salida de generación convencional y crecen las renovables con convertidores de potencia, la red pierde una pieza clave que hasta hace poco se daba por sentada: la inercia. ¿Quién asegura ahora la estabilidad si no hay máquinas sincrónicas girando?

Huawei puso esa pregunta sobre la mesa en el arranque del FES Chile, durante el panel 1 del primer día. El foco no estuvo en la promesa del almacenamiento masivo o en nuevas capacidades de arbitraje, sino en un problema más estructural: la seguridad operativa del sistema en escenarios de alta penetración renovable.

“Estamos desplazando máquinas sincrónicas por convertidores y, por ende, está disminuyendo la seguridad y la robustez de los sistemas, en particular el de Chile”, advirtió Felipe Rivero, Product Manager de Huawei Digital Power, en su intervención en el panel.

La solución técnica existe y Huawei ya la tiene lista: grid forming, la capacidad de los sistemas BESS de simular el comportamiento de generadores convencionales, aportando inercia virtual, control de frecuencia y capacidad de formar red. Pero según Rivero, nadie está pagando por eso.

“Se necesitan señales de mercado para poder utilizar el grid forming”, lanzó, sintetizando el principal cuello de botella que enfrenta la transición energética en países como Chile.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) ya lanzó una consulta pública sobre los requerimientos técnicos y anunció que en los próximos meses trabajará en el esquema de remuneración. Sin embargo, en el terreno, los proyectos de almacenamiento que se están construyendo no contemplan aún estas funciones. La mayoría vienen pensados para arbitrar energía, pero no están diseñados ni contratados para soportar la red.

Rivero fue claro en que, mientras no exista un mercado que reconozca el valor del grid forming, su adopción será marginal. En el norte del país, donde la generación solar ya domina, se ha tenido que volver a prender máquinas sincrónicas para cumplir con una restricción de inercia de 9 GVAs por segundo. Esa necesidad técnica, a su vez, implica mayor curtailment, lo que revela una paradoja: se instala más renovable, pero no se puede despachar.

“Un sistema no puede ser descarbonizado si no es seguro”, resumió el ejecutivo. Y detrás de esa frase se esconde un desafío aún mayor: garantizar estabilidad con tecnologías que aún no tienen ni precio ni contrato.

Huawei no está esperando que la regulación se alinee. Sus nuevos sistemas ya se entregan con capacidad de grid forming incorporada, incluso si el cliente no la activa. Es parte de una estrategia más amplia: verticalizar todo el paquete, desde la batería hasta el transformador, para asegurar compatibilidad y confiabilidad.

El enfoque no es menor. La compañía ya opera proyectos en condiciones extremas, como los 400 MW y 1,3 GWh de almacenamiento en Arabia Saudita, o en Mongolia, donde las temperaturas bajo cero dominan el invierno. En ambos casos, los sistemas están diseñados para operar sin interrupciones durante 20 a 25 años.

Rivero explicó que el compromiso de Huawei con sus clientes es acompañarlos en toda la vida útil del proyecto, tanto en la etapa de diseño como durante la operación. Pero también enfatizó que la competencia se está volviendo cada vez más agresiva, y eso exige seguir invirtiendo en eficiencia, durabilidad y densidad energética.

Mientras el marco regulatorio no termine de definir el valor de los servicios complementarios como el grid forming, Huawei ya está posicionando sus equipos para ese escenario. La tecnología no está esperando: el mercado sí.

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Enel pide reglas estables e inversiones agresivas para evitar futuros cuellos de botella en Colombia

En un auditorio repleto de representantes del sector energético, Francesco Bertoli, CEO de Enel Colombia, fue categórico: «La señal que da mayor confianza es el hecho de que hay necesidad de energía en el país». Su intervención en el Future Energy Summit en Bogotá dejó en claro que el desafío ya no es solo de transición, sino de capacidad real para responder a una demanda creciente con soluciones pragmáticas y una ejecución urgente.

En un contexto de proyectos demorados, incertidumbre normativa y creciente presión de la demanda, el ejecutivo puso el foco en lo esencial: el país no puede permitirse seguir estancando inversiones.

«Si hay demanda, antes o después llegarán las condiciones para que exista la oferta», enfatizó, convencido de que el mercado se está ajustando tarde a la realidad.

Aunque Enel sigue ampliando su portafolio en renovables, la empresa reconoce la necesidad de una postura pragmática. «No estamos invirtiendo en nada de térmicas. Pero es difícil decir que el térmico no va a necesitarse en Colombia en el mediano plazo, si uno lo mide con números y datos», sostuvo Bertoli, abriendo paso a un discurso de «adición energética», más que transición.

Frente a los desafíos técnico-regulatorios, Bertoli destacó que la estabilidad de las reglas de juego es clave para que los inversionistas tomen decisiones con confianza y comprometan recursos significativos en el país.

En este sentido, el sector viene atravesando un período de intensa reconfiguración normativa. El Ministerio de Minas y Energía lanzó en octubre la reglamentación para la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el periodo 2027-2028, mientras que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) avanza con la consulta pública sobre modificaciones al esquema de cargo por confiabilidad.

A su vez, el proyecto de decreto de subastas de largo plazo para renovables y almacenamiento ya fue presentado, incorporando por primera vez requisitos específicos para sistemas BESS.

No obstante, persisten incertidumbres respecto a los tiempos de adjudicación, los criterios de conexión y, especialmente, las garantías frente al riesgo de congestión en redes, un tema que ha retrasado más de 12 proyectos renovables desde 2023.

Lo que está en juego: más inversión, menos excusas

La postergación de obras estructurales, los cuellos de botella en la transmisión y los retrasos en la asignación de puntos de conexión ya no son problemas técnicos, son una amenaza directa a la seguridad energética del país en plena curva de electrificación, según se conversó en el panel del que participó el CEO de Enel.

En ese marco, Bertoliindicó que la propuesta de transición energética debe incorporar una mirada de adición: al cierre de 2025, Colombia sumará más de 3 GW de proyectos renovables en ejecución, pero más del 60% enfrenta aún desafíos de conexión debido a saturación en la infraestructura. Mientras tanto, el sistema sigue dependiendo de una base térmica que, aunque envejecida y costosa, sostiene la confiabilidad frente al fenómeno de El Niño.

Más allá de las anécdotas del pasado, lo verdaderamente crítico es la convergencia entre discurso y ejecución. El Gobierno avanza con reglamentaciones clave, pero la velocidad del mercado exige mucho más que nuevos documentos: requiere decisiones prontas, reglas claras y liderazgo táctico.

Los promotores de proyectos lo saben: sin un salto forward en la capacidad de transmisión —y sin una política de incentivos efectiva para almacenamiento— el país corre el riesgo de quedar atrapado entre metas ambiciosas y un sistema operativo que no acompaña el ritmo.

En un sector donde la demanda crece, la narrativa no puede ser otra que la de la acción. A juicio de Bertoli, quienes hoy aseguren “energía en puntos de conexión estratégicos” serán los ganadores del mercado energético colombiano en los próximos cuatro años.

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Cumbre Global de Socios 2025: Tongwei impulsa protección del Ártico y nueva generación PV

En un contexto de acelerada descarbonización y creciente presión sobre los ecosistemas sensibles, Tongwei, uno de los principales fabricantes integrados de tecnología solar de China, utilizó la Tongwei Global Partner Summit 2025, realizada en Chengdu, para enviar un mensaje claro: la alta eficiencia fotovoltaica, la manufactura digital y la protección de la biodiversidad deben evolucionar de manera conjunta.

Durante dos días de conferencias magistrales, sesiones tecnológicas, visitas a fábricas y experiencias inmersivas de marca, la compañía y sus socios abordaron cómo alinear las metas climáticas de largo plazo con soluciones fotovoltaicas bancables para distintos mercados globales.

Una alianza clave con WWF para la protección del Ártico

Uno de los anuncios centrales fue la cooperación oficial entre Tongwei y el World Wide Fund for Nature (WWF) para la protección del Ártico y el desarrollo responsable de energías renovables. La compañía se convierte así en la primera empresa solar china en integrarse al programa Ártico del WWF, comprometiéndose a una colaboración sostenida en materia de clima, biodiversidad y transición energética en una de las regiones más vulnerables del planeta.

Winnie Lu, directora ejecutiva de WWF China, destacó la urgencia de actuar de manera conjunta frente al endurecimiento de la seguridad energética y al aumento de los eventos climáticos extremos. Subrayó la necesidad de fortalecer las alianzas intersectoriales para garantizar que la expansión de la energía limpia contribuya no sólo a la descarbonización, sino también a la resiliencia de los ecosistemas.

Para Tongwei, esta cooperación será una plataforma plurianual orientada a desarrollar modelos replicables que vinculen la conservación basada en ciencia con la capacidad industrial: desde monitoreo ambiental hasta participación comunitaria. La alianza Tongwei × WWF se posiciona así como símbolo y laboratorio de pruebas para demostrar cómo el sector fotovoltaico puede apoyar metas globales de sostenibilidad.

G12-Tracker Solution y TNC 3.0: la próxima generación de sistemas solares

En materia tecnológica, el encuentro también sirvió para presentar la próxima ola de innovaciones de Tongwei.
Zander Yuan, director de Producto y Tecnología, expuso los avances de la G12-Tracker Solution y los nuevos módulos TNC 3.0 multicorte.

En lugar de evaluar un solo parámetro, Yuan se centró en la optimización a nivel de sistema. Explicó cómo el diseño del módulo, la selección del seguidor solar (tracker) y la configuración del string pueden co-optimizarse para maximizar el valor de las celdas G12 de gran formato.

Mediante la optimización del largo del string y el ajuste de parámetros eléctricos a los diseños de trackers, la solución G12-Tracker busca mejorar la utilización de la capacidad en DC, incrementar la generación y reducir el Costo Nivelado de Energía (LCOE). El concepto abandona la lógica “módulo primero” para avanzar hacia una ingeniería basada en escenarios, particularmente relevante para proyectos utility-scale con limitaciones de suelo o condiciones de alto albedo.

Yuan también presentó la hoja de ruta del módulo TNC 3.0, que evoluciona a partir de la ya validada plataforma TNC 2.0. La nueva versión apunta a mejorar eficiencia, desempeño del sistema y valor a largo plazo, manteniendo compatibilidad con los seguidores e inversores predominantes en el mercado. Socios industriales debatieron necesidades reales del sector: diseño de BOS, bancabilidad y operación en climas adversos.

Dentro de la Lighthouse Factory de Tongwei: producción digital, trazable y auto-optimizante

La confiabilidad y la capacidad de manufactura siguen siendo temas críticos para inversionistas y propietarios de activos. Durante el evento, Tongwei mostró cómo aborda esos desafíos desde la fábrica.

La planta de producción de Meishan fue reconocida como la primera Lighthouse Factory del mundo en el sector de celdas fotovoltaicas, un sello otorgado a instalaciones de manufactura avanzada con altos niveles de digitalización. En su intervención, Wang Yuxiao, supervisor senior de la planta, explicó cómo Tongwei ha construido un sistema completamente trazable, inteligente y capaz de autooptimizarse.

A través del concepto “una celda, un código”, cada etapa del proceso —desde la recepción de materiales hasta la inspección electroluminiscente final— es monitoreada y registrada. Con el apoyo de IA, big data y equipos inteligentes, las variaciones se detectan de manera temprana, se identifican las causas raíz y se aplican correcciones casi en tiempo real.

Este reconocimiento es especialmente significativo porque las celdas fotovoltaicas son el núcleo del desempeño de un módulo: su eficiencia, estabilidad y confiabilidad determinan el rendimiento final. Para desarrolladores, financiadores y propietarios, la categoría Lighthouse actúa como un indicador tangible de control de procesos, consistencia de calidad y desempeño a largo plazo.

Día 2: visitas técnicas para “ver” la confiabilidad

En la segunda jornada, los invitados internacionales pasaron de la teoría a la práctica con un recorrido técnico por la fábrica.

Desde la Comprehensive Bonded Zone (CBZ) hasta el centro global de I+D, los socios pudieron observar cómo Tongwei integra manufactura inteligente, fortaleza en cadena de suministro y liderazgo tecnológico en una estructura unificada. También conocieron de cerca los módulos TNC 2.0, diseñados para ofrecer alta eficiencia y confiabilidad bancable en proyectos reales.

En el Centro de Exhibición de Tecnología Fotovoltaica de Tongwei, una experiencia inmersiva combinó sonido, luz y exhibiciones interactivas para responder a una pregunta clave: ¿por qué los módulos de Tongwei mantienen estabilidad a largo plazo?

La respuesta no depende de un número aislado de la hoja técnica, sino de un marco de calidad integral, trazable y cuantificable. Los visitantes siguieron el recorrido completo de un módulo —diseño, materiales, celdas, laminado y pruebas finales— y observaron cómo la manufactura, la tecnología y la gestión de calidad operan como un sistema totalmente integrado.

En el centro global de I+D, el concepto de “confiabilidad” se presentó como un proceso visible: los módulos TNC 2.0 se someten a pruebas aceleradas bajo altas temperaturas, alta humedad, niebla salina, ciclos de humedad-congelamiento y otros ensayos de estrés. Para los visitantes, la exposición fue casi documental: datos, análisis de fallas y resultados repetidos hasta alcanzar estabilidad.

El equipo de Tongwei enfatizó que la confianza nace cuando la tecnología se vuelve visible y se fortalece cuando puede ser comprendida, cuestionada y verificada por los socios.

Una narrativa de simbiosis: conectar pasado y futuro

Para cerrar la cumbre, Tongwei organizó la experiencia nocturna “SYMBIOSIS BEYOND BOUNDARIES – LIGHT LEADS THE WAY · TEA TELLS THE STORY”, inspirada en la histórica Ruta de la Seda como hilo narrativo.

A través de instalaciones de luz, proyecciones y música, el evento trazó un paralelismo entre las caravanas que transportaban té y seda a través de Eurasia y los actuales intercambios globales de tecnología fotovoltaica, inversión y conocimiento. Más que una mirada nostálgica, la propuesta subrayó la continuidad: así como las antiguas rutas comerciales conectaron regiones mediante bienes y confianza, las rutas energéticas modernas pueden unir mercados a través de energía confiable, baja en carbono y con objetivos climáticos compartidos.

Para Tongwei y sus socios, la “simbiosis” implica tres principios:

  • alinear el crecimiento industrial con los límites ecológicos,

  • vincular la escala de manufactura con la calidad basada en datos,

  • y distribuir los beneficios de la energía limpia entre los mercados, evitando concentrarlos en unos pocos.

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Puma Energy será el combustible oficial de las 1000 Millas Sport Argentina 2025

La tradicional 1000 Millas Sport Argentina 2025 tiene una vez más a Puma Energy como combustible oficial para la competencia internacional que se inició el miércoles 26 de noviembre y se extenderá hasta el sábado 29 de noviembre en San Carlos de Bariloche, Rio Negro.

Con más de 100 participantes, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 36ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS).

“Para Puma Energy es un orgullo ser el combustible oficial de la 36° edición de las 1000 Millas Sports. Estar presentes en un evento tan emblemático nos permite acompañar a una comunidad apasionada por la precisión, la historia y la performance. Nuestra participación reafirma el compromiso de Puma Energy con la calidad de nuestros combustibles y con quienes disfrutan de la conducción en su máxima expresión”, destacó Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy.

1000 Millas Sport Argentina 2025 tiene una vez más a Puma Energy como combustible oficial para la competencia internacional

Combustible oficial

Esta competencia reúne modelos sport históricos con pilotos que, durante tres jornadas, exhiben sus destrezas en una serie de pruebas a lo largo de todo su recorrido.

Con 1.600 kilómetros de distancia, el programa se divide en tres etapas que tienen como punto de partida y llegada al mítico Hotel Llao Llao. Durante toda la carrera, que recorre escenarios naturales únicos, los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de Puma Energy. La competición ha sido incluida en el calendario de la Federación Internacional de Vehículos Antiguos y fue declarada de interés turístico por el gobierno de la provincia de Neuquén.

La competencia de autos deportivos clásicos realizará su 36ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS).

El evento

El evento deportivo será fiscalizado por la Comisión Deportiva Automovilística del Automóvil Club Argentino. La prueba es puntuable para el Campeonato Argentino de Regularidad Sport Histórico. La iniciativa tiene un enfoque social que hoy es parte estructural de la competencia: se realizará un remate a beneficio del Banco de Alimentos y se sumaron acciones junto a diversas entidades de fuerte presencia en la región como la Fundación Challenge, Puentes de Luz en San Martín de los Andes, Fundación Cruzada Patagónica y otras múltiples comunidades locales.

Tres etapas  

La primera etapa comenzó el jueves 27 con la largada desde el Hotel Llao Llao. Los vehículos recorrieron Circuito Chico, Circunvalación, Brazo Huemul, Villa La Angostura, Reserva Natural, Camino 7 Lagos, Paso Cardenal Samore, Villa La Angostura, Dina Huapi – Los Juncos – Dina Huapi – Bariloche hasta llegar nuevamente al Llao Llao.

La segunda etapa inicia el viernes 28 desde el Hotel Llao Llao. Los autos transitarán por Bariloche, Villa La Angostura, Camino de los 7 Lagos, San Martín de Los Andes, Junín de los Andes, Alicurá, Confluencia y Villa Llanquín, volverán a Bariloche y finalizarán en el Llao Llao.

La tercera etapa será el sábado 29 y tiene otra vez como punto de partida al Llao Llao. En esta parte, los competidores circularán por Circuito Chico, Cerro Catedral, Villa Mascardi, El Bolsón, Baqueanos y Cerro Catedral para finalizar en el Llao Llao.

, Redaccion EconoJournal

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Nuevo esquema de subsidios energéticos: segmentación en dos categorías, implementación gradual y más cobertura al consumo de garrafas

El gobierno reformulará la operatoria del esquema de subsidios a las facturas residenciales de gas y electricidad. Son cambios más de forma que de fondo, dado que en lo inmediato la iniciativa —que fue oficializada este viernes en el Boletín Oficial a partir de la convocatoria a una audiencia pública para presentar las modificaciones— no tendrá un impacto significativo para la mayoría de los hogares.

De hecho, los hogares de mayor poder adquisitivo podrían ser más afectados que los de bajos recursos. A raíz de eso, desde el el área energética del Ejecutivo, que responde al viceministro Daniel González, sostienen que en 2026 los subsidios se focalizarán en los hogares más vulnerables.

En esa clave, la Secretaría de Energía buscará relanzar la cobertura a los consumidores de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en garrafas, que son los que enfrentan mayores costos de la energía porque no cuentan con gas natural en redes. Los 3,36 millones de inscriptos bajo el paraguas del Plan Hogar, que subsidia la demanda de gas envasado y se licuó en los últimos dos años porque los montos que involucra el programa no se actualizan desde mediados de 2023, deberán registrarse en el RASE (Registro de Acceso a los Subsidios de Energía), que cambiará de nombre. Aquellos que se registren pasarán a percibir un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío (más de lo que cobran ahora) y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales. Esa es una de las principales novedades que introducirá el nuevo sistema.  

Dos en lugar de tres

En lo formal, el cambio más visible es que, a diferencia de la segmentación actual —heredada del gobierno de Alberto Fernández—, que estableció para asignar subsidios tres categorías de hogares en función de su condición socioeconómica (N1 para los de altos ingresos; N2 para los sectores populares y N3 para los segmentos medios), el nuevo sistema sólo reconocerá dos tipos de usuarios: los que seguirán recibiendo subvenciones del Estado, que en los hechos implicará fusionar en un mismo bloque a los hogares N2 con la mayoría de los N3, y aquellos usuarios que no percibirán subvención alguna.

Para determinar quiénes ingresan en uno u otro segmento se aplicará un filtro central: tendrán un subsidiado aquellos hogares con ingresos totales —a partir de la sumatorio de los haberes de todos los adultos que integren esa familia— inferiores a tres canastas básicas totales (CBT) tipo 2 del Indec, que hoy rondan los $ 3,64 millones mensuales. Hasta ahora eran 3,5 CBT. Seguirán estando vigentes los criterios de exclusión actuales como ser titular de más de un inmueble o de aeronaves o embarcaciones de lujo; poseer vehículos de poca antigüedad y haber comprado moneda extranjera, entre otros.  

Impacto controlado

De arranque, el nuevo esquema —que entrará en vigencia el 1º de enero de 2026— tendrá un impacto limitado en el universo total de usuarios subsidiados: sólo un 4% de los hogares que hoy perciben algún tipo de subvención del Estado en sus facturas lo perderán a lo largo del año que viene. Son mayoritariamente usuarios N3 que cobran más de tres canastas básicas. En el segmento eléctrico, por ejemplo, unos 145.000 usuarios domiciliarios dejarán de estar subsidiados, de una masa total de usuarios de energía eléctrica que a nivel nacional asciende a unos 16,6 millones.

El porcentaje del precio de la electricidad y del gas natural que cubrirá el Estado será móvil a lo largo de todo 2026. La meta del gobierno es que para diciembre del año que viene, el Tesoro cubra un 50% del precio mayorista de la energía (PEST) y del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST) de los hogares que reciban subsidios. Pero para llegar a esa alícuota final se establecerán un camino gradual que durará 12 meses. En enero, por ejemplo, el Estado cubrirá un 75% del precio mayorista. En febrero, un 73%. Y luego continuará un sendero decreciente hasta llegar al 50% de subsidio en 2026.

Por eso se infiere que en el verano no habrá un impacto marcado para los usuarios que sigan subsidiados (hoy distribuidos en los segmentos N2 y N3). Sí podría haber un mayor efecto sobre la factura de los usuarios de altos ingresos —N1, según la categorización actual—, que representan un 44% de los usuarios eléctricos y un 47% en el caso del consumo residencial de gas.

El viceministro Daniel González había anticipado en el Congreso una baja de los subsidios energéticos.

Sucede que, aunque discursivamente suele decirse que esos hogares no reciben subsidios y pagan el precio pleno de la energía, en rigor no es así. Los hogares N1 están pagando cerca de 58.000 pesos por cada megawatt por hora (MWh) consumido cuando, en cambio, si abonaran el precio real (monómico), deberían pagar cerca de 67.000 $/Mwh, es decir, un 15% más.

El nuevo diseño prevé que, a partir de enero, en pleno verano, los hogares no subsidiados empezarán a pagar el precio pleno de la energía. A aquellos hogares permanezcan dentro del universo subvencionado se les subsidiará un bloque de consumo de 300 kilowatt por hora (KWh) por mes. Es un promedio entre lo que se les bonifica hoy en día a los hogares N2 (350 KWh) y N3 (250 KWh). Si consumen por encima de ese volumen protegido deberán pagar el precio pleno de la energía.

Delay e impacto fiscal

Para evaluar el impacto de los cambios implementados en el caso del gas natural, habrá que esperar algunos meses. Se definió que los hogares comenzarán a pagar un precio PIST plano en todo el año de US$ 3,80 por millón de BTU. Hoy pagan unos 3 dólares. Al igual que con la electricidad, se optará por un retiro gradual: en enero la bonificación para los hogares subsidiados será del 75%. Irá descendiendo por mes hasta llegar al 50% en diciembre de 2026.

Por eso, para que el nuevo esquema se sienta de lleno en las facturas habrá que esperar hasta el invierno porque, en los meses de calor la estacionalidad (en verano el consumo residencial de gas se desinfla) morigerará el impacto.

La secretaria de Energía, María Tettamanti.

Con estos cambios, el gobierno quiere que los subsidios energéticos no representen más que 0,5 puntos del PBI en 2026. Este año que termina cerrarán en torno a 0,65 puntos, por lo que se aspira a lograr una baja de sólo 0,15 puntos.

Es que, en realidad, el trazo grueso del ajuste en materia de subsidios ya fue realizado durante los dos primeros años de gestión de LLA. En 2023, los subsidios energéticos se llevaron 1,5 puntos del Producto. En 2024, cayeron hasta un punto básico. Y este año cerrarán un 0,65. Eso quiere decir que en el gobierno cortó más de la mitad de los subsidios al gas y la electricidad en los últimos 24 meses (0,85 puntos del PBI), mientras que proyecta recortar un 0,15% adicional en los próximos 12.

, Nicolas Gandini

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Designaron a Nicolás Ziperovich como CEO de San Antonio

San Antonio Internacional (SAI), uno de los principales proveedores de equipos de torre para la industria de Oil&Gas, anunció este viernes la incorporación de Nicolás Ziperovich como nuevo Chief Executive Officer (CEO) de la compañía. La designación forma parte del proceso de transformación institucional iniciado este año a partir del ingreso de la firma DQN Energy, una firma de accionistas argentinos, que reemplazó al fondo Lone Star como grupo de control de la empresa.

Desde San Antonio indicaron que la llegada de Ziperovich es parte del proceso de integración de la firma de inversiones de capitales nacionales especializada en el sector energético, con foco en la generación de valor a largo plazo, modernización, fortalecimiento operativo, seguridad, eficiencia y calidad de servicio.

Nicolás Ziperovich, nuevo CEO de San Antonio

“San Antonio tiene una historia enorme y un talento humano excepcional. La industria está en un punto de inflexión y demanda innovación y estándares más altos de eficiencia y calidad operativa. Mi compromiso es estar cerca de los equipos, escuchar y construir junto a ellos una empresa más moderna, ágil y competitiva”, afirmó Ziperovich.

La empresa apostará en esta nueva etapa a fortalecer la capacidad de acompañar la evolución del sector energético y las oportunidades que presenta el desarrollo de la industria de los hidrocarburos y la minería.

La empresa ofrece al sector operaciones certificadas bajo normas ISO que incluyen perforación, workover, pulling, y una gama de servicios especializados e integrados para proyectos de petróleo, gas y litio, tanto en entornos convencionales como no convencionales.

Trayectoria

El nuevo CEO es Ingeniero en Petróleo egresado del ITBA y cuenta con un máster de la Escuela de Negocios de la Universidad de Stanford. Aporta más de 20 años de experiencia en operaciones, análisis técnico y desarrollo de negocios en la Argentina y otros países como Estados Unidos, Venezuela, Perú y Colombia.

Su carrera incluye pasos por Repsol y Pluspetrol, con responsabilidades en ingeniería de producción, evaluación económica y planificación estratégica. También integró LNG Energy Group, en Colombia, contribuyendo al desarrollo de oportunidades de gas natural..

, Redacción EconoJournal

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Qué impacto podría tener sobre el sector energético el acuerdo de libre comercio Mercosur-EFTA

“No va a haber directamente inversión en la extracción petrolera o de gas, pero las empresas suizas pueden abastecer fundamentalmente a ese sector con tecnología, como ya lo han venido haciendo”, aseguró a EconoJournal el vicepresidente de la Comisión de Política Exterior de Suiza, Carlo Sommaruga, al ser consultado sobre cómo puede impactar en el sector energético el Acuerdo de Libre Comercio que el Mercosur firmó el 16 de septiembre con los cuatro países europeos que integran la EFTA (Suiza, Noruega, Islandia y Liechtenstein).

“La economía argentina va camino a ser más abierta y desregulada de lo que era antes. Las empresas suizas ya están, lo que están requiriendo es más flexibilidad y más facilidades para poder avanzar”, agregó el presidente de la Comisión suiza Marco Chiesa en un breve encuentro con periodistas realizado el miércoles en la Embajada Suiza.

La delegación suiza ofreció una conferencia de prensa en la embajada suiza.

El tratado abre canales comerciales, tecnológicos y de inversión con países que tienen fuerte presencia en ingeniería, servicios industriales, maquinaria, tecnología y trading de energía, sobre todo Suiza y Noruega.

Suiza no es un productor de petróleo, pero sí un exportador global de tecnología industrial, equipos de alta precisión, bombas, sistemas de control, servicios de mantenimiento y soluciones de eficiencia energética. Una de las firmas mencionada por los legisladores fue Sulzer que aporta tecnología clave para midstream, refinerías, manejo de fluidos y plantas de tratamiento. ABB es otra de las firmas con capitales suizos que ofrece “soluciones integradas de electrificación, automatización y digitalización” para la industria energética.

Además, en la reunión se destacó el caso de Mercuria que viene invirtiendo en Vaca Muerta a través de la subsidiaria Phoenix Global Resources y ahora pugna por quedarse con la red de estaciones de servicio de la marca Shell, que controla la brasileña Raízen.

Chiesa destacó que Suiza tiene inversiones en Argentina por 3000 millones de francos suizos (unos 3700 millones de dólares) y genera unos 11.600 puestos de trabajo.

¿Qué dice el acuerdo?

Tras ocho años de negociaciones y 14 rondas, el acuerdo de libre comercio se firmó finalmente el pasado 26 de septiembre en Río de Janeiro. Se trata del primer tratado de libre comercio con países desarrollados, que abarca no solo el intercambio de bienes, sino también servicios, inversiones, compras públicas, propiedad intelectual y sostenibilidad.

El acuerdo prevé que, al término de los períodos transitorios, alrededor del 96% de las exportaciones suizas con destino a los Estados del Mercosur estén totalmente exentas de aranceles. A su vez, Suiza concedió 25 contingentes de importación bilaterales a los Estados del Mercosur para productos agrícolas sensibles, especialmente la carne. En temas de sustentabilidad, las partes asumieron compromisos vinculantes sobre los principales temas de sostenibilidad relacionados con la actividad económica, en particular el cambio climático, la gestión sostenible de los recursos forestales y marinos, la biodiversidad y la protección de los trabajadores.

Gracias a su esquema de entrada en vigor escalonado, conocido como aplicación “por pares”, el acuerdo Mercosur – EFTA permitirá que las preferencias comerciales comiencen a aplicarse de manera bilateral desde 2026, a medida que cada Estado Miembro complete su proceso de ratificación parlamentaria. Esto significa que bastará con que un país de cada bloque notifique su ratificación para que, tres meses después, se activen las ventajas arancelarias entre ese binomio. 

Los representantes suizos señalaron que el parlamento de ese país podría ratificar el acuerdo en junio de 2026. A su vez, durante su visita a la Argentina los miembros de la comisión mantuvieron una reunión con el canciller argentino Pablo Quirno, quien les aseguró que el gobierno trabaja para que el tratado sea ratificado por el Congreso argentino. Además, los senadores señalaron que el presidente Javier Milei fue invitado al país helvético y podría llegar a viajar en junio del año próximo.  

La visita oficial

La delegación visitó también el Club Suizo de Buenos Aires ubicado en la localidad de Tigre; celebraron un almuerzo de trabajo en la Cámara de Comercio Suizo-Argentina (CCSA); se trasladaron a General Rodríguez para una visita a Just, empresa suiza de productos cosméticos que desde su planta argentina exporta a todo América; mantuvieron un intercambio con integrantes de la organización Poder Ciudadano en torno al estado de la democracia en Argentina; y visitaron el Parque de la Memoria, donde la Embajada de Suiza en Buenos Aires apoya una muestra especial a 40 años del Juicio a las Juntas.

La delegación suiza visitó el Parque de la Memoria.

Según detallaron desde la embajada suiza, los senadores se interesaron particularmente por el Parque de la Memoria y por los ciudadanos suizos desparecidos durante la última dictadura, muchos de los cuales eran jóvenes estudiantes al momento de su desaparición. Como cierre del recorrido por el muro con las inscripciones, se acercaron a la barandilla, junto al cauce, y arrojaron flores blancas en homenaje a las víctimas del terrorismo de Estado. Luego recorrieron la muestra “Señores jueces: nunca más. Del juicio a las Juntas Militares al presente”, un proyecto producido por el Parque de la Memoria y la organización Memoria Abierta, con acompañamiento de las Embajadas de Suiza, Francia y Alemania.

Además de por Chiesa y Sommaruga, la delegación estuvo integrada por Tiana Moser (Partido Verde Liberal, Zúrich), Beat Rieder (Partido del Centro, Valais), Daniel Jositsch (Partido Socialdemócrata, Zúrich) y Andrea Anastasi, jefe del Departamento de Asuntos Internacionales del Parlamento Suizo.

, Fernando Krakowiak

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La Cámara de la Industria Química y Petroquímica destacó los cambios en el sistema de garantías aduaneras

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) destaca la publicación del Decreto 838/2025 del Poder Ejecutivo Nacional en el Boletín Oficial, que modifica el Decreto 1001/1982 y avanza en la simplificación y unificación del sistema de garantías aduaneras aplicables a las operaciones de importación y exportación.

“La norma extiende el uso de un mecanismo de garantía simplificada, que ya estaba habilitado para las exportaciones, a las operaciones de importación, tanto definitivas como suspensivas, permitiendo que los operadores de comercio exterior presenten como garantía suficiente un documento firmado bajo las condiciones que establezca la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA)”, aseguraron desde la Cámara.

Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP

Régimen de garantías aduaneras

«Esta es una noticia positiva para todo el sector productivo. La simplificación del sistema de garantías para las importaciones temporales era un pedido que hicimos llegar en su momento al ministro de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina, el Dr. Federico Sturzenegger, como parte de nuestras propuestas de desregulación. Implica un ahorro de tiempo y costos para las empresas, lo cual es fundamental para la competitividad de las exportaciones de la industria química y petroquímica», señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®.

Nuevo esquema

  • Agilización de trámites: la unificación del sistema de garantías reduce procesos administrativos y tiempos de gestión.
  • Reducción de costos: disminuyen las exigencias vinculadas a fianzas bancarias y otros instrumentos financieros tradicionales.
  • Homogeneización normativa: se establece un procedimiento más uniforme y moderno para las operaciones aduaneras, sin afectar los controles fiscales.

La CIQyP® considera que este cambio normativo constituye un paso en el camino hacia una mayor previsibilidad y eficiencia en las operaciones de comercio exterior, en particular para aquellas vinculadas al régimen de importaciones temporales utilizado por empresas exportadoras. 

, Redaccion EconoJournal

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Hidroeléctricas del Comahue: Precalificaron 8 oferentes y el 28/11 abren las ofertas económicas

La Comisión Evaluadora de antecedentes técnicos y económicos de las empresas que participan del proceso licitatorio de las centrales hidroeléctricas del Comahue concluyó el análisis del Sobre 1 “y recomendó la precalificación de todas las empresas que cumplieron los requisitos del pliego, habilitándolas a participar de la etapa económica”, informó el ministerio de Economía.

A su vez decha Comisión desestimó la oferta de IPS Renewal S.A., “al no cumplir las condiciones exigidas”, se indicó. De esta manera quedaron habilitadas 8 sobre 9 oferentes.

La apertura del Sobre B (Ofertas Económicas) se realizará el viernes 28 de noviembre, a las 10:00 horas, a través de la plataforma CONTRAT.AR., precisó el Ministerio.

Hace tres semanas el Gobierno informó que se presentaron 9 empresas interesadas en participar de la licitación nacional e internacional para la gestión privada de la concesión (por 30 años) de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicados en la región del Comahue. Están emplazadas sobre los ríos Limay y Neuquén y totalizan una potencia instalada de 4.370 MW.

La licitación tiene por objeto la venta del 100 % del paquete accionario de las sociedades concesionarias que operan cada una de las centrales.

El proceso generó un alto interés ya que durante el período de consultas de los pliegos se recibieron más de 300 presentaciones técnicas y administrativas por parte de potenciales oferentes.

El diseño de la licitación se elaboró en coordinación con los gobiernos de Neuquén y de Río Negro. Estas provincias ingresarán regalías del 12 % sobre el precio de venta de la energía, y también un canon provincial de 2 % por el uso del recurso hídrico.

Economía destacó que “Con esta medida (privatización), el Gobierno continúa con la transformación del sector energético, retirando al Estado del rol de operador para dejar que el capital privado lidere las inversiones”.

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Aprueban pliegos técnicos para venta de hidroeléctricas

El Gobierno nacional aprobó los pliegos técnicos del Concurso Público Nacional destinado a la venta del capital accionario de las sociedades que operan cuatro complejos hidroeléctricos estratégicos. La decisión ministerial precalificó a los oferentes que cumplieron con los requisitos técnicos exigidos en el pliego, habilitándolos para acceder a la segunda etapa del proceso, que consiste en la apertura de las ofertas económicas.

Estas disposiciones fueron establecidas en la Resolución 1910/2025 publicada este jueves en el Boletín Oficial y según replicó la agencia Noticias Argentinas, este acto administrativo se fijó para mañana a las 10, y se realizará a través de la plataforma del Sistema CONTRAT.AR. Adicionalmente, la autoridad económica resolvió desestimar la oferta presentada por la empresa Ips Renewal S.A. para todos los renglones del concurso.

Esta medida se tomó de conformidad con lo recomendado por la comisión evaluadora ad hoc. Las sociedades en venta incluyen Alicurá Hidroeléctrica Argentina Sociedad Anónima, Chocón Hidroeléctrica Argentina Sociedad Anónima, Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina Sociedad Anónima, y Piedra Del Aguila Hidroeléctrica Argentina Sociedad Anónima.

Las firmas que resultaron precalificadas y que avanzan a la siguiente fase incluyen a:

• Alicurá: Edison Inversiones, Hidroeléctrica Futaleufú S.A. y sus asociados (incluyendo Genneia S.A. y Aluar), BML y asociados (incluyendo Orazul Energy), Central Costanera S.A. y Central Puerto S.A., Pampa Energía S.A., ENEL Argentina S.A. y ENEL Generación El Chocón S.A., y Aes Argentina Generación S.A.

El Chocón: Edison Inversiones S.A.U. y sus asociados, Hidroeléctrica Futaleufú S.A. y sus asociados, BML Inversora S.A.U. y asociados, Central Costanera S.A. y Central Puerto S.A., Pampa Energía S.A., y ENEL Argentina S.A. y ENEL Generación El Chocón S.A..

Cerros Colorados: Edison Inversiones S.A.U. y sus asociados, Hidroeléctrica Futaleufú S.A. y sus asociados, BML Inversora S.A.U. y asociados, y ENEL Argentina S.A. y ENEL Generación El Chocón S.A..

Piedra del Águila: Edison Inversiones S.A.U. y sus asociados, Hidroeléctrica Futaleufú S.A. y sus asociados, Central Puerto S.A., Pampa Energía S.A., y ENEL Argentina S.A. y ENEL Generación El Chocón S.A.

La venta del paquete accionario se enmarca en las leyes 27.742 y 23.696, que declararon sujetas a privatización a empresas como Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA).

El paquete accionario a vender incluye el 51% de Acciones Clase “A”, el 47% de Acciones Clase “B” y el 2% de Acciones Clase “C”, según precisa la resolución publicada en el Boletín Oficial.

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Santa Cruz: Vidal reclama a Nación reactivar represas, subsidio por zona fría e inversiones mineras

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, mantuvo una reunión con el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, donde presentó una agenda de trabajo enfocada en destrabar obras estratégicas, resolver deudas pendientes y acompañar el crecimiento productivo de la provincia.

Durante el encuentro, el mandatario provincial remarcó que existen definiciones que llevan meses sin concretarse y que impactan directamente en la economía de los hogares santacruceños y en la generación de empleo. En ese sentido, expuso tres puntos centrales que requieren una resolución urgente por parte del Estado Nacional.

Vidal solicitó que Nación interceda ante ENARSA para destrabar la reactivación de las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa. Sostuvo que los fondos internacionales están disponibles y China continúa comprometida con la obra, por lo que solo falta una decisión política para retomar los trabajos. 

Otro de los reclamos fue la regularización de la deuda del subsidio de zona fría, que supera los 15.000.000.000 de pesos. Un atraso en los pagos que afecta a las arcas provinciales.

Finalmente, el gobernador pidió avanzar de manera conjunta con el Gobierno Nacional en el acompañamiento a nuevas inversiones mineras. Vidal destacó que Santa Cruz posee un potencial en crecimiento no solo en oro y plata, sino también en minerales estratégicos como uranio y vanadio, vinculados a la transición energética global. “Es fundamental que estos recursos se transformen en más empleo, desarrollo productivo y beneficios reales para los santacruceños”, señalaron desde el Ejecutivo.

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YPF comienza explorar el mar uruguayo en búsqueda de petróleo

PF y la italiana Eni firmaron un acuerdo para explorar conjuntamente el bloque offshore OFF-5, ubicado en aguas profundas a 200 kilómetros de la costa de Uruguay, un paso que de resultar positivo en la sinergia de las dos empresas podría trasladarse a los bloques en el Mar Argentino en busca de una nueva Vaca Muerta.

Tal como se informó, el acuerdo de las petroleras que ya son socias en el mega proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) abarca un área con una extensión aproximada de 17.000 km² y una profundidad máxima de agua de 4.100 metros.

El OFF-5 se encuentra en una zona considerada estratégica por su potencial geológico. Estudios recientes indican similitudes con la cuenca Orange sobre el margen africano, en Namibia, donde se han realizado importantes descubrimientos de petróleo y gas. 

Este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Mese atrás, Marin habia anticipado cuando aún no se conocía la alianza con ENI que buscaba un socio para explorar el mar uruguayo, pero que de resultar positiva la experiencia ese mismo consorcio podría avanzar en los bloques en la plataforma argentina.

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GNL: comenzó la descarga de caños en el puerto de San Antonio Este

Ya inició en el puerto de San Antonio Este la descarga de las 10.000 toneladas de caños de acero que trajo el buque Billion Star, materiales clave para el gasoducto del proyecto de GNL de Southern Energy, que conectará el gasoducto San Martín con el primer buque licuefactor que llegará al país.

El Billion Star es un carguero de gran porte, de 175,53 metros de eslora y 29,4 metros de manga, que arribó este martes al puerto de San Antonio Este con unas 2.209 unidades de caños de acero de diferente diámetro.

Estos caños forman parte del primer embarque crítico de tuberías para la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FLNG, impulsado por el consorcio Southern Energy y destinado a abastecer las futuras plantas flotantes de licuefacción frente a la costa rionegrina.

Durante la jornada de descarga estuvieron presentes el Intendente de San Antonio Oeste, Adrián Casadei; el Presidente del bloque de legisladores de JSRN, Facundo López, junto a los legisladores Marcela Rossio y Luis Noale, acompañados por demás autoridades municipales y provinciales. 

Operativo de descarga: al menos hasta el sábado

De acuerdo al cronograma operativo, el proceso de descarga de las 10.000 toneladas de caños se desarrollará de manera continua desde este miércoles y, como mínimo, hasta el próximo sábado, bajo un plan especial de descarga, acopio y transporte terrestre.

El operativo involucra dos grúas ubicadas en la cubierta del barco, equipamiento especializado y personal técnico para la manipulación segura de la carga, en coordinación con la terminal portuaria y las empresas logísticas vinculadas al proyecto.

Una vez descargados, los caños están siendo acopiados en el predio de la terminal portuaria de San Antonio Este, donde permanecerán almacenados de forma transitoria hasta su traslado al obrador que se montará en inmediaciones del área del proyecto.

Se estima que el traslado desde el puerto hacia el obrador comenzará dentro de aproximadamente un mes, cuando se complete la adecuación del sitio, los accesos y la logística de transporte hacia los frentes de obra del gasoducto.

Conexión entre el gasoducto San Martín y el primer buque de GNL

Los caños descargados serán utilizados para la conexión entre el gasoducto San Martín y el sistema marítimo del proyecto, que vinculará la red troncal de gas con el primer buque de GNL que operará en Argentina, el Hilli Episeyo, dentro del esquema de producción de GNL a escala industrial previsto por Southern Energy.

Esta infraestructura permitirá enviar gas desde la red existente hasta la unidad flotante de licuefacción y, desde allí, al mercado internacional de Gas Natural Licuado, consolidando el rol de Argentina en la cadena de valor energética global.

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La Cámara Argentina de la Energía (CADE) renovó sus autoridades

La Cámara Argentina de la Energía (CADE) definió las autoridades que conducirán la entidad durante el período 2025-2027. La Comisión Directiva designó a Andrés Cavallari CEO de Raizen Argentina como presidente de la institución.

La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral (vicepresidente I), Marcos Bulgheroni de Pan American Energy (Vicepresidente II), Julián Escuder de Pluspetrol (Tesorero), Germán Burmeister de Shell Argentina (Secretario) y, como vocales tiulares, Martin Rueda de Harbour, Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles, Martín Urdapilleta de Trafigura Argentina, Pablo Arnaude de DAPSA y Pablo Bizzotto de Phenix.

CADE es una entidad de máximo nivel ejecutivo, creada en el año 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles. Reúne como empresas socias a CGC, Pan American Energy, Raizen, Trafigura, Pluspetrol, Phoenix, Shell, Total Austral, Harbour y DAPSA.

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En primera persona: ¿Qué puntos claves discutieron los 5 CEOs de las principales energéticas durante FES Chile?

Los principales inversionistas del sector energético renovable del Cono Sur se reunieron en el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile y dieron en exclusiva un mensaje claro: la región se encuentra en una competencia abierta por atraer capital y sólo los países que ofrezcan marcos regulatorios confiables y procesos ágiles lograrán sostener el ritmo de inversiones.

El primero en marcar esta alerta fue Juan Villavicencio, CEO de ENGIE Chile, quien planteó con firmeza que los recursos económicos globales ya no están garantizados para ningún país. A su juicio, el desafío ya no es solo ambiental o tecnológico, sino de competitividad institucional.

“Las inversiones son globales, si no generamos condiciones habilitantes en Chile, ese capital se va a ir a otros países como Brasil o Estados Unidos”, advirtió. 

Esa mirada fue compartida por Gianluca Palumbo, CEO de Enel Chile, quien reforzó que el Cono Sur está en una etapa crítica. Si bien la región tiene ventajas naturales innegables, otros países han sabido consolidar marcos regulatorios más estables

 “Hay países más atractivos porque tienen marcos regulatorios previsibles y estables, que permiten planificar inversiones a largo plazo”, expresó ante un auditorio de más de 400 líderes del sector renovable y del almacenamiento de la región. 

Asimismo, el retraso en el desarrollo del almacenamiento energético resulta fundamental. Aunque los sistemas BESS son claves para gestionar la generación renovable, los ejecutivos indicaron que aún no existen incentivos claros para su masificación. 

Joan Leal, CEO de EDF Power Solutions Chile, fue enfático al señalar que “si no se define pronto una regulación para almacenamiento, no llegarán los proyectos, porque no se reconoce el valor que entrega a la red”.

Además de la necesidad de previsibilidad, los ejecutivos insistieron en que la regulación actual no está a la altura de los desafíos de una transición energética acelerada. Las trabas normativas, tanto en permisos como en marcos para tecnologías emergentes, están generando fricciones que ralentizan la inversión.

En ese sentido, Jaime Toledo, CEO de Sudamérica de Acciona Energía, advirtió que el actual modelo tarifario no refleja la nueva realidad tecnológica del sistema eléctrico, lo que pone en riesgo el despliegue futuro de renovables. 

“Necesitamos un cambio en las reglas de cómo se tarifica la energía, porque de lo contrario la transición energética se va a empezar a detener”, manifestó durante su intervención.

Por su parte, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, llamó a ordenar el ecosistema institucional y a unificar las voces del sector para avanzar con urgencia en reformas estructurales.
“Tenemos que ponernos de acuerdo como industria, ser un frente común, hablar con las autoridades, hablar con el Parlamento y definir este camino urgente que requerimos”, sostuvo, apuntando a la falta de articulación entre gremios y a la dispersión de liderazgos que impide construir una hoja de ruta común.

Más allá de los aspectos técnicos, todos los ejecutivos señalaron que el escenario financiero global se ha vuelto más desafiante. El alza de tasas y las nuevas exigencias de los bancos han elevado la vara para concretar proyectos. 

En este contexto, ya no basta con tener buenos recursos naturales: la confianza en la institucionalidad, la estabilidad normativa y la previsión regulatoria se vuelven elementos centrales para acceder al capital.

Planificación y visión compartida: el rol del Estado

Hacia el final del panel, los CEOs destacaron que la coordinación entre el sector público y privado será determinante para alcanzar los objetivos de la transición energética. Coincidieron en que la planificación no puede recaer exclusivamente en el Estado y pidieron instancias formales donde aportar visión desde la industria.

Villavicencio propuso crear espacios institucionales de diálogo estratégico, mientras que Palumbo advirtió que las metas de largo plazo requieren instrumentos consistentes. “Las decisiones de inversión se toman con años de anticipación. No podemos tener incertidumbre sobre cómo funcionará el sistema en 2030”, remarcó el ejecutivo de Enel.

Con una visión compartida, los cinco CEOs dejaron claro que el desarrollo de las energías limpias en el Cono Sur no depende solo de recursos naturales o tecnologías, sino de decisiones regulatorias que generen certeza, incentivos adecuados y coordinación público-privada efectiva.

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Guatemala podría perder 800 MW solares si no amplía su sistema de transmisión, advierte AGER

Guatemala atraviesa un momento decisivo para consolidar su transformación energética. Aunque cuenta con un potencial renovable superior al 85% aún sin explotar y licitaciones estratégicas en curso, la falta de infraestructura de transmisión se posiciona como el principal cuello de botella para el avance del sector. Así lo consideraron desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), que agrupa a más de 70 empresas con una capacidad instalada conjunta de 1.700 MW.

Desde la entidad señalaron que sin capacidad para transportar energía, la generación renovable no podrá traducirse en suministro efectivo para los usuarios. Esta advertencia cobra especial relevancia en un contexto en el que la reciente licitación PET-3 fue declarada desierta, lo que reflejó de manera concreta las limitaciones actuales del sistema de transporte eléctrico.

La expectativa está puesta ahora en que el Estado reactive un nuevo proceso —el PET-4— con bases técnicas viables, que permita acompañar la adjudicación de proyectos en PEG-5 y otros futuros. Sin resolver ese eslabón, se podrían generar distorsiones tarifarias e incluso riesgos de abastecimiento en el mediano plazo.

El avance del sector solar, por su parte, contrasta con la rigidez del sistema de transmisión. Actualmente se están instalando proyectos adjudicados en la PEG-4-2022 que sumarán 190 MW de potencia máxima al sistema. Además, se encuentran en desarrollo cerca de 800 MW adicionales, impulsados por el atractivo de una tecnología competitiva y el potencial solar del país, estimado en 7.000 MW disponibles durante la mayor parte del año.

Gran parte de estos nuevos desarrollos apuntan a abastecer no solo la demanda regulada, sino también a sectores emergentes como centros de datos, manufactura avanzada y procesos de nearshoring, altamente intensivos en consumo eléctrico.

A nivel normativo, desde AGER remarcaron la necesidad de actualizar el marco regulatorio y la política energética, en línea con las nuevas dinámicas tecnológicas. Se trata de una modernización estructural que permita integrar tecnologías como el almacenamiento, habilitar mayor penetración solar y eólica, flexibilizar la operación del sistema, expandir la red de transmisión y digitalizar la operación eléctrica.

La actualización también debe contemplar nuevas tendencias de demanda, como el crecimiento urbano, la movilidad eléctrica, la electrificación rural y el bono demográfico que alcanzará su pico en 2030. Todo esto requiere una política energética construida con participación multisectorial, manteniendo como pilares la certeza jurídica, la competencia y la eficiencia.

En paralelo, AGER mantiene un canal técnico de diálogo permanente con las principales autoridades del sector energético, entre ellas el Ministerio de Energía y Minas, la CNEE, el AMM, el MARN y las empresas distribuidoras. La agenda compartida incluye temas clave como la actualización de la política energética, la modernización de normativa operativa y comercial, la planificación de transmisión, el impulso a la inversión renovable y la simplificación de trámites.

Sobre la licitación PEG-5, la expectativa de la asociación está centrada en que se configure como una oportunidad real para ampliar la capacidad instalada del país. Para lograrlo, se requiere que las bases técnicas y económicas del proceso no limiten la competitividad de las tecnologías limpias ni introduzcan condiciones que favorezcan opciones fósiles, más costosas y sujetas a la volatilidad internacional.

Esperamos que PEG-5 sea una oportunidad para incrementar la capacidad instalada sin limitar la competitividad de las tecnologías renovables ni favorecer las fósiles”, indicó la Directora Ejecutiva de AGER, Astrid Perdomo.

La cancelación de la PET-3 fue, para la asociación, una señal de alerta. Confirmó la necesidad de replantear la planificación de transmisión bajo una visión de largo plazo y condiciones que resulten atractivas para los inversionistas. Sin resolver este punto, el sistema no podrá absorber la energía que se adjudique en PEG-5 ni en futuras convocatorias.

Guatemala tiene la oportunidad de consolidarse como un país competitivo, seguro energéticamente y atractivo para la inversión renovable, si se atienden los elementos técnicos planteados. Este es el momento ideal para hacerlo”, concluyó Perdomo.

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La CNE acumula 4,7 GW en solicitudes y consolida el avance de la generación distribuida en México

La generación distribuida consolida su expansión en México con cifras que evidencian su protagonismo en la transición energética descentralizada. De acuerdo con la Comisión Nacional de Energía (CNE), al cierre del primer semestre de 2025 se han presentado 558.617 solicitudes de interconexión de centrales eléctricas menores a 0.7 MW, que en conjunto suman una capacidad referida de 4.759,01 MW.

El 95% de esas solicitudes —equivalente a 529.051 conexiones— corresponde a esquemas de generación distribuida, lo que confirma la adopción masiva de este modelo a nivel nacional. En contraste, apenas el 5% se relaciona con solicitudes de pequeña y mediana escala (SIPyME), que representan solo 247,59 MW de la capacidad acumulada.

Desde 2007, año en que comienzan a recopilarse estos datos, las cifras muestran una curva ascendente constante. En los últimos cinco años, las solicitudes se duplicaron, pasando de 272.760 en 2020 a más de 558.000 en 2025, con un salto exponencial en capacidad solicitada, que creció más de 80% en ese mismo período.

A nivel territorial, Jalisco lidera con 90.004 solicitudes y una capacidad asociada de 665,58 MW, seguido por Nuevo León (60.658 solicitudes, 461,92 MW) y Chihuahua (44.634 solicitudes, 338,09 MW). Estas tres entidades explican juntas casi un tercio del total nacional, tanto en número de solicitudes como en megavatios vinculados.

Los datos también revelan que la capacidad promedio por solicitud es de 9,77 kW, lo que confirma el predominio de instalaciones residenciales y comerciales de baja escala. Este patrón se refuerza por la estructura de regímenes de contraprestación, donde la medición neta representa más del 93% de las solicitudes y de la capacidad acumulada, con 521.618 registros y 4.429,90 MW asociados. Los esquemas de facturación neta (6.380 solicitudes) y venta total (501) ocupan un lugar marginal, con 71,11 MW y 3,22 MW respectivamente.

Cabe recordar que, como parte de los ajustes normativos recientes, el Gobierno mexicano lanzó el llamado “esquema 0,7 MW”, que permite a instalaciones con capacidad igual o menor a 0,7 megavatios operar sin requerir un permiso de generación. Esta disposición representa una buena señal para el sector, que venía solicitando esta actualización desde hace años, y tiene como objetivo impulsar la participación de pequeños actores en la transición energética, aunque sin habilitación para acceder al mercado mayorista.

La CNE interpreta este crecimiento como una señal clara de la consolidación de un modelo descentralizado. En este contexto, el entorno regulatorio también ha sido clave. El Gobierno de México elevó el umbral de generación sin necesidad de permiso de 500 a 700 kilowatts, una medida que, según el sector, ha incentivado la inversión y acelerado los procesos de interconexión.

Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), asegura que “el país se encuentra frente a la antesala de la generación distribuida 2.0”, en alusión a una etapa más madura del modelo, marcada por la digitalización, el uso inteligente de la energía y la integración de nuevos esquemas de almacenamiento y gestión de demanda.

Este desarrollo se apalanca en una matriz tecnológica altamente concentrada. La solar fotovoltaica representa el 94% de todas las solicitudes de generación distribuida, con 528.234 conexiones y 4.480,90 MW asociados. Le siguen fuentes como biogás (18,22 MW), biomasa (2,76 MW), cogeneración (1,36 MW), eólica (0,86 MW), además de instalaciones menores basadas en turbinas hidráulicas, combustión interna y gas.

El capital movilizado para materializar este volumen es igualmente significativo. La inversión estimada total supera los 11.578 millones de dólares, con más del 99% vinculado al desarrollo fotovoltaico distribuido, según la metodología oficial basada en costos de CAPEX estandarizados por tecnología.

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“Latinoamérica se prepara para una ola de almacenamiento”: 8.2 Group anticipa expansión técnica desde Argentina hacia la región

8.2 Group e.V., firma alemana especializada en ingeniería y consultoría técnica para energías renovables, destaca un 2025 de fuerte actividad en Latinoamérica, en línea con su participación distinguida en el PV BOOK 2025, publicación que reúne a los actores estratégicos del sector fotovoltaico de la región. Con base operativa en Buenos Aires, la compañía ya coordina proyectos en Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia, Perú y varios países de Centroamérica, como Costa Rica, Panamá y Guatemala. Su estrategia se enfoca en tres áreas clave: almacenamiento energético, energía solar y generación distribuida.

La compañía ofrece una cartera integral de servicios técnicos, que incluye auditorías, due diligence, inspecciones de fábrica, validación de rendimiento, control de calidad e inspecciones electromecánicas, con foco en mitigar riesgos e incrementar la rentabilidad de los proyectos. Además de acompañar nuevos desarrollos, 8.2 trabaja activamente en la extensión de vida útil de activos renovables, un punto cada vez más relevante en mercados donde muchas instalaciones superan los 20 años de operación.

La experiencia internacional respalda su posicionamiento regional. Recientemente, completó la supervisión técnica de un sistema BESS de 26 MWh en Neumünster, Alemania, conectado a una planta solar de 17 MW. El proyecto fue auditado desde Argentina, evidenciando la capacidad técnica local de operar con estándares europeos. A eso se suma su participación en desarrollos de gran escala como el sistema de 500 MW / 2.000 MWh en Asir, Arabia Saudita, lo que fortalece su expertise en almacenamiento de gran porte.

Desde Buenos Aires, la compañía también articula operaciones de inspección en origen. Cuenta con una oficina en Wuxi, China, desde donde realiza controles de calidad en fábrica para baterías BESS, paneles solares e inversores. Esto le permite brindar un acompañamiento técnico desde el origen del suministro hasta la puesta en marcha en campo, garantizando que los equipos cumplan especificaciones técnicas exigentes antes de ser despachados.

En paralelo, la firma mantiene una alianza estratégica con PV Lab, uno de los laboratorios alemanes más prestigiosos en análisis de módulos fotovoltaicos. Esto permite validar componentes críticos antes de su entrega y mejorar la trazabilidad de los equipos, especialmente en proyectos financiados por banca internacional. “Contamos con un acuerdo con PV Lab para analizar y ensayar módulos solares. Es un diferencial muy importante para garantizar la calidad desde el origen”, señaló Néstor Omar Cereijo, socio responsable de 8.2 Group para Argentina.

En cuanto a la gestión de activos existentes, 8.2 Group despliega una combinación de herramientas como inspección visual con drones, ultrasonido, endoscopía de gearbox, termografía, análisis de SCADA y sistemas CMS, lo que permite diagnosticar la condición real de turbinas y paneles. Con más de 80.000 aerogeneradores inspeccionados a nivel global, la firma ha optimizado la vida útil de numerosos proyectos renovables, aportando un beneficio directo en términos de OPEX y retorno de inversión.

“En muchos casos, podemos extender la vida útil de un parque más allá de los 20 años. Esto representa un ahorro importante y una mayor rentabilidad para los desarrolladores”, subrayó el ejecutivo. Además, el equipo técnico realiza estudios para financiamiento, revisiones de diseño e ingeniería y auditorías independientes de performance, generando confianza en bancos, propietarios y aseguradoras.

De cara al corto plazo, la empresa identifica al almacenamiento en baterías como un componente estratégico para acompañar el crecimiento renovable. La expectativa es que 2025 marque un punto de inflexión, con múltiples proyectos en carpeta que demandarán soluciones técnicas confiables para acoplar generación y almacenamiento.

“Nos estamos preparando para que en 2025 haya muchos proyectos de almacenamiento en Latinoamérica, acompañados por la generación solar y la generación distribuida”, anticipó Cereijo.

El modelo de trabajo de 8.2 Group combina presencia técnica local, expertise internacional y alianzas clave para acompañar todo el ciclo de vida de un proyecto: desde la validación de módulos en laboratorio y la inspección en origen, hasta el monitoreo post-entrada en operación. La firma opera como consultor técnico independiente, con presencia activa en Europa, Asia, Medio Oriente y América Latina, y con el respaldo de una red global de especialistas que permite trasladar buenas prácticas de otros mercados hacia la región.

“Seguimos creciendo en el acompañamiento técnico en plantas solares, con foco en calidad de instalación, performance y aseguramiento técnico”, concluyó Cereijo, al reafirmar el compromiso de la firma con la transición energética en América Latina.

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JA Solar aterriza en el mercado del almacenamiento y reúne a referentes de la energía en Chile

El almacenamiento de energía ha tomado cada vez más relevancia en la industria y se ha convertido en una prioridad para el sector. En ese contexto, en un exclusivo evento realizado en el Rooftop del Hotel Ritz-Carlton, JA Solar presentó oficialmente JA Energy Storage, junto con las principales innovaciones de su portafolio. La compañía dio a conocer su solución integrada que combina tecnologías fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento energético (BESS), marcando un hito estratégico para la compañía.

La actividad, realizada bajo el concepto “Beyond the Sunset: extendiendo el poder del sol”, reunió a representantes del sector energético, gremios, líderes de opinión y clientes de la compañía, reforzando el rol de Chile como punto de lanzamiento para tecnologías avanzadas que impulsan la transición energética en América Latina.

Durante el encuentro, JA Solar presentó sus novedades que integran paneles solares de alto rendimiento con sistemas BESS, bajo la marca especializada JA Energy Storage. Esta oferta permitirá, desde la integración de portafolio aplicada a proyectos en el país, aportar mayor flexibilidad al sistema, alivianar la congestión, optimizar el despacho de generación y mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico.

“Los sistemas de almacenamiento permiten capturar la energía que hoy se pierde por restricciones en la red o por exceso de oferta. Es una herramienta que transforma problemas operacionales en oportunidades económicas”, destacó Erick Melo, Technical Manager – South LATAM de JA Solar durante el bloque técnico.

Asimismo, Víctor Soares, Head of LATAM Technical Team de JA Solar complementó: “La tecnología litio-ferrofosfato se ha consolidado como el estándar global en almacenamiento por su equilibrio en seguridad, vida útil y costos, lo que la convierte en la opción más confiable hoy para proyectos solares y de baterías, que es la apuesta que estamos haciendo como compañía”.

El almacenamiento energético se ha convertido en una de las principales tendencias globales ante la necesidad de sistemas más flexibles, resilientes y capaces de responder a la creciente penetración de energías renovables. Chile, gracias a su liderazgo regional en adopción solar y a su marco regulatorio en evolución, se ha posicionado como un mercado clave para estas tecnologías.

Así lo recalcó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, quien abrió el evento señalando que “el interés que vimos en este encuentro confirma que el almacenamiento seguirá creciendo en Chile y la región, y que hoy es un habilitador clave para el desarrollo de nuevos proyectos solares. Queremos que el mercado vea a JA Solar no solo como un fabricante de paneles solares, sino como un integrador de soluciones que combina solar y almacenamiento. El país es un mercado estratégico para JA Solar, por el liderazgo que ha asumido en energía solar y porque hoy comienza una nueva etapa con el desarrollo del almacenamiento”.

Por su parte, Gabriel Magdalon, Vice president LATAM JA Solar, agregó que “además de ser líderes en módulos fotovoltaicos, hoy queremos consolidarnos también como un actor relevante en soluciones de almacenamiento energético en América Latina y así quisimos plasmarlo con la presentación de nuestras nuevas soluciones BESS”.

UN ESPACIO PARA EL DIÁLOGO Y LA INNOVACIÓN

El programa incluyó un espacio de reflexiones gremiales y análisis de las tendencias actuales del sector solar y del almacenamiento energético, a través de un diálogo protagonizado por Bárbara Barbieri, presidenta de ACESOL (Asociación Chilena de Energía Solar), y Ana Lía Rojasdirectora ejecutiva de ACERA (Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento). La conversación —moderada por José Tomás Ewing, Sales Manager Chile de JA Solar— abordó los desafíos regulatorios, la creciente demanda por soluciones híbridas y la necesidad de fortalecer la resiliencia energética en la región.

“El almacenamiento es clave para resolver la brecha entre dónde generamos energía y dónde se consume. Chile produce mucha energía solar en el norte y gran parte de la demanda está en la zona central, y ahí esta tecnología se vuelve estratégica para el sistema eléctrico”, indicó Bárbara Barbieri, presidenta de ACESOL, la Asociación Chilena de Energía Solar.

Por su parte, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, el gremio que reúne al ecosistema renovable y del almacenamiento, destacó: “El desafío ya no es solo integrar más proyectos renovables: es asegurar que exista demanda suficiente para absorberlos. El efecto sustitución por retiro de carbón se va a agotar, y lo que definirá el futuro del sector será nuestra capacidad de electrificar el país. Sin electrificación profunda, especialmente en la industria minera, la transición energética quedará incompleta”.

La jornada culminó con un cierre a cargo de Paco Tang, Senior Business Develoment Manager, quién reforzó la visión de la compañía respecto al futuro de Solar y Storage y su compromiso por aportar soluciones integrales que acompañen la transición energética en América Latina.

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Lanzan el primer fideicomiso para un desarrollo minero de cobre en Jujuy

El mercado de capitales registró este miércoles un hito significativo con el lanzamiento del Fideicomiso Financiero Individual “Desarrollo Minero Martín Bronce”. Este instrumento de inversión, cuya estructuración fue gestionada por Cohen Aliados Financieros, marca una innovación al ser el primero diseñado para canalizar capital privado directamente hacia un proyecto minero en etapa de producción real.

El Fideicomiso Financiero tiene como objetivo estratégico financiar la industrialización, producción y exploración del proyecto “Martín Bronce”, iniciativa a cargo de MOM Mining S.R.L. El yacimiento, ubicado en la localidad de Palma Sola, Jujuy, representa un esfuerzo productivo clave para el desarrollo regional y nacional.

En momentos de desarrollo de proyectos millonarios de clase mundial, este yacimiento es el único que produce y exporta cobre en el país desde Jujuy, luego del cierre de bajo de la Alumbrera, en 2018, que operó durante dos décadas en la provincia de Catamarca y marcó una era de la minería metálica de país.

La implementación de este modelo calificado como «financiamiento seguro y transparente» sienta un precedente. Su potencial replicabilidad en otras compañías podría acelerar la expansión del sector minero argentino, promoviendo soluciones financieras que generan un impacto tangible y sostenible en el tiempo, especialmente en una industria clave para el crecimiento federal del país.

El mercado de capitales se prepara para una era de desarrollo minero.

Mediante esta operación en particular, se espera acelerar la producción de cemento de cobre. Este proceso permite obtener cobre metálico -insumo crítico para la transición energética global- a partir de soluciones minerales. La confirmación del nuevo instrumento en el mercado de capitales local permitirá vincular la inversión privada con proyectos concretos que contribuyen a la economía y a la generación de divisas.

El financiamiento en la nueva era minera

“La minería del cobre es un eje relevante para la transición energética global, y este instrumento ofrece una vía transparente y regulada para que los inversores participen en ese proceso”, señaló Matías Salcedo, responsable de Financiamiento en Cohen al presentar el instrumento este miércoles. “Se transforma el ahorro inmovilizado en una participación directa en la producción real, cumpliendo con la demanda de soluciones de inversión inexistentes hasta hoy en el mercado”, agregó.

La estructuración del fideicomiso respondió a una necesidad específica del cliente minero y demandó un exhaustivo análisis técnico, regulatorio y financiero. El diseño del instrumento se centró en la trazabilidad de los fondos y la gobernanza del proyecto, garantizando así un esquema seguro y transparente para todos los participantes.

Diego Zuliani, socio gerente de MOM Mining, resaltó la relevancia de la estructura: “Para una compañía minera como la nuestra, disponer de un instrumento fiduciario específico es un paso fundamental para ordenar, escalar y dar previsibilidad a un proyecto de largo plazo. Este fideicomiso nos permite avanzar con un esquema financiero sólido y compatible con el impacto directo en el territorio jujeño y la comunidad local”.

Entre los detalles técnicos, el Fideicomiso, por un lado, ofrece los Valores de Deuda Fiduciaria (VDFA ) con una tasa anual del 7% en dólares, plazo a 23 meses, pagos mensuales y un plazo de gracia de 6 meses. El 100% de la garantía de capital e intereses está respaldada por T-Bills (Bonos del Tesoro de Estados Unidos), y tiene como plus la participación vinculada al aumento del precio del cobre, con referencia de US$ 10.000 por tonelada.

La otra opción son los Certificados de Participación (CP), que opera a un plazo de 37 meses, con un retorno vinculado a la participación directa en los resultados económicos del proyecto minero, y una remuneración equivalente al 15% de las ventas brutas de cobre, pagadera de forma semestral.

, Ignacio Ortiz

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La Barrancosa: Vidal se reunió con Gezhouba y gestiona ante Nación para reactivar obras

Con la presencia en Santa Cruz de directivos de las principales empresas chinas involucradas en el proyecto hidroeléctrico La Barrancosa (ex Jorge Cepernic), se analizaron aspectos administrativos pendientes para el reinicio de la obra, la generación de empleo y la necesidad de planificar nuevos proyectos de generación de energías renovables de manera conjunta.

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó una mesa de trabajo junto a representantes de los municipios de Comandante Luis Piedra Buena, Puerto San Julián y Puerto Santa Cruz, legisladores provinciales, integrantes del gabinete provincial y directivos de las empresas chinas Gezhouba y China Energy Engineering, vinculadas al proyecto hidroeléctrico, con el objetivo de coordinar acciones para su reactivación.

El gobierno provincial comunicó que durante la reunión “se analizaron alternativas para garantizar el reinicio de los trabajos, entre ellas la importancia de avanzar con los trámites administrativos pendientes, los mecanismos de articulación entre Nación, Provincia, municipios, empresas y comunidades” . Las partes destacaron la importancia estratégica de la obra para la matriz energética del país y el rol clave de Santa Cruz como provincia generadora de energía.

La construcción de la hidroeléctrica La Barrancosa (360 MW de potencia instalada) se inició en 2015 (gobierno de Cristina Fernández), se aletargó durante el gobierno de Mauricio Macri, y se reanudó parcialmente en la gestión de Alberto Fernandez. El actual gobierno provincial procura que sea reactivada luego de casi dos años de paralización ya que cuenta con financiamiento de bancos de China.

Los trabajos constructivos presentan un grado de avance del 40 por ciento, y a mediados de este año hubo negociaciones con el gobierno nacional para una renegociación del contrato vía Enarsa que permitiría liberar desembolsos. Pero persiste la reticencia política de la Administración Milei en el contexto de su alineamiento con Estados Unidos.

La segunda hidroeléctrica proyectada y encarada por el mismo consorcio (Gezhouba-Eling- Hidrocuyo) sobre el río Santa Cruz, es Condor Cliff (Ex Néstor Kirchner), de 950 MW. Tiene remotas chances de avanzar, siendo muy optimistas.

De la reciente recorrida por la zona de obras y de la reunión con el gobernador Vidal participaron, en representación de las empresas chinas, el gerente general de China Energy Engineering Group (CEEG) Ni Zhen; Chen Jing y Yu Xiong, responsables del Departamento de Gestión de la Producción de CEEG; y Qiao Xubin, gerente general de China Energy International Group Company.

También estuvieron Chen Gang, gerente general de China Gezhouba Group Company (CGGC); Li Guojian, presidente de China Gezhouba Group First Engineering Co., Zhang Jun, gerente general de China Gezhouba Group International Engineering Co., y Wang Mingyi, director del Proyecto Aprovechamientos Hidroeléctricos del Río Santa Cruz.

El gobernador estuvo acompañado por el jefe de Gabinete de Ministros, Daniel Álvarez; el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el de Trabajo, Ezequiel Verbes, el presidente de Santa Cruz Puede SAU, Gustavo Sívori, el secretario de Energía Eléctrica, Nazareno Retortillo; el secretario de Minería, Pedro Tiberi; y el de Ambiente Energético, Gastón Farías.

Las comunidades locales estuvieron representadas por la intendenta de Comandante Luis Piedra Buena, Analía Farías; el intendente de Puerto San Julián, Daniel Gardonio; el intendente de Puerto Santa Cruz, Juan Manuel Bórquez; además de los diputados provinciales, quienes destacaron la relevancia de la obra para el desarrollo regional, la generación de empleo y el fortalecimiento de la infraestructura energética.

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Genneia abastecerá con energía renovable a las plantas de Coca-Cola Argentina

Genneia abastecerá con energías renovables a la planta de concentrados de Coca-Cola en Buenos Aires y a su centro de almacenamiento de Ezeiza. El suministro se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, gerente general de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, gerente general de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Energía renovable

Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.

“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa.”, expresó Andrews.

García manifestó: “En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía.”

Nuevo contrato

“Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país”, destacaron desde Genneia.

, Redaccion EconoJournal

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Avanza el due diligence por las estaciones de Shell: Mercuria hizo la mejor oferta, pero BTG Pactual aspira a elevar el precio de venta

La venta de las estaciones de servicio Shell, controladas por la empresa brasileña Raízen, entró en su etapa final, aunque todavía hay algunos puntos abiertos que podrían demorar el cierre de la operación.

El trader suizo Mercuria, en asociación con José Luis Manzano, presidente del holding Integra Capital, y otros empresarios locales como Mauricio Filiberti, ofertaron más de US$ 1200 millones y quedaron por encima del resto de las empresas que participan del proceso de venta, según anticipó La Nación.

Raízen controla unas 700 estaciones de servicio de Shell.

La propuesta económica de Vitol, otro trader global de materia prima, fue menor, pero la firma no quedó fuera de la negociación, como sí lo están CGC, la compañía energética de Corporación América, y Trafigura, que controla la marca Puma, cuyas ofertas quedaron en el camino.

Fuentes al tanto de la operación indicaron a EconoJournal que en estas semanas se terminará realizar el proceso de due diligence, tal como se conoce a la instancia de análisis exhaustivo del negocio para verificar que toda la información presentada por la parte vendedora sea real, completa y sin riesgos ocultos. Es clave relevar la existencia de pasivos contingentes y reclamos abiertos en el plano legal, entre otros aspectos.

Si no surge ningún imprevisto en ese proceso, Manzano y Mercuria estarían dispuestos a avanzar, pero en el último tiempo hubo un cambio accionario en la estructura social de Raízen que podría llegar a alterar los planes.

¿Qué pasó con Raízen?

La brasileña Raízen fue fundada como una joint venture 50-50 entre Shell y Cosan, firma líder en producción de azúcar, etanol y bioenergía en Brasil. A su vez, Raízen es una empresa pública y una parte de sus acciones cotiza en la bolsa brasileña. Según los últimos datos disponibles el grupo controlante posee el 88,1% de las acciones y el resto está en manos de bancos y fondos de inversión como Wellington Management, Baillie Gifford, Norges Bank y BlackRock.

BTG Pactual, uno de los mayores bancos de Brasil, recibió a comienzos de este año un mandato para conducir la venta de los activos de Raízen en la Argentina. Sin embargo, en septiembre Cosan lanzó una ampliación de capital de hasta 10.000 millones de reales y una parte sustancial de esa inyección de fondos —unos 4.500 millones de reales— provino de BTG Pactual.

Luego de esa operación se firmó un acuerdo entre los accionistas históricos de Cosan y los nuevos inversores —incluyendo a BTG— a través de una estructura compartida. Esa inversión convierte a BTG (y los fondos vinculados) en “anchor investors” —es decir, socios de peso — lo que le otorga influencia determinante en Cosan.

Uno de los hombres fuertes de BTG Pactual, y ahora también de Cosan, es André Esteves, un banquero brasileño, quien, según revelaron a EconoJournal, fuentes al tanto de la negociación, podría dilatar el cierre de la venta de los activos de Raízen en Argentina, pues considera que luego del triunfo de Javier Milei en las elecciones legislativas ese patrimonio se revalorizó. “Es probable que Esteves no quiera vender por menos de US$ 1500 millones porque ya no tiene la urgencia de Cosan, que necesitaba vender sí o sí”, afirmó a EconoJournal un poderoso empresario local que intentó sumarse sin suerte a último momento al proceso de venta de Raízen.

¿Qué posee Raízen en Argentina?

Raízen es el segundo jugador del mercado doméstico de combustibles, sólo por detrás de YPF. Al comercializar la marca Shell, está ubicado en uno de los segmentos más apetecibles del universo de consumidores, caracterizado por priorizar calidad por sobre precio. Posee actualmente la histórica refinería de Dock Sud, donde está finalizando un proceso de inversión de optimización de sus instalaciones por más de US$ 750 millones, y gestiona más de 700 estaciones de servicio Shell, que representan el 19% del despacho de combustibles en la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

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Formosa ratificó su política de subsidiar el VAD en las facturas eléctricas

Desde la provincia de Formosa ratificaron que mantendrán la política de seguir subsidiando al Valor Agregado de Distribución (VAD) para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios), uno de los tres componentes de las tarifas eléctricas, además del precio de la energía y del transporte.

La provincia se pronunció el mismo día que el gobierno nacional anunció cambios en el esquema de otorgamiento de subsidios a los usuarios residenciales del gas natural y la electricidad. La provincia reafirmó que sostendrá el subsidio llamado Esfuerzo Formoseño, que “permite que el 90% de los usuarios residenciales mantenga una de las tarifas eléctricas más bajas del país, aún en un contexto de aumentos superiores al 270% desde el inicio de la gestión de Javier Milei”, destacaron desde Formosa.

La reforma del gobierno nacional comenzará el 1° de enero. Como aspecto más destacado prevé eliminar la segmentación por niveles de ingresos en usuarios N1, N2 y N3 y “reemplazarla por un sistema focalizado con solo dos categorías: usuarios que recibirán un subsidio parcial y usuarios sin subsidio, que pagarán tarifa plena”, señalaron desde la provincia.

Además, subrayaron que “el cambio dejará sin la bonificación plena a unas 140.000 familias de ingresos medios que, hasta ahora, contaban con un subsidio del 100% sobre un consumo de hasta 250 kWh mensuales y pasarán a recibir solo una cobertura del 50% por ese mismo volumen de energía”.

El recorte de los subsidios y el aumento de la tarifa comenzarán a regir en pleno verano, una de las etapas de mayor demanda energética, principalmente en la zona NEA”, afirma el comunicado.

Subsidios

También indicaron que “Formosa tomó una decisión en sentido contrario: desde el inicio de la gestión de Javier Milei, las tarifas eléctricas acumulan aumentos superiores al 270%. Frente a esto, la provincia resolvió sostener el subsidio Esfuerzo Formoseño, una herramienta clave que permite amortiguar el impacto del ajuste sobre los usuarios residenciales”.

“Este esquema beneficia actualmente a cerca del 90% de los hogares formoseños de ingresos bajos y medios, absorbiendo gran parte del VAD que integra la factura. Gracias a esta política, Formosa logró posicionarse entre las provincias con las tarifas eléctricas más bajas del país, como dio a conocer el último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA-CONICET”, concluye el comunicado de la provincia.

, Redaccion EconoJournal

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Grupo Metropol invertirá US$ 45 millones en 150 nuevos colectivos a GNC para renovar su flota

El Grupo Metropol, la empresa especializada en movilidad, recibió un total de 150 colectivos impulsados a Gas Natural Comprimido (GNC) desarrollados por King Long, fabricante mundial de buses de China.

La iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones destinada a renovar por completo la flota de las líneas que la empresa opera en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

“Esta iniciativa representa un avance concreto en la transición hacia energías más limpias, eficientes y sostenibles en el transporte público. Esta inversión marca un antes y un después en la movilidad. Es el paso más grande que se ha dado hacia un transporte más limpio, y es posible gracias a los incentivos que dispuso el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires en su plan de Movilidad Sustentable”, destacaron desde la empresa.

La iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones

Renovación de su flota

Los vehículos ya iniciaron su traslado hacia la Argentina y comenzarán a arribar entre diciembre y enero, dando inicio a una nueva etapa para la movilidad urbana del AMBA.

“Estar en la planta, ver las unidades terminadas y listarlas para su embarque es un momento histórico para nuestra empresa y para el sector. Esta inversión refleja nuestro compromiso con una movilidad más limpia, moderna y eficiente para los pasajeros y para la ciudad”, destacó Eduardo Zbikoski, director de Grupo Metropol.

Los 150 colectivos impulsados a GNC fueron desarrollados por King Long, fabricante mundial de buses de China.

Un transporte eficiente

Los nuevos colectivos a GNC permiten una operación más amigable con el ambiente, mejorando la calidad del aire y el confort urbano:

●         Reducción de material particulado (PM) → aire más puro y respirable

●         Reducción de óxidos de nitrógeno (NOx) → menos impacto en la salud

●         Hasta 25% menos emisiones de CO₂ por kilómetro

●         Operación más silenciosa → viajes más agradables y entornos urbanos más

tranquilos

“Los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel, contribuyendo significativamente a los objetivos climáticos de la Ciudad”, aseguraron desde Metropol.

Los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel.

¿Por qué GNC?

El GNC es hoy la alternativa más accesible y escalable para acelerar la transición energética del transporte, gracias a su disponibilidad, infraestructura operativa existente y beneficios económicos y ambientales. Permite disminuir la dependencia del gasoil importado, promover proveedores y servicios nacionales, y avanzar en un modelo sustentable y competitivo.

Cada colectivo además incorpora:

●         Sistema ADAS de asistencia a la conducción

●         Cámaras de seguridad y telemetría avanzada

●         Sensores inteligentes para un mantenimiento predictivo y mayor seguridad

Tecnología de vanguardia, escala y velocidad

Según informaron desde la empresa, la producción y entrega de las 150 unidades se completó en tiempo récord, con un ciclo de fabricación de solo 16 días hábiles, demostrando la capacidad tecnológica y de volumen del ecosistema industrial chino.

King Long es el tercer fabricante de buses a nivel mundial. Cada día produce 70 buses. Está importante venta para Argentina, representa el 20% de sus operaciones en América Latina.

“Traemos los colectivos de China, pero formamos el talento acá. Es un cambio que empieza por las personas”, destacó Javier Zbikoski, director de Grupo Metropol.

, Redaccion EconoJournal

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Vila-Manzano va por Shell

Shell evalúa desprenderse de sus operaciones en la Argentina en un proceso que podría convertirse en uno de los movimientos empresariales más significativos del año. El conglomerado integrado por José Luis Manzano y Daniel Vila, asociado a la comercializadora suiza Mercuria, presentó una propuesta que supera los 1400 millones de dólares para adquirir la totalidad de los activos que Raízen controla en el país.

La operación —aún en instancia de negociación— abarca una red superior a las 800 estaciones de servicio que operan bajo la marca Shell, la refinería de Dock Sud y los derechos de comercialización local. Con una participación cercana al 20 por ciento del mercado minorista de combustibles, esta red constituye el segundo actor del sector, sólo por detrás de YPF, que concentra más de la mitad de las ventas. La eventual transferencia de estos activos reposicionaría al grupo Vila-Manzano como un protagonista central del negocio downstream, apenas semanas después de su salida definitiva de Refinor.

A comienzos de noviembre, los empresarios vendieron a YPF el 50 por ciento que mantenían en Refinor a cambio de 25,2 millones de dólares, lo que significó su retiro del abastecimiento de combustibles y gas en el norte argentino. Ese movimiento fue interpretado en el sector como parte de un reordenamiento estratégico mayor; la posible adquisición de la red Shell confirma ahora la ambición de ese viraje.

El vínculo entre Manzano, Vila y Mercuria no es circunstancial. Desde hace varios años, los tres coinciden en Phoenix Global Resources, empresa enfocada en producción de petróleo y gas no convencional. Phoenix fue pionera en la explotación tight oil en Río Negro, y mantiene presencia en la cuenca neuquina, donde Mercuria es accionista mayoritaria. Manzano participa a través de Andes Energía con alrededor del 6 por ciento del capital.

Raízen, por su parte, es una empresa binacional controlada por Shell y el grupo brasileño Cosan. Desde 2018 administra la marca Shell en la Argentina, etapa en la que desplegó inversiones relevantes para modernizar y ampliar la refinería de Dock Sud. Entre las obras más destacadas figura un proyecto por 715 millones de dólares destinado a incrementar la capacidad de procesamiento y adecuar la producción a los estándares internacionales de combustibles con bajo contenido de azufre. La planta es una de las unidades de refinación más estratégicas del país, con acceso privilegiado al polo petroquímico del Río de la Plata y a la infraestructura portuaria de la zona.

Si la transacción avanzara, modificaría de manera sustantiva el mapa competitivo del abastecimiento de combustibles. La presencia de un trader global como Mercuria —entre los mayores del mundo en comercialización física de petróleo, derivados y productos energéticos— implicaría una reconfiguración del equilibrio tradicional entre productores, refinadores y distribuidores locales.

Aunque las conversaciones se desarrollan con estricta reserva, distintas fuentes de la industria admiten que el proceso entró en una etapa decisiva. De concretarse, implicaría no sólo un cambio de control en la red Shell, sino una señal contundente sobre la dirección futura del negocio energético en la Argentina.

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Petro asegura que la presión militar de Estados Unidos en el Caribe tiene como blanco el petróleo venezolano

El presidente de Colombia, Gustavo Petro, cree que la campaña de presión militar del Gobierno estadounidense que preside Donald Trump en el Caribe se centra más en conseguir acceso al petróleo venezolano que en la lucha contra el narcotráfico.

En una entrevista con la cadena estadounidense CNN, Petro habló del aumento de la actividad militar estadounidense en el Caribe y los ataques de la armada de este país contra lanchas supuestamente relacionadas con el narcotráfico venezolano.

“(El petróleo) es el meollo del asunto”, declaró Gustavo Petro, ya que Venezuela posee las consideradas mayores reservas de petróleo del mundo.

“Entonces, se trata de una negociación sobre petróleo. Creo que esa es la lógica de (el presidente estadounidense, Donald Trump. No está pensando en la democratización de Venezuela y, mucho menos, en el narcotráfico”, precisó.

Pedro agregó que Venezuela no es considerado un gran productor de drogas y que solo una porción relativamente pequeña del tráfico mundial de narcóticos fluye a través del país.

Y dijo que “El problema del presidente venezolano, Nicolás Maduro, se llama democracia… la falta de democracia”, declaró Petro a CNN, y agregó que “ninguna investigación colombiana… nos ha demostrado una relación entre el narcotráfico colombiano y Maduro”.

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La Pampa adjudica la construcción de su segundo parque solar en General Pico

El gobernador Sergio Ziliotto firmó este martes el contrato de adjudicación para la construcción, puesta en marcha y operación del segundo Parque Solar Fotovoltaico de La Pampa, que se instalará en el Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico.

El emprendimiento, que en su primera etapa generará 15 megavatios, se concreta bajo un esquema público-privado sin antecedentes en la Provincia, a través de la Unión Transitoria de Empresas integrada por Cimepro S.A., Martínez de la Fuente S.A. y Megatrans S.A., en la que Pampetrol SAPEM tendrá una participación del 20%.

La obra representa un nuevo paso en la política energética que impulsa el Gobierno provincial para fortalecer el desarrollo productivo, generar empleo local y consolidar una matriz más moderna, diversa y sostenible. La firma del contrato, realizada en el Centro Cultural MEDANO, reunió a la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso; el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol SAPEM, María Roveda; intendentes del norte provincial; legisladores provinciales y nacionales; representantes del sector cooperativo, empresarios e integrantes del entramado industrial.

Con una inversión total de 10.492.721 dólares, el Parque aportará 15 megavatios en su primera etapa y se construirá bajo un esquema de asociación público–privada inédito en el sector energético pampeano: Pampetrol SAPEM integrará la UTE adjudicataria con el 20%, mientras que las empresas privadas aportarán el 80% del financiamiento, la provisión de equipos, la construcción y el montaje.

El Parque Solar se emplazará sobre más de 100 hectáreas destinadas a la generación de energía limpia dentro del Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo, ubicado en la intersección de las rutas 3 y 4. Allí se instalarán 27.612 paneles monocristalinos bifaciales de 630 Wp, montados sobre estructuras móviles de un eje que optimizan la captación solar, y permitirán producir alrededor de 37.236 MWh anuales. El plazo de obra es de 11 meses.

El proyecto beneficiará directamente al Polo de Desarrollo Energético, al Parque de Actividades Económicas y a la Estación Transformadora, además de mejorar la calidad del servicio eléctrico en toda la zona y abastecer de energía renovable a más de 9.000 hogares. Asimismo, generará puestos de trabajo en nichos estratégicos: al menos el 70% de la mano de obra será pampeana, fortaleciendo la cadena de valor local.

Con este nuevo Parque Solar y las centrales de energía limpia ya operativas, La Pampa alcanzará un 27,6% de cobertura de su demanda eléctrica con fuentes renovables, consolidando el camino hacia la soberanía energética y dando continuidad a la senda iniciada con el Parque Solar Antü Mamüll de Victorica.

Ziliotto: “Esta inversión demuestra confianza en La Pampa”

Durante el acto, el gobernador Sergio Ziliotto destacó el carácter estratégico del proyecto y remarcó la centralidad del esquema de inversión público-privada como herramienta de desarrollo provincial. “Este Parque Solar tiene un componente totalmente distinto. Es una enorme satisfacción haber convocado y tener la reciprocidad del sector privado. Esta es una inversión público-privada donde el privado viene a invertir a la provincia de La Pampa”, afirmó.

Precisó que la inversión inicial rondará los 10 millones de dólares, de los cuales el 80% será aportado por el sector privado. “Confiaron en La Pampa, en la seriedad del esquema y en la institucionalidad de nuestra Provincia. El otro 20% corresponde a recursos propios que administra Pampetrol”, señaló.

Recordó que la política energética provincial es una política de Estado construida desde 2020, con una clara definición: avanzar en la transición hacia energías limpias frente al cambio climático y, al mismo tiempo, garantizar soberanía energética en un horizonte de 20 años. “Nos generamos un desafío con muchas estaciones intermedias. El objetivo principal, además de proteger el ambiente, es ver cómo llegamos a ser soberanos desde el punto de vista de la generación de energía”, expresó.

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Vidal reunió a municipios y empresas chinas para reactivar La Barrancosa

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó este mediodía una mesa de trabajo junto a representantes de los municipios de Comandante Luis Piedra Buena, Puerto San Julián y Puerto Santa Cruz, legisladores provinciales, integrantes del gabinete provincial y directivos de las empresas chinas vinculadas al proyecto hidroeléctrico La Barrancosa, con el objetivo de coordinar acciones para su reactivación.

En la zona, el mandatario estuvo acompañado por el jefe de Gabinete de Ministros, Daniel Álvarez; el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el ministro de Trabajo, Empleo y Seguridad Social, Ezequiel Verbes y el presidente de Santa Cruz Puede SAU, Gustavo Sívori.

También participaron el secretario de Energía Eléctrica, Nazareno Retortillo; el secretario de Minería, Pedro Tiberi; el secretario de Ambiente Energético, Gastón Farías; y el secretario de Coordinación de Trabajo, Juan Mata.

Las comunidades locales estuvieron representadas por la intendenta de Comandante Luis Piedra Buena, Analía Farías; el intendente de Puerto San Julián, Daniel Gardonio; el intendente de Puerto Santa Cruz, Juan Manuel Bórquez; además de los diputados provinciales Piero Boffi, por Puerto San Julián, y Fabiola Loreiro, por Puerto Santa Cruz, quienes destacaron la relevancia de la obra para el desarrollo regional, la generación de empleo y el fortalecimiento de la infraestructura energética.

En representación de las empresas chinas, asistieron Ni Zhen, gerente general de China Energy Engineering Group (CEEG); Chen Jing y Yu Xiong, responsables del Departamento de Gestión de la Producción de CEEG; y Qiao Xubin, gerente general de China Energy International Group Company. También estuvieron presentes Chen Gang, gerente general de China Gezhouba Group Company (CGGC); Li Guojian, presidente de China Gezhouba Group First Engineering Co., Ltd.; Zhang Jun, gerente general de China Gezhouba Group International Engineering Co., Ltd.; y Wang Mingyi, director del Proyecto Aprovechamientos Hidroeléctricos del Río Santa Cruz.

Durante la reunión, se analizaron alternativas para garantizar el reinicio de los trabajos, entre ellas la importancia de avanzar con los trámites administrativos pendientes, la generación de empleo local, y los mecanismos de articulación entre Nación, Provincia, municipios, empresas y comunidades. Las partes destacaron la importancia estratégica de la obra para la matriz energética del país y el rol clave de Santa Cruz como provincia generadora de energía.

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GNL: llegaron 10.000 toneladas de caños al puerto de San Antonio Este

Este martes un buque cargado con 10.000 toneladas de caños de acero arribó al puerto de San Antonio Este, en Río Negro, con materiales claves para el gasoducto del proyecto de GNL de Southern Energy, que abastecerá futuras plantas flotantes.

El buque Billion Star (ex Timaru Star) llegó al puerto de San Antonio Este (SAE) con un cargamento de 10.000 toneladas de caños de acero, equivalentes a más de 2.200 unidades. El material está destinado a la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FLNG, impulsado por el consorcio Southern Energy, encabezado por Pan American Energy (PAE) junto a YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. 

Según se informó, se trata del primer embarque crítico de tuberías para esta obra de infraestructura estratégica, que permitirá abastecer a las plantas flotantes de licuefacción frente a la costa rionegrina y consolidará a la provincia como eje logístico del GNL argentino.

Material clave para el gasoducto del proyecto Argentina FLNG

Los caños serán utilizados en los tramos terrestres y submarinos del gasoducto que conectará la red troncal de gas con el sistema marítimo a la altura de Fuerte Argentino, donde se proyecta el montaje de las unidades flotantes de licuefacción. 

Este gasoducto forma parte de la infraestructura necesaria para que Río Negro se inserte en el mercado global de exportación de Gas Natural Licuado, aprovechando el potencial de producción de Vaca Muerta y generando nuevas cadenas de valor en la provincia. 

De acuerdo al cronograma operativo, la descarga de las 10.000 toneladas de caños comenzará el miércoles 26, bajo un plan especial de descarga, acopio y transporte terrestre hacia los futuros frentes de obra del gasoducto. 

El operativo involucrará al personal portuario de San Antonio Este, empresas de logística, transporte y servicios vinculados, generando más trabajo portuario y movimiento económico en la región, y reforzando el rol del puerto como nodo estratégico para los grandes proyectos energéticos del país.

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Coca-Cola Argentina y Genneia impulsan juntos la transición hacia la energía renovable

En un encuentro realizado en las oficinas de Coca-Cola Argentina, se concretó una alianza estratégica entre la compañía líder de bebidas y Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina. El acuerdo permitirá abastecer la planta de concentrados de la compañía en la Ciudad de Buenos Aires y su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólicas y solares, reemplazando cerca del 80% del consumo energético anual. Dicha energía proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.

El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.

Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.

“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

En tanto, Leonardo Garcia, Gerente General de Argentina y Uruguay manifestó: “En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía”.

Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.

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Llegan 150 colectivos impulsados a GNC y fabricados en China para fortalecer la red del AMBA

Llegarán al país entre diciembre y enero los 150 colectivos impulsados a Gas Natural Comprimido (GNC) desarrollados en Xiamen, China, por King Long, fabricante mundial de buses, que adquirió el Grupo Metropol, que opera en el Área Metropolitana de Buenos Aires las líneas 65, 136, 151, 163, 176, 182, 194, 195, 228A, 237, 276, 310, 322, 326, 327, 336, 365, 386, 392, 448, 503, 507, 510, 670 y 741, y recientemente incorporó la 302 y 303.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la iniciativa es parte de una inversión de US$ 45 millones destinada a renovar por completo la flota de las líneas que la empresa opera en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y representa un avance concreto en la transición hacia energías más limpias, eficientes y sostenibles en el transporte público.

El directorio de la compañía viajó a China para recibir y supervisar los vehículos adquiridos, que ya iniciaron su traslado hacia la Argentina y comenzarán a arribar entre diciembre y enero, dando inicio a una nueva etapa para la movilidad urbana del AMBA.

“Estar en la planta, ver las unidades terminadas y listarlas para su embarque es un momento histórico para nuestra empresa y para el sector. Esta inversión refleja nuestro compromiso con una movilidad más limpia, moderna y eficiente para los pasajeros y para la Ciudad”, destacó Eduardo Zbikoski, director de Grupo Metropol.

Un transporte más limpio y eficiente

Los nuevos colectivos a GNC permiten una operación más amigable con el ambiente, mejorando la calidad del aire y el confort urbano:

●      Reducción de material particulado (PM) → aire más puro y respirable

●      Reducción de óxidos de nitrógeno (NOx) → menos impacto en la salud

●      Hasta 25% menos emisiones de CO₂ por kilómetro

●      Operación más silenciosa → viajes más agradables y entornos urbanos más tranquilos

En conjunto, los 150 buses a GNC ofrecen un impacto equivalente a sustituir 1.500 colectivos diésel, contribuyendo significativamente a los objetivos climáticos de la Ciudad.

El GNC es hoy la alternativa más accesible y escalable para acelerar la transición energética del transporte, gracias a su disponibilidad, infraestructura operativa existente y beneficios económicos y ambientales.

Permite disminuir la dependencia del gasoil importado, promover proveedores y servicios nacionales, y avanzar en un modelo sustentable y competitivo.

Cada colectivo además incorpora:

●    Sistema ADAS de asistencia a la conducción

●    Cámaras de seguridad y telemetría avanzada

●    Sensores inteligentes para un mantenimiento predictivo y mayor seguridad.

La producción y entrega de las 150 unidades se completó en tiempo récord, con un ciclo de fabricación de solo 16 días hábiles, demostrando la capacidad tecnológica y de volumen del ecosistema industrial chino.

King Long es el tercer fabricante de buses a nivel mundial. Cada día produce 70 unidades. Está importante venta para Argentina representa el 20% de sus operaciones en América Latina.

“Traemos los colectivos de China, pero formamos el talento acá. Es un cambio que empieza por las personas”, destacó Javier Zbikoski, director de Grupo Metropol.

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Buenos Aires organiza una ronda de negocios internacional sobre petróleo, gas, minería y energía

El Gobierno de la provincia de Buenos Aires, a través del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, convoca a la primera Ronda de Negocios Nacional e Internacional dedicada a petróleo, gas, minería y energía, organizada junto al Consejo Federal de Inversiones (CFI), que se desarrollará el próximo jueves 27 de noviembre, desde las 9:00 horas, en el Teatro Argentino de La Plata.

El evento, que es parte de las diversas políticas estratégicas que lleva adelante el gobernador Axel Kicillof, a través de la cartera productiva bonaerense que encabeza el ministro Augusto Costa, tendrá como objetivo promover la inserción de las empresas bonaerenses en la cadena de provisión de productos y servicios para estos sectores estratégicos en el desarrollo productivo nacional.

“La Argentina está ante la oportunidad de un nuevo ciclo de desarrollo, para transformar su matriz productiva en torno a los sectores de petróleo, gas, minería y energía; y el desafío es hacerlo con inteligencia, sostenibilidad y valor agregado local”, destacó el ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica provincial, Augusto Costa. Y agregó: “El Gobierno de la provincia de Buenos Aires es el nexo entre las pymes bonaerenses y esta actividad económica que crece, ya que el entramado pyme bonaerense tiene las capacidades para agregar valor de manera eficiente en la explotación de recursos naturales; el objetivo es que la industria nacional pueda capitalizar este momento histórico y por eso llevamos adelante esta Ronda de Negocios sectorial”.

Será la primera vez que la Provincia organice un evento de esta magnitud dirigido a este sector crucial para el desarrollo industrial provincial y de todo el país. Como sucede en cada Ronda de Negocios, los participantes tendrán la oportunidad de fortalecer vínculos comerciales, promover el desarrollo de proveedores y generar nuevos negocios con operadores del ámbito nacional e internacional.

A nivel nacional, participarán las principales operadoras petroleras, gasíferas y mineras, junto con empresas de servicios integrados, contratistas EPC, constructoras y proveedores especializados para los segmentos upstream y downstream, así como generadoras, transportistas y distribuidoras de energía eléctrica. También estarán presentes compradores internacionales provenientes de Bolivia, Brasil, Perú y Uruguay.

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“Sin reglas claras y ejecución eficiente, las inversiones energéticas en Colombia se frenarán”, advierte Suárez

Durante su intervención en el FES Colombia, María Fernanda Suárez, CEO de Banco Popular, expuso con crudeza uno de los principales cuellos de botella del sistema energético colombiano: la ejecución. No basta con tener planes; lo que está fallando es su implementación. Las demoras en proyectos de transmisión, que en algunas regiones alcanzan hasta 8 años, reflejan que la planeación está siendo desbordada por la realidad institucional y territorial.

La situación se agrava por una mala distribución de riesgos entre el sector público y privado, que desalienta la inversión y termina trasladando los costos al usuario. En este esquema, el capital privado asume riesgos para los que no tiene control, mientras las entidades públicas no asumen responsabilidades claras.

“Las demoras tienen que volverse inadmisibles”, expresó durante el panel.

El escenario se agrava con una creciente imprevisibilidad regulatoria y fiscal, que ahuyenta a los inversionistas. Para Suárez, si el país no garantiza reglas del juego estables, la inversión se va a frenar, sin importar lo ambiciosa que sea la hoja de ruta energética. Esto será especialmente sensible de cara a 2026, cuando los desafíos de abastecimiento eléctrico serán aún más visibles.

Desde el punto de vista técnico, propuso abandonar la narrativa de transición energética como sustitución y adoptar una mirada de adición energética. La demanda crecerá inevitablemente, tanto por la electrificación del transporte como por el consumo asociado a la inteligencia artificial y nuevas tecnologías. Por lo tanto, Colombia debe incorporar más energía, no simplemente reemplazar una fuente por otra.

El sector privado, subrayó Suárez, ha sostenido la operación del sistema en medio de la incertidumbre. A pesar de las trabas regulatorias y territoriales, las empresas han continuado invirtiendo y presentando soluciones que han evitado crisis de suministro. Esa capacidad de respuesta, según la CEO, es uno de los principales activos para generar confianza en el sistema.

Desde el sistema financiero, Suárez identificó un patrón de debilidad estructural en los proyectos renovables: muchos no llegan bien estructurados, sin estrategias claras para mitigar riesgos técnicos y comerciales. Esto impide que sean aprobados por los comités de crédito. “Vemos muchas veces proyectos que vienen cojos desde el punto de vista financiero”, advirtió.

Además, anticipó que en los próximos 18 meses entrará en vigencia la regulación SARASOC, impulsada por la Superintendencia Financiera, que definirá nuevos criterios para la evaluación de riesgos en proyectos. Según Suárez, quienes logren alinear sus proyectos con esta metodología, tendrán más posibilidades de acceso a financiamiento.

Finalmente, alertó sobre la pérdida de narrativa pública del sector energético frente a intereses particulares, que bloquean proyectos a nivel territorial. Aunque el sector cuenta con empresas fuertes y múltiples gremios, no ha logrado comunicar de manera efectiva los impactos negativos que estas barreras generan sobre el bienestar colectivo.

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Saturación de redes en España pone en jaque inversiones en renovables y centros de datos. ¿Qué cambios reclama el sector?

La reciente publicación de los mapas de capacidad de la red de distribución eléctrica confirmó lo que el sector renovable español venía señalando hace tiempo: el 83,4% de los nudos están saturados, lo que impide nuevas conexiones tanto para generación como para grandes consumos. Este dato, revelado por Red Eléctrica, pone en evidencia el desfase entre la red disponible y los objetivos de transición energética e industrialización del país.

“Nos hemos encontrado con una evidencia que ya conocíamos: hay una deficiencia de redes tanto en la distribución como en la del transporte”, afirmó Abelardo Reinoso, especialista en redes eléctricas y socio de Malaika Net Energy, en diálogo con Energía Estratégica. Desde su visión, el problema no se reduce a la infraestructura técnica, sino a un modelo regulatorio y de planificación que no se ha adaptado al ritmo ni al volumen de inversiones que España necesita atraer.

Para el consultor, el sistema actual basado en planificación quinquenal no permite responder a la velocidad que exigen los grandes proyectos industriales, logísticos, digitales o energéticos. “No es solo que falten infraestructuras; es que la regulación no acompaña, ni incentiva, ni permite planificar con agilidad”, advirtió Reinoso.

En ese sentido, plantea que España podría estar bloqueando hasta 60.000 millones de euros en inversiones por falta de red, y advierte que muchas empresas ya están evaluando instalarse en otros países europeos con mejor disponibilidad eléctrica y mayor certidumbre normativa. “Estamos perdiendo inversiones que se van a Marsella, a Milán o a Lyon. Porque allí hay red disponible y claridad regulatoria”, remarcó.

Uno de los puntos clave es el marco retributivo de las distribuidoras, actualmente bajo revisión por parte de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia). Reinoso explicó que las empresas de distribución no tienen incentivos para invertir anticipadamente y que el sistema actual no permite adaptar la red al nuevo perfil de demanda.

“Si mañana llega una empresa que quiere electrificar un proceso o montar un centro de datos, es clave poder ofrecerle una conexión en un plazo razonable. De lo contrario, optará por otros destinos”, sostuvo.

A esto se suma que la planificación de la red de transporte, estructurada en ciclos quinquenales, dificulta responder con agilidad a nuevos polos de crecimiento industrial o urbano. Además, el especialista planteó que los plazos legales para acceso y conexión no siempre se cumplen, lo que introduce incertidumbre y complica la toma de decisiones para los inversores.

Reinoso también señaló  la urgencia de implementar un modelo de planificación más dinámico y territorializado, que articule el crecimiento de la demanda con la capacidad real de las infraestructuras. A su juicio, hay que acompasar el desarrollo de la red con sectores estratégicos como la electromovilidad, los centros de datos, la vivienda y los procesos industriales descarbonizados, todos actualmente impactados por la saturación de los nudos.

Otrofoco clave que plantea corregir es el uso especulativo de los puntos de conexión. Desde 2020 se otorgaron alrededor de 50 GW de potencia para demanda, buena parte de los cuales no están siendo utilizados.

“La especulación con puntos de conexión debe terminar. Si no se usan en tiempo y forma, tienen que liberarse para quienes sí están listos para construir”, propuso.

Como medidas inmediatas, destaca la necesidad de habilitar posiciones disponibles en subestaciones, permitir el uso compartido entre demanda y generación, flexibilizar los criterios de acceso, y priorizar proyectos con mayor madurez técnica y financiera. También considera que figuras como el acceso flexible, recientemente introducido en la Circular 1/2024, pueden aportar soluciones si se aplican correctamente: “Lo importante es que se entienda que no toda la potencia se necesita 24/7, y que el sistema pueda valorarlo”, explicó.

Mirando hacia el corto plazo, el consultor analizó: “En 2026 no vamos a ver grandes cambios si seguimos con este modelo. Las redes no se construyen en dos años. Lo que podemos hacer ahora es maximizar el uso de lo que ya tenemos”.

“Esto no es un problema técnico, es un problema estratégico. O acompañamos el crecimiento con red, o lo veremos ocurrir en otra parte”, concluyó el especialista.

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Coca-Cola Argentina y Genneia impulsan juntos la transición hacia la energía renovable

En un encuentro realizado en las oficinas de Coca-Cola Argentina, se concretó una alianza estratégica entre la compañía líder de bebidas y Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina. El acuerdo permitirá abastecer la planta de concentrados de la compañía en la Ciudad de Buenos Aires y su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólicas y solares, reemplazando cerca del 80% del consumo energético anual. Dicha energía proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.

El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.

Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.

“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa.”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

En tanto, Leonardo Garcia, Gerente General de Argentina y Uruguay manifestó: ”En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía.”

Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.

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C&R 2025 reúne a 45.000 profesionales y define el rumbo del sector hacia la eficiencia energética y la descarbonización

IFEMA MADRID cierra con éxito el Salón Internacional de la Climatización y la Refrigeración, C&R, y la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, con GENERA + MATELEC, que por primera vez se han celebrado en coincidencia. Entre las tres ferias, han convocado a más de 102.000 visitantes profesionales y cerca de 1.200 empresas que consolidan esta convocatoria como referente europeo en la transición energética, la innovación industrial y la sostenibilidad.

Un ecosistema único al servicio del impulso de la transición energética

A través de este formato, IFEMA MADRID reafirma su compromiso de consolidar a España como uno de los polos europeos con mayor dinamismo en electrificación, descarbonización y transformación del parque edificatorio. Celebradas del 18 al 20 de noviembre, la coincidencia de las tres ferias ha generado un ecosistema que abarca toda la cadena de valor de la energía junto con la climatización, la refrigeración, la eficiencia, la digitalización y las instalaciones, potenciando las sinergias entre fabricantes, instaladores, distribuidores, ingenierías, arquitectos, prescriptores y administraciones y creando un espacio de encuentro único para el negocio y la transferencia tecnológica.

C&R 2025 ha cerrado una edición especialmente sólida, marcada por un incremento en la presencia de soluciones de alta eficiencia, la consolidación de la bomba de calor como tecnología protagonista y la creciente integración de la digitalización. En su 27ª edición ha reunido a 45.000 profesionales de 88 países y las últimas soluciones de más de 400 empresas, presentando las últimas innovaciones y tendencias que marcan el futuro del sector, desde la calidad del aire interior y el mantenimiento inteligente hasta las soluciones orientadas a la descarbonización del parque edificatorio. C&R refuerza así su papel como cita de referencia internacional en climatización y refrigeración en un momento de profunda transformación regulatoria y tecnológica.

Por su parte, la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización ha reunido la oferta de más de 800 expositores y 57.000 visitantes profesionales, con un 10% de participación internacional procedente de 76 países —principalmente de Europa (61%, con Portugal, Italia, Alemania y Francia a la cabeza), América (18%) y África (6%, especialmente del Magreb), consolidando a estas ferias como pilares clave para reforzar el ciclo de la energía. Bajo este paraguas, GENERA, organizado con el apoyo del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha reafirmado su liderazgo en renovables, transición energética y soluciones de almacenamiento constatando el avance de la digitalización y la hibridación de sistemas, subrayando la importancia de acelerar la rehabilitación energética.

Finalmente, MATELEC se ha consolidado como cita clave para todo el sector de la electrificación, la automatización, los materiales y la eficiencia en edificios y entornos industriales, con una oferta que ha puesto el foco en la digitalización y la gestión energética, reforzando su valor como plataforma para impulsar un modelo eléctrico más eficiente y conectado. Este proyecto ha contado con el patrocinio principal de Simon, quien presentó CLUB by Simon, un espacio diseñado para el instalador profesional.

Jornadas técnicas: visión 360º sobre el futuro energético y del parque edificatorio

Las jornadas técnicas en C&R, MATELEC y GENERA ofrecieron una visión integral del futuro energético, abordando climatización, calidad del aire, electrificación, automatización y energías renovables. Se analizaron cómo la IA, la digitalización y las nuevas normativas están transformando la operación de edificios y las instalaciones técnicas, así como los desafíos para descarbonizar el parque edificado. Los debates resaltaron que la transición energética requiere un enfoque integrado, combinando renovables, eficiencia, sistemas inteligentes y rehabilitación para mejorar rendimiento, salud y resiliencia de los edificios.

En C&R, las jornadas destacaron la creciente relevancia de la calidad del aire interior, la integración de ventilación, filtración y monitorización, y el papel de la IA para optimizar el mantenimiento y adaptar la climatización a escenarios climáticos cambiantes. También se subrayó que tecnologías ya maduras —como la bomba de calor, la rehabilitación integral o los sistemas híbridos— permiten avanzar en la descarbonización del parque edificado, siempre que exista un marco regulatorio estable. Se completó con sesiones prácticas en el Taller de Climatización, organizado por Agremia; el Taller de Refrigeración, por AEFYT; Ágora de Data Centers, Ágora de Regulación y Control y la iniciativa Nuevos Talentos.

En el caso de La Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, se desarrolló una agenda especializada que puso el foco en los contenidos estratégicos claves para la reindustrialización verde y la transformación del tejido productivo, además de la flexibilidad de la demanda y la electrificación. Esta programación se articuló a través del Global Forum, que reforzó la visión común de este proyecto con debates institucionales y sectoriales impulsados por entidades como IDAE, quien a través del Secretario de Estado de Energía, inauguró las tres ferias, y participó en una jornada para impulsar la cadena de valor renovable made in Spain, además de AFME, APPA, CIDE, AEPIBAL, ENTRA, APLIQA, SOLARTYS o AEDIVE, y culminó con la presentación del Informe OREVE 2025, de la mano de AFME sobre la rehabilitación y el estado de la electrificación del parque de viviendas, un observatorio que incluye a las principales asociaciones sectoriales. 

Además, el programa de actividades contó con espacios destacados como el Foro Genera Solar (UNEF), donde se abordó el autoconsumo, almacenamiento e innovación fotovoltaica; el Mundo del Instalador (FENIE), que destacó por sus talleres formativos y la celebración XVIII Concurso de Jóvenes Instaladores; el Foro CAE’s (ANESE y A3E) donde se analizó la eficiencia energética y la certificación de ahorro; y el Foro KNX donde se presentaron las mejores experiencias en automatización y domótica y los Foros en el Centro de Convenciones Norte, desarrollados por múltiples asociaciones como COGEN, AEH2, AEEólica o ASIT, entre otras, configurando un recorrido completo por todas las áreas que impulsan la electrificación, la digitalización y la eficiencia.

El contenido del programa se centró en reindustrialización y electrificación verde, renovables, autoconsumo, almacenamiento y comunidades energéticas, así como en instalación eléctrica, materiales, CAE’s y automatización, destacando el papel de las infraestructuras en la descarbonización

Reconocimiento a la excelencia

Además, IFEMA MADRID ha sido escenario del reconocimiento a la excelencia, desde los perfiles más jóvenes hasta los más veteranos de la industria. 

El Premio Climatización y Refrigeración, que bienalmente otorga el Comité Organizador de C&R en reconocimiento a los profesionales con toda una vida de especial dedicación al desarrollo, progreso y mejora del sector, ha destacado la labor de Luis Mena, director general de Daikin España.

Por su parte, Carlos Larraz ha ganado el título de Mejor instalador Novel 2025 en la final del XVIII Concurso Nacional de Jóvenes Instaladores organizada por FENIE (Federación Nacional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas, Telecomunicaciones y Climatización de España) en MATELEC.

La celebración simultánea de C&R, GENERA y MATELEC ha sido capaz de agrupar en un único espacio la producción energética, la gestión inteligente, la eficiencia, la climatización, la digitalización de edificios y las instalaciones. Esta visión facilita que la industria afronte la transición energética como un proceso sistémico y no segmentado, donde cada eslabón influye directamente en los objetivos de sostenibilidad y competitividad.

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Sungrow impulsa el mayor proyecto de almacenamiento en baterías del Reino Unido: Thorpe Marsh

El Reino Unido ya ha logrado importantes avances en el sector del almacenamiento en baterías en 2025, con 7,86 GW / 11,8 GWh de almacenamiento en baterías a gran escala ya operativos, y casi 2 GW / 3,5 GWh añadidos solo en los primeros diez meses de 2025, lo que supone un aumento interanual del 36 %. En consonancia con esta tendencia positiva, el proyecto Thorpe Marsh será el mayor proyecto de baterías del Reino Unido y uno de los proyectos de baterías stand alone más ambiciosos del mundo.

Como proveedor de tecnología, Sungrow suministrará unidades de su PowerTitan 2.0 BESS con una capacidad de almacenamiento de energía de 1,6 GW / 3,3 GWh, suficiente para abastecer de energía a más de 785 000 hogares al año y capaz de exportar más de 2000 GWh al año. Al añadir una capacidad equivalente a más del 20 % de toda la flota de baterías actual del Reino Unido, el proyecto representa un momento crucial en el camino de la región hacia la resiliencia energética.

«Este es un momento histórico para la transición energética del Reino Unido y para la industria mundial del almacenamiento de energía», afirmó James Li, director de ESS Europe en Sungrow. «Estamos orgullosos de apoyar a Fidra Energy y a todos los partners en la ejecución de un proyecto que establecerá nuevos estándares en cuanto a escala y rendimiento. Thorpe Marsh demuestra cómo la tecnología de vanguardia en baterías puede acelerar el cambio hacia un sistema energético más limpio y resistente. El compromiso de nuestro equipo de proporcionar el máximo nivel de apoyo a nuestros partners es la piedra angular de nuestra estrategia para allanar el camino hacia un futuro sostenible».

Soluciones flexibles para satisfacer escalas sin precedentes

El PowerTitan 2.0 es una solución totalmente refrigerada por líquido y modular diseñada para aplicaciones a gran escala. Diseñado para maximizar la eficiencia y la fiabilidad, al tiempo que simplifica la instalación, el PowerTitan 2.0 ofrece la flexibilidad necesaria para proporcionar un rendimiento constante a una escala sin precedentes, como es el caso del proyecto Thorpe Marsh.

«Sungrow ha demostrado que será un socio excelente, y estamos deseando trabajar con ellos para apoyar nuestras ambiciones de crecimiento en el Reino Unido y Europa», afirma Chris Elder, director ejecutivo de Fidra Energy.

Una importante inversión respalda el potencial de Thorpe Marsh

El proyecto obtuvo una inversión de aproximadamente 750 millones de libras esterlinas y contó con el respaldo de EIG, el Fondo Nacional de Riqueza del Reino Unido y un sindicato de prestamistas internacionales que incluye a Natwest, Santander CIB, Deutsche Bank AG, Societe Generale y Standard Chartered Bank, entre otros. La construcción ya ha comenzado y la puesta en marcha está prevista para mediados de 2027.

Thorpe Marsh también cuenta con acuerdos de compra a largo plazo con EDF, Octopus Energy y Statkraft, que cubren alrededor del 80 % de su capacidad, además de una adjudicación del mercado de capacidad por parte del Gobierno del Reino Unido por un periodo de 15 años a partir de 2028. En conjunto, estos acuerdos proporcionan una base de ingresos estable para una de las instalaciones de almacenamiento más ambiciosas jamás financiadas.

Impulsando la ambición energética del Reino Unido más allá de Thorpe Marsh 

Además del proyecto Thorpe Marsh, Sungrow también suministrará sus innovadoras soluciones al proyecto ESS West Burton C de 500 MW/1,1 GWh. Este último cuenta con el apoyo de EIG y el Fondo Nacional de Riqueza y también será desarrollado por Fidra Energy.

A medida que el Reino Unido avanza rápidamente hacia su objetivo de energía limpia para 2035, los proyectos de baterías a gran escala como Thorpe Marsh son esenciales para integrar la generación renovable, suavizar la intermitencia y apoyar la estabilidad de la red. Desde el Reino Unido hasta Bélgica, Irlanda, los Países Bajos y Finlandia, Sungrow se compromete a promover el almacenamiento de energía de vanguardia que permita la transición hacia la energía limpia en toda Europa y más allá, para todos.

 

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Santa Cruz y Neuquén se suman al acuerdo para avanzar con la quita de retenciones a las exportaciones de crudo convencional

El ministro de Economía, Luis Caputo, tiene previsto firmar este jueves acuerdos con los gobernadores de Santa Cruz y Neuquén para avanzar con la eliminación de los derechos de exportación del crudo convencional. Es el mismo esquema que se cerró la semana pasada con la provincia de Chubut destinado a preservar la actividad en las cuencas maduras.

El gobierno se compromete a reducir los derechos de exportación, fijados actualmente en 8 por ciento, y las provincias a acompañar ese esfuerzo con una serie de medidas que deberán explicitar dentro de los próximos 60 días.

Entre esas acciones provinciales se incluye un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos.

Las petroleras, que van a estar representadas por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), también comprometerán un esfuerzo, en línea con el gobierno nacional y las provincias.

La medida del gobierno nacional implica llevar la alícuota de las retenciones a cero en determinados rangos, lo que representa un alivio fiscal significativo para las empresas con operaciones exportadoras. Por lo tanto, se espera que esas firmas incrementen sus niveles de inversión.

Yacimiento maduro de la provincia de Santa Cruz en el Golfo San Jorge.

Acuerdo clave para Santa Cruz

Santa Cruz es la provincia que está más interesada en avanzar con el acuerdo porque, a diferencia de Neuquén, no tiene un volumen significativo de producción no convencional. La semana pasada oficializó la cesión a seis empresas de las diez áreas maduras que había dejado YPF.  

El gobernador Claudio Vidal anticipó que enviará a la Legislatura un proyecto de ley para modificar el esquema de regalías hidrocarburíferas. La iniciativa —que va en línea con el acuerdo que se firmará con el gobierno nacional— busca adecuar la carga provincial a la realidad productiva de los yacimientos declinantes, con el objetivo de sostener la actividad, evitar el cierre de pozos y promover la inversión privada en nuevas tecnologías de recuperación.

Vemos con muy buenos ojos este paquete de decisiones, que apunta de manera directa a la extensión y sustentabilidad de la vida útil de los campos maduros. La cesión de áreas, la eliminación de retenciones y un nuevo esquema de regalías conforman un marco coherente que brinda previsibilidad, dinamiza la inversión y permite dar continuidad operativa a yacimientos que han sido una fuente histórica de desarrollo para Santa Cruz», aseguraron desde Quintana Energy, una de las seis empresas que se quedó con las áreas de YPF junto con Patagonia Resources, Clear Petroleum, Roch Proyectos, Brest y Azruge.

«Creemos que los yacimientos convencionales maduros son un negocio diferente al de Vaca Muerta. En Vaca Muerta hay proyectos que superan el 30% de tasa interna de retorno. Eso es algo impensado para un convencional maduro con un petróleo semipesado o pesado donde la tasa de retorno equivale al 50% de lo que se puede ganar en Vaca Muerta«, había destacado a EconoJournal a fines de agosto el ministro de Energía provincial, Jaime Álvarez.

Una que sí y otra que no

Otra de las provincias que también firmaría el acta acuerdo en los próximos días es Río Negro, aunque todavía no hay una fecha confirmada. De hecho, la provincia está por lanzar un programa de incentivo a los yacimientos maduros, según adelantaron fuentes de la gobernación a este medio.

Mendoza, en cambio, no tiene previsto firmar. “La quita de derechos de exportación va a beneficiar a todas las cuencas y la baja de regalías es algo que Mendoza ya viene implementando. Por lo tanto, no hay ninguna obligación nueva para asumir”, señalaron fuentes del gobierno provincial.

La reducción de regalías que aplicó la provincia conducida por Alfredo Cornejo tiene distintos capítulos. En las concesiones vigentes se aplica sobre la producción incremental, pero el nuevo pliego que se aprobó, adaptándolo a las modificaciones de la ley 17.319 introducidas por la Ley de Bases, permite mejorar la inversión a cambio de una rebaja de las regalías.

«Por ejemplo, Petróleos Sudamericanos entró en el Clúster Norte, que es la Cuenca Cuyana, en áreas que tienen cortes de agua de entre 95% y 98% (NdR: porcentaje de agua que se extrae junto con el petróleo). Por lo tanto, para que el lifting cost (NdR: costo de operar y extraer un barril de petróleo en producción) lo soporte había que bajar la presión impositiva y esas áreas se prorrogaron con regalías del 7%. Cuando un operador nos plantea que sus costos son insostenibles, nos sentamos con ese operador y analizamos cuál es la mejor opción», detalló a comienzos de septiembre la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, en diálogo con EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

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Genneia abastecerá energía renovable a Coca Cola en CABA y Ezeiza

Las compañías Coca-Cola de Argentina y Genneia acordaron que la principal generadora de energías renovables abastezca la planta de concentrados de Coca Cola en la Ciudad de Buenos Aires y de su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólica y solar, por el equivalente al 80 % del consumo energético anual de dichas plantas.

La energía a suministrar proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.

El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.

Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25 % sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.

Bernardo Andrews señaló que “nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa”.

En tanto, Leonardo Garcia manifestó que ”en Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía”.

Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. La inauguración del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, junto a la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.400 MW.

La Compañía Coca-Cola (NYSE: KO) es una compañía total de bebidas, cuyos productos se venden en más de 200 países y territorios.

En Argentina, Coca-Cola junto a sus cuatro socios embotelladores (Arca Continental, Coca-Cola Andina, Coca-Cola Femsa y Reginald Lee) elaboran y comercializan desde hace 83 años las reconocidas marcas de la Compañía:  Coca-Cola, Sprite, Fanta, Cepita Del Valle, Aquarius by Cepita, Bonaqua y Benedictino, entre otras.

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Adrián Mercado realizará subastas de las firmas Techint y Cartellone

La empresa líder en subastas industriales, Adrián Mercado, anunció que el próximo viernes 5 de diciembre llevará a cabo dos subastas de las reconocidas firmas Techint y José Cartellone Construcciones Civiles, motivadas por la renovación de sus flotas.

Ambas subastas se desarrollarán de forma online, contando con la presencia destacada del martillero público.

Las subastas serán de forma online

Las subastas

Durante las subastas, se podrán adquirir cientos de lotes que incluyen: Grúas, excavadoras, palas cargadoras, compactadoras, plataformas elevadoras, camiones, Pick-ups Toyota, automóviles, furgones, torres de iluminación, grupos electrógenos, acoplados, entre otros.

Adrián Mercado, titular y martillero de la firma homónima, resaltó: “Se abre una nueva oportunidad para cientos de pymes y particulares que buscan adquirir maquinaria en buen estado y a un valor conveniente, en dos destacadas subastas de firmas reconocidas por la cantidad, variedad y calidad de sus lotes”.

Para conocer los detalles de todos los lotes e inscribirse para participar, ingresá al siguiente enlace.

Durante las subastas, se podrán adquirir cientos de lotes que incluyen: Grúas, excavadoras, palas cargadoras, compactadoras, plataformas elevadoras, camiones, Pick-ups Toyota, automóviles, furgones, torres de iluminación, grupos electrógenos, acoplados, entre otros.

, Redaccion EconoJournal

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La Cámara Argentina de la Energía (CADE) renovó sus autoridades

La Cámara Argentina de la Energía (CADE) definió las autoridades que conducirán la entidad durante el período 2025-2027. La Comisión Directiva designó a Andrés Cavallari CEO de Raizen Argentina como presidente de la institución.

La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral (vicepresidente I), Marcos Bulgheroni de Pan American Energy (Vicepresidente II), Julián Escuder de Pluspetrol (Tesorero), Germán Burmeister de Shell Argentina (Secretario) y, como vocales tiulares, Martin Rueda de Harbour, Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles, Martín Urdapilleta de Trafigura Argentina, Pablo Arnaude de DAPSA y Pablo Bizzotto de Phenix.

CADE es una entidad de máximo nivel ejecutivo, creada en el año 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles. Reúne como empresas socias a CGC, Pan American Energy, Raizen, Trafigura, Pluspetrol, Phoenix, Shell, Total Austral, Harbour y DAPSA.

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Andrés Cavallari, CEO de Raizen Argentina, fue designado al frente de la Cámara Argentina de la Energía

La Cámara Argentina de la Energía (CADE) designó a Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, como nuevo presidente de la entidad, como parte del proceso de renovación de autoridades decidido este martes por la Comisión Directiva para el período 2025-2027.

Cavallari asumirá el liderazgo de la Cámara que agrupa a las principales empresas de la industria energética de la Argentina. En tanto que el ex ministro de Economía, Miguel Peirano, se seguirá desempeñando como CEO de la entidad, cargo que ocupa enero de 2022.

Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, nuevo presidente de CADE.

La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral como vicepresidente I; Marcos Bulgheroni, de Pan American Energy como vicepresidente II; Julián Escuder, de Pluspetrol, como tesorero; y Germán Burmeister, de Shell Argentina, somo secretario.

Como vocales titulares ejercerán Martin Rueda, de Harbour; Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles; Martín Urdapilleta, de Trafigura Argentina; Pablo Arnaude, de DAPSA; y Pablo Bizzotto, de Phoenix.

La Cámara Argentina de la Energía es la entidad de nivel ejecutivo creada en 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles.

, Redacción EconoJournal

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YPF y Eni acordaron explorar hidrocarburos en un bloque offshore en Uruguay

Las compañías YPF y Eni firmaron un acuerdo para explorar conjuntamente el bloque OFF-5, ubicado en aguas profundas a 200 km de la costa de Uruguay.

Con una extensión aproximada de 17.000 km² y una profundidad máxima de agua de 4.100 metros, el OFF-5 se encuentra en una zona considerada estratégica por su potencial geológico. Estudios recientes indican similitudes con la cuenca Orange sobre el margen africano, en Namibia, donde se han realizado importantes descubrimientos de petróleo y gas, se argumentó.

Y se describió que ambos márgenes compartieron la misma evolución geológica antes de la separación continental, lo que, sumado a las similitudes observadas luego de la apertura del Atlántico, abre un importante potencial exploratorio en el Margen Americano.

El argumento geológico es el mismo que se expresó en relación a la costa atlántica de Argentina, y de hecho motivó expectativas favorables en oportunidad de la perforación del pozo exploratorio Argerich 1 en la CAN-100 hace un par de años a poco más de 300 kilómetros mar adentro a la altura de Mar del Plata. Equinor, YPF y Shell compartieron el proyecto, el pozo resultó seco, y quedaron en suspenso nuevos intentos.

Ahora, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que “este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”.

Mediante el acuerdo suscrito, Eni Uruguay Ltd. adquiere una participación del 50 % en el bloque OFF-5 y asumirá la operación tras el cierre de la transacción, sujeta a la aprobación de las autoridades uruguayas.

“Este entendimiento refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo energético en la región y marca un paso importante en la cooperación internacional para proyectos offshore”, destacó un comunicado.

Además, YPF y Eni firmaron recientemente un contrato para avanzar con la ingeniería de la etapa más grande del proyecto Argentina LNG, consolidando una relación estratégica que combina experiencia global y capacidades locales para impulsar el desarrollo energético en la región, se recordó.

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Un paso más hacia la liberación del mercado energético: definen incentivos para transferir a distribuidoras contratos del Plan Gas

La secretaria de Energía, María Tettamanti, se reunió en las últimas tres semanas con directivos de las empresas productoras de gas natural para dar un paso más en la liberación del mercado. La titular de la cartera energética quiere que la empresa estatal Enarsa transfiera a las compañías distribuidoras —Metrogas, Camuzzi, Naturgy y EcoGas, entre otras— los contratos que tiene firmados con las petroleras bajo el paraguas del Plan Gas, que expiran en diciembre de 2028.

La cesión no será compulsiva, sino que Energía trabaja en un esquema de incentivos para que las productoras puedan aceptar de forma voluntaria que Enarsa salga de esos contratos, que representan cerca de un 30% del volumen de gas comercializado bajo la órbita del Plan Gas. El 70% restante está en cabeza mayoritariamente de Cammesa, la empresa mixta que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que es controlada por el Ejecutivo y se encarga de la provisión del hidrocarburo para las centrales termoeléctricas, y en menor medida de las propias de las propias distribuidoras.

La secretaria Tettamanti se reunió en las últimas semanas con las petroleras.

La intención ahora es correr a Enarsa para terminar con una parte de la intermediación del Estado con vistas a fomentar la recontractualización directa entre privados. Para eso, la clave es que las petroleras —como YPF, Total Energies, Tecpetrol, Harbour Energy (ex Wintershall Dea), PAE, Pampa y CGC, entre otras— acepten como contraparte a las distribuidoras, que en las últimas décadas enfrentaron recurrentes problemas de caja como consecuencias de los atrasos y congelamientos tarifarios en los que incurrió el Estado, fundamentalmente durante las administraciones kirchneristas.

Cerca de la Secretaría de Energía interpretan que con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que estableció una fórmula de ajuste automática para actualizar de forma mensual las tarifas residenciales de gas, las distribuidoras tienen espalda financiera para operar como sujetos de crédito y firmar contratos con las petroleras.

Plan Gas: un esquema de salida

La Secretaría de Energía aspira a publicar, en los próximos días, una resolución que especifique la estrategia oficial para conseguir una migración de esos contratos del Plan Gas. Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que entre los incentivos que tienen las petroleras para aceptar un cambio en la contraparte contractual figura, por ejemplo, que Enarsa no es un buen pagador de los volúmenes de gas que compra para luego cederle a las distribuidoras para cubrir la demanda residencial. La empresa estatal, que hoy es presidida por Tristán Socas, un funcionario que llegó al cargo por impulso del asesor presidencial Santiago Caputo, no sólo suele pagar fuera de término las facturas de las petroleras, sino que —a diferencia de Cammesa— tampoco reconoce intereses a los privados cuando abona fuera de plazo.

De hecho, algunas petroleras plantearon a Tettamanti la posibilidad de que el Estado reconozca intereses adeudados desde hace años (incluso desde la gestión de Alberto Fernández) como condición necesaria para que las empresas acepten que Enarsa salga de los contratos de Plan Gas. Sin embargo, la secretaria de Energía descartó de plano esa posibilidad.

A entender de la cartera energética, la vía para reclamar el cobro de esos montos es la judicial. Ese fue el camino que abrió una petrolera con activos en la zona sur del país, que logró que la Justicie obligue a la empresa estatal a reconocer esos intereses no pagados. Es probable que otras compañías afectadas opten por esa misma alternativa.

Otro de los puntos que se está conversando con la Secretaría es cómo saldar una deuda en favor de las petroleras que se acumuló cuando Enarsa compró menos gas de los mínimos previstos en los contratos de la ronda 4.2 del Plan Gas, incumpliendo de ese modo con las cláusulas de take or pay (tomar o pagar) incluidas en esos pliegos. El monto en cuestión es significativo: rondaría los US$ 200 millones, según indicaron a este medio fuentes privadas.

Una de las alternativas que se evalúa para saldar ese pasivo es extender la duración de los contratos de Plan Gas, que expiran en diciembre, hasta fines del primer cuatrimestre de 2029. También está en estudio incrementar los volúmenes del take or pay, que hoy se ubican en torno al 75/80%, hasta un 90 por ciento, otorgándole mayor previsibilidad a las productoras. Sin embargo, la discusión de Energía con los privados aún está abierta.   

, Nicolas Gandini

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YPF y la italiana Eni explorarán un bloque offshore en la plataforma continental de Uruguay

YPF y la compañía energética italiana Eni consolidaron este martes su relación estratégica en el mega proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), al firmar un acuerdo para la exploración conjunta del bloque offshore OFF-5 en aguas profundas de Uruguay, lo que puede convertirse en un antecedente valioso para replicar la experiencia en el Mar Argentino.

El bloque OFF-5, ubicado aproximadamente a 200 kilómetros de la costa uruguaya, abarca una extensión de alrededor de 17.000 kilómetros cuadrados y presenta profundidades de agua de hasta 4.100 metros, informó esta tarde la petrolera nacional.

Conforme al acuerdo, Eni Uruguay Ltd. adquirirá una participación del 50% en el bloque OFF-5 y asumirá el rol de operador, pendiente de la aprobación final de las autoridades uruguayas.

Los análisis geológicos indican que esta área comparte similitudes estructurales con la prolífica cuenca Orange del margen africano, particularmente en Namibia, zona de recientes y significativos descubrimientos de hidrocarburos. Esta analogía se basa en la evolución geológica común que antecedió a la separación continental del Atlántico, sugiriendo un potencial exploratorio considerable en el Margen Americano.

Uruguay adjudicó por primera vez en 2023, a través de la Administración Nacional de Combustible (Ancap), permisos de exploración petrolera en su mar territorial al adjudicar siete bloques de las cuencas marinas en el Océano Atlántico. De aquella licitación, además de YPF, Shell se adjudicó tres áreas, Challenger Energy otras dos, y Apa Corporation las dos restantes.

Alianza en el offshore

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó la importancia de la sinergia al señalar que «este acuerdo con Eni permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”.

La decisión de avanzar en la exploración de aguas profundas en Uruguay tiene la experiencia previa de YPF en su margen continental. La compañía de la Argentina, junto a Equinor, concretó la perforación del pozo exploratorio Argerich en el offshore argentino, un proyecto que no aportó resultados sobre la existencia de hidrocarburos, pero si conocimiento sobre las complejidades de la exploración en aguas ultraprofundas de la región.

El nuevo entendimiento con Eni refuerza el compromiso mutuo con el desarrollo energético regional y aprovecha la experiencia global de la firma italiana en operaciones offshore complejas, un factor clave para llevar adelante proyectos de esta envergadura, destacó YPF.

YPF y ENI socios en el GNL

Este acuerdo de exploración en Uruguay no es un evento aislado, sino que se enmarca en una colaboración más amplia y de gran envergadura entre ambas compañías. YPF y Eni son socios en el trascendental proyecto Argentina LNG, un ambicioso desarrollo destinado a la producción y exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a escala global.

Ambas compañías avanzan junto a la emiratí Adnoc en un acuerdo para la mayor de las etapas del proyecto Argentina LNG, con las cuales YPF buscará avanzar a comienzos del próximo año en la decisión final de inversión o FID, que les permitirá sair a buscar financiamiento por unos US$20.000 millones en el mercado internacional.

La alianza estratégica consolida a estas empresas para desarrollar infraestructura, licuefacción y comercialización internacional de GNL, con la premisa de comenzar exportar el gas de Vaca Muerta desde dos unidades flotantes de licuefacción frente a las costas de Río Negro. La proyección es de producir unos 12 MTPA con una capacidad de exportación de US$10.000 millones al año.

, Ignacio Ortiz

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Inversiones: Ganó un juicio, va a donar US$ 500 millones y piensa invertir en seis industrias estratégicas con RIGI incluido

Ganó un juicio, va a donar US$ 500 millones y piensa invertir en seis industrias estratégicas con RIGI incluido.

En una entrevista con Forbes, Juan José Retamero habla de cómo se originó este proyecto benéfico, cómo ve al gobierno de Milei y en qué industrias piensa expandirse.

Una disputa judicial por mercadería no entregada en la industria del vino va a terminar en uno de los mayores proyectos benéficos de la historia argentina con un monto que podría superar los 500 millones de dólares si se suman otros tres procesos judiciales que están en curso.

Luego de recibir sentencia favorable de la Tercera Cámara Civil, Comercial, Minas y Tributaria de Mendoza y anunciar la histórica donación, el empresario español Juan José Retamero recibió a Forbes en su visita por Buenos Aires para contar todos los detalles de este plan, los otros proyectos de inversión que tiene en el país en seis diferentes sectores y la expectativa por la adhesión al RIGI.

“El fallo ratifica que la Justicia argentina avanza en el camino correcto y que el país cuenta con instituciones capaces de brindar seguridad jurídica, previsibilidad y confianza. Este modelo combina inversión privada, energía sustentable y retorno social en beneficio del país”, afirmó el CEO de AISA Group.

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Esta disputa judicial viene de los tiempos en los que nuestra empresa comercializaba con vinos y mostos, entre otros commodities. Tomamos una posición en una mercadería que tenían que entregarnos en unos plazos adecuados, la pagamos por anticipado y luego a la hora de la realidad, cuando demandábamos el producto, el producto no nos lo entregaron. Entonces tuvimos que hacer una reclamación de cantidad o bien de la mercancía que nos adeudaban, o bien de los fondos que pusimos.

Y ahora la Justicia falló a nuestro favor. Yo creo que es un paso histórico para la Argentina que lo comparo casi con un RIGI. Y tú dirás, Juanjo, qué exagerado eres, cómo puede ser que compares esta sentencia, este fallo judicial con un RIGI. Bueno, una de las cosas que yo más valoro del RIGI es la seguridad jurídica, lo demás es equiparar reglas económicas que puede haber en otros países a la realidad argentina. Pero la seguridad jurídica es realmente importante y es un paso hacia adelante para el inversor extranjero que tiene que decidir dónde poner sus activos.

¿Por qué decidieron donar el beneficio de esa sentencia?

El daño eran 12 millones y pico, más intereses, se concentra en una cifra que casi supera los 16 millones de dólares. Pero esto es solamente una parte. La decisión de donar incluye también lo recuperado en otras tres causas judiciales que han atravesado un proceso igual de largo y complejo.

De alguna manera, la donación es una imposición familiar porque para nosotros ya no es una cuestión económica, sino son horas de viaje, desilusión, tener que buscar otras alternativas empresariales para restituir el daño, volver a fabricar todo lo que has perdido y cinco años de procedimiento judicial intenso, donde sufrimos acusaciones de todo tipo. De alguna manera, la familia lo que ha querido es devolverle a la Argentina lo que algunos empresarios de la Argentina nos quitaron.

Y lo ha hecho de una forma tajante. La decisión fue invertir ese dinero —no solo el de la causa Bocardo, sino el total recuperado en las cuatro causas— en proyectos energéticos en la Argentina para que el resultado de ese capital invertido durante los siguientes 30 años más el capital invertido sea repartido en obra social en Argentina, lo que podría llegar a 500 millones.

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También que fructifique, que se desarrolle. Te aseguro que eso se va a cumplir a rajatabla y que se van a poner todos los mecanismos para que el circuito culmine de extremo a extremo. Conforme se recauden esos fondos, irán a una fundación que ya está terminando de constituirse, donde un equipo de profesionales determinará su destino. Todo impecablemente trazado, todo perfectamente documentado y sin que pueda haber el más mínimo atisbo de duda. A mí me parece que la Argentina debería de exhibir acciones como estas para intentar que otras empresas, otros empresarios, puedan mirarse en un espejo bien limpio donde poder desarrollar obra social en sectores o mediante vehículos que ayuden al crecimiento y al desarrollo de este país.

¿Esta donación va a estar particularmente enfocada en las comunidades que rodean los proyectos de inversión que están desarrollando? ¿Cuál es el mapa de inversiones que ya tienen en el país?

Todos los proyectos que nosotros tenemos en la Argentina son de larga maduración, no hay ninguno de corta maduración. Son proyectos en los que realmente son muy jóvenes, o sea, el mineral que hay en la mina Gualcamayo de San Juan no puede salir en un año, necesita un ciclo de 20 años. Y es curioso porque nosotros hoy en día tenemos explorado el 3-4% de la propiedad minera o de la concesión minera, no tenemos explorado más.

Y aun así tenemos una operación para 20 años mínimo, con lo cual quiere decir que con una campaña de exploración que ya se ha iniciado, se deberían de aumentar, no digamos multiplicarla, pero sí se deberían de aumentar las reservas con total seguridad. Entonces entendemos que los 20 años se pueden convertir en 30, en 40, en 50. Y en la pesquera lo mismo.

Nosotros compramos una pesquera en Chubut, Cabo Vírgenes, en la que hay un plan de desarrollo y de crecimiento continuo para los próximos 5-10 años, de crecimiento, luego evidentemente se debe de mantener y se debe de buscar la eficiencia permanentemente, el desarrollo y un impacto social óptimo.

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Tenemos el desarrollo inmobiliario que debería de dar una perspectiva diferente, con el ejemplo de las obras que ya se inauguraron en la ex bodega Cinzano. Nos gustaría dar la oportunidad de tener otro tipo de oferta dentro de una provincia como San Juan, que permita a los grandes proyectos que se vienen y que se van a desarrollar en San Juan, sobre todo proyectos mineros, poder ubicar a los profesionales en otro perfil de producto que queremos poner en el mercado, o los proyectos energéticos que tenemos en el camino.

También estamos entrando en el sector frigorífico, estamos ahora mismo en pleno proceso de una posible adquisición de una compañía que podría ser del sector medio-alto que está ya avanzada y podría culminarse en los próximos meses. Y aparte de lo que ya tenemos, nosotros estamos en permanente búsqueda de oportunidades, no solo en Argentina sino en cualquier otra parte del mundo, pero somos una familia que entendemos que lo que se genera en un país se debería, una parte importante, de seguir desarrollando en ese país. Al ser una empresa familiar que no tiene deuda y que no tiene accionistas, la única obligación que tiene es volver a reinvertir el capital que se va generando.

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Fuente: Forbes

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Inveriosnes: Mendoza busca inversiones en energía solar y minería en Emiratos Árabes

El Gobierno de Alfredo Cornejo afianza su estrategia de proyección internacional y promueve el desarrollo de sectores clave para la economía provincial.

El gobernador Alfredo Cornejo encabezó una gira oficial por Francia y Emiratos Árabes Unidos, con una agenda estratégica orientada a fortalecer la proyección internacional de Mendoza, promover su liderazgo en el turismo del vino y potenciar las oportunidades de inversión en energía, minería y agroindustria.

Después de participar en Burdeos de la 25ª Asamblea Anual de las Great Wine Capitals (GWC), la comitiva viajó hacia Abu Dabi, donde Mendoza se presentó como un destino confiable y competitivo para la inversión internacional.

El gobernador mantuvo reuniones con Mohammed Alsuwaidi, ministro de Inversiones y titular del fondo soberano ADQ, y con los directivos de Al Dahra Agricultural Company, una de las empresas agroindustriales más importantes del mundo. En ambos encuentros, se presentaron los proyectos provinciales en agricultura, energía y minería, orientados al desarrollo sustentable y la generación de empleo.

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Además, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, representó a Mendoza en ADIPEC, la feria global más importante del sector energético, donde la provincia fue la única delegación argentina con presencia institucional. Allí, expuso sobre el potencial de Mendoza en oil & gas, energías renovables e hidrógeno verde, y presentó la cartera de proyectos de inversión vinculados a la transición energética.

En Abu Dabi, la comitiva mendocina también participó en reuniones con la empresa estatal Masdar, líder global en energías renovables e hidrógeno verde, donde se analizaron oportunidades de cooperación tecnológica e inversión en el desarrollo de proyectos solares y mineros en la provincia.

Una provincia confiable y abierta al mundo

La misión oficial permitió fortalecer vínculos institucionales y empresariales. La delegación mendocina trabajó en presentar las bondades de la provincia con el objetivo de abrir nuevas oportunidades de cooperación y proyectar el modelo de desarrollo mendocino en mercados internacionales.

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Fuente: Energía Online

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Minería: Exportaciones mineras marcaron un nuevo récord y superaron los niveles de 2011

El sector continúa anotando nuevos máximos históricos en las ventas al exterior y las perspectivas para los próximos cinco años son aún más positivas. Cuánto podría exportarse hacia 2033.

El dinamismo de la minería llevó a que durante octubre se registrara un nuevo récord en las exportaciones del sector, al anotar un volumen mensual de USD 650 millones y consolidar un acumulado de USD 4.870 millones en los primeros diez meses del año.

Según datos de la Secretaría de Minería, este desempeño no solo representa un crecimiento del 4% respecto al total exportado en todo 2024, sino que también supera el nivel alcanzado en 2011, cuando el acumulado enero-octubre había sido de USD 4.082 millones.

El peso de la minería en el comercio exterior argentino se evidenció en la participación de estos productos, que en octubre representaron el 8,9% de las exportaciones totales y el 6,9% en el acumulado anual.

En términos interanuales, se observa asimismo un salto significativo: el valor exportado en octubre creció un 45,4% frente al mismo mes del año anterior, mientras que el acumulado de 2025 muestra un incremento del 34,6% respecto al mismo período de 2024.

Además, el volumen exportado en los primeros diez meses de 2025 se ubicó un 57% por encima del promedio registrado entre 2010 y 2024 para ese lapso.

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Dentro de la canasta exportadora, los minerales metalíferos dominaron el panorama en octubre, con ventas por USD 525 millones, lo que supuso un aumento interanual del 42,9%.

Este segmento representó el 80,8% de las exportaciones mineras del mes, con el oro como principal protagonista: sus envíos alcanzaron USD 424 millones (el 65% del total minero exportado).

El desempeño del oro se vio impulsado tanto por la mejora de los precios internacionales como por un aumento del 5% en los volúmenes exportados, lo que se tradujo en un crecimiento interanual del 40,2% (equivalente a 121 millones más que en 2024).

La plata, por su parte, experimentó un alza aún mayor, con un incremento del 60,8% respecto a octubre del año anterior (lo que significó 36 millones adicionales), también explicado por la combinación de mejores precios y mayores volúmenes.

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El litio consolidó su posición como segundo mineral más exportado en octubre, con ventas por USD 105 millones y un crecimiento interanual del 71,8%, lo que constituyó un récord histórico para ese mes. Explicó el 16,2% de las exportaciones mineras del período, impulsado por un aumento del 74% en los volúmenes exportados.

En cuanto a los destinos, Estados Unidos, India, China y Suiza concentraron el 77% de las exportaciones mineras de octubre (equivalentes a USD 499 millones), y el 80% del acumulado anual (USD 3.906 millones).

Las ventas a estos países estuvieron compuestas mayoritariamente por minerales metalíferos, que representaron el 82% de las exportaciones mineras a estos destinos en octubre y el 85% en los primeros diez meses del año.

Estos cuatro mercados también absorbieron el 82% de las exportaciones metalíferas en el acumulado anual, mientras que el 18% restante tuvo como principales receptores a Canadá, Corea del Sur, Alemania, Bélgica y Finlandia.

Las perspectivas para el sector minero argentino son optimistas. De acuerdo con la proyección de BBVA Research, las exportaciones del sector podrían alcanzar los USD 25.000 millones en 2033 si el país logra concretar la mayoría de los proyectos en desarrollo y mantiene un entorno macroeconómico y regulatorio estable.

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Fuente: Infobae

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Hidrocarburos: IAE; Sube la producción y bajan los subsidios

En septiembre último la producción de petróleo aumentó 19 % i.a. y 13 % en los últimos 12 meses (12m), indicó el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi.

La producción de petróleo Convencional en el mismo mes se redujo 8 % i.a. y cayó 4,2 % en los últimos 12 meses. La producción No Convencional (que ya es el 60 % del total de crudo producido) se incrementó 40,9 % i.a y 27,8 % en los últimos doce meses, impulsada por el Shale, describio el informe.

Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.

En septiembre de 2025 la producción de gas natural se redujo 5,5 % i.a y aumentó 3,6 % al considerar los últimos 12 meses. La producción Convencional se redujo 3,1 % i.a. y aumentó 1,7C% en el acumulado anual.

Por otra parte, la producción No Convencional (63 % del total) se redujo 6,8 % i.a. y aumentó 4,7 % en los últimos doce meses.

La demanda de combustibles

En septiembre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 8,4 % i.a. y del 2,1 % en 12m. respectivamente. Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 2,7 %mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 1,7 % superiores.

La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 3,9 % i.a. en septiembre de este año respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,3 % en 12 meses.

El informe describe que el gas natural entregado por redes de distribución se redujo 5,5 % i.a. en agosto de 2025 (último dato disponible) y 3,3 % 12m. en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

Evolución de los subsidios energéticos

Los subsidios energéticos devengados presentan una reducción en términos acumulados en el año 2025, según datos del del Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA (IIEP-UBA).

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Fuente: Energía y Negocios

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Vaca Muerta: Afronta el desafío de traer arenas desde Entre Ríos

Hoy llegan desde esa provincia entre 1.500 y 2.000 camiones por día con el agente sostén crucial para la fractura de pozos de shale. El crecimiento de la producción de la formación plantea desafíos logísticos complejos.

La provisión de las arenas silíceas, el agente sostén como se las conoce en la industria del shale, pasa por un momento clave ante un escenario en el que la formación neuquina tendrá un salto en su producción.

Las arenas que se usan en la fracturas de los pozos de Vaca Muerta llegan mayoritariamente desde Entre Ríos, más precisamente desde las canteras de Ibicuy.

Según cálculos de la industria, arriban por distintas rutas a Vaca Muerta desde la provincia mesopotámica entre 1.500 y 2.000 camiones por día, una logística que se multiplicaría en los próximos cuatro años a partir de la necesidad de abastecer al Oleoducto Vaca Muerta Sur y los proyectos de exportación GNL por la costa de Río Negro.

La preferencia de las arenas de Entre Ríos sobre otras de cercanía como las de Río Negro, se debe fundamentalmente a que a lo largo de la vida útil de los pozos de shale, las arenas de Ibicuy terminan generando más productividad, como en su momento reveló Horacio Marín, CEO y presidente de YPF.

Técnicamente el secreto, o no tanto, es la mayor presencia de cuarzo que tiene las arenas entrerrianas, que las hacen más resistentes que las regionales.

A la hora de argumentar por la elección del agente sostén que llega desde la Mesopotamia, desde una de las petroleras más importantes de la zona se utilizó una analogía con los cimientos de una casa.

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Es clave en la vida de un pozo que la arena, la base de la estructura del pozo, permita mantener el rendimiento en toda la curva de producción proyectada.

De ahí que algunas operadoras elijan el desafío logístico y económico de traer material desde Entre Ríos, por sobre las canteras del sur del río Negro. Y por sobre las de Chubut que concentraron la atención años atrás.

Sin embargo, importantes operadoras de Vaca Muerta siguen eligiendo arenas rionegrinas y también está la posibilidad de “blendear” (mezclar) el material con las de Entre Ríos.

El uso arenas de uno u otro lugar depende también de decisiones coyunturales.

Y como dijo el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro a EnergíaOn hace dos semanas atrás, la demanda de arenas será tal con el salto productivo que se espera para Vaca Muerta, que habrá demanda para todos los productores.

Arena húmeda o wet

En este contexto también se mantiene una tendencia de los últimos meses de operadoras de Vaca Muerta que utilizan arena húmeda o sand wet en el proceso de fractura.

Este producto ahorra una etapa al no pasar por los hornos de secado, lo que además de bajar costos también agiliza su utilización en forma más directa.

Ibicuy tiene una larga historia de provisión de arenas. A los largo de décadas estuvieron destinadas a la fabricación de vidrio, pero con el comienzo de la industria del fracking los ojos se posaron en esta locación, a unos 1.300 kilómetros de Vaca Muerta.

Ese dato no menor de la distancia es el que hoy representa un cuello de botella a la que la industria del shale le está buscando salidas.

“Vamos a poner equipo dedicado únicamente a la logística de las arenas”, indicó Marín recientemente.
E indicó que el tren es una alternativa pero tardaría mucho tiempo en ponerse en práctica “y el pico de producción de Vaca Muerta va a ser en los próximo cuatro o cinco años”.

Remarcó que el tema se está trabajando y que hay que avanzar en la firma de contratos para empezar a encontrar las soluciones.

Lo que sí remarcó Marín que es viable es un tren de pasajeros en Vaca Muerta. “Vamos a seguir empujando para hacer es el tren de pasajeros porque es lógico y da económicamente”, remarcó el CEO y presidente de YPF.

Las opciones que se manejan

Frente a esta situación, las fuentes consultadas en la industria también marcaron que hay un cuello de botella pero están dadas las condiciones para sortear la situación.

Aparte del tren, que fue descartado por los tiempos para ponerlo en funcionamiento, hay dos posibles alternativas.

La primera es la utilización de los camiones bitrenes.

Una de las opciones que se barajan es traer las arenas de Entre Ríos vía marítima y desde el puerto de SAE hasta la formación neuquina.

Este tipo de vehículos fue autorizado a circular por las rutas del país y sin restricciones horarias, salvo en tramos con riesgo vial, por el gobierno de Javier Milei el 19 de agosto pasado.

Los camiones bitrenes cuentan con dos semirremolques articulados con mayor capacidad de carga que se transportan por todo el país y tienen una longitud permitida de 30,25 metros.

Pueden tener una capacidad del 75% mayor de los camiones actuales. Estas características hacen que se barajen como opción para hacer el traslado de arenas desde Entre Ríos.

¿Transporte marítimo?

La otra alternativa que se evalúa es el transporte marítimo de las arenas.
En el puerto de San Antonio Este ya se han recibido arenas para el proceso de fracking de Vaca Muerta.
Pero han sido arenas que venían del exterior, que se usaron años atrás en las fracturas.

Ahora una de las opciones que se barajan es traer las arenas de Entre Ríos vía marítima y desde el puerto de SAE hasta la formación neuquina.

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Fuente: Rio Negro

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Actualidad: Inversión histórica de $30 mil millones para 80 mil habitantes del sudeste provincial

Ubicada en Marcos Juárez, se trata de una estación transformadora de 132 kV.
«Esta obra es vital para toda la región, porque sin capacidad energética no hay progreso”, dijo el gobernador.

En la ciudad de Marcos Juárez, el gobernador Martín Llaryora inauguró una obra deenergía eléctrica que permite una mejora significativa en el servicio que reciben 12localidades del sudeste provincial y un poblado de Santa Fe.

Se trata de una estación transformadora de 132 kV y de obras complementarias que significaron una inversión provincial a través de Epec superior a los 30.000 millonesde pesos.

El mandatario provincial mostró su satisfacción con la concreción de este proyecto,una compromiso que había asumido en diciembre de 2024 con los vecinos y productores de la región.

“Aún en estos momentos tan difíciles que vive la Argentina, poder inaugurar esta maravillosa obra es una muestra de lo que significa invertir en infraestructura”, señaló.

La nueva instalación energética beneficia a Marcos Juárez, Inriville, Leones,Justiniano Posse, Los Surgentes, San Marcos Sud, Noetinger, Cruz Alta, Pascanas,Gral. Baldissera, Monte Buey, Camilo Aldao.

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“Esta obra es vital para toda la región, porque sin capacidad energética no hay progreso. Cuando se corta la electricidad en una empresa la producción se detiene y cuando no hay factibilidad eléctrica las industrias directamente no llegan”, expresó.

En esa línea, el mandatario provincial aseguró que la obra permitirá atraer nuevas empresas, dar valor agregado a la producción local y generar empleo en la región.

“La infraestructura es lo que abre las puertas al progreso. Hoy lo decimos en Córdoba: seguimos invirtiendo para que cada localidad tenga oportunidades de crecer”, dijo y reiteró que para la gestión provincial “gobernar es generar trabajo. El Estado tiene que acompañar al sector empresarial y emprendedor. Hoy lo estamos haciendo con esta inversión en infraestructura”, completó el mandatario.

La intendenta de Marcos Juárez, Sara Majorel, remarcó la trascendencia que tienepara la ciudad y la región la inauguración de la nueva estación transformadora.“Este tipo de obras de infraestructura de la relevancia que tiene esta estación sonfundamentales para generar lo que nosotros decimos la igualdad territorial, el federalismo dentro de la provincia”, expresó.

Subrayó, además, que la puesta en marcha de esta obra permitirá arraigo, bienestar domiciliario y la instalación de nuevas fábricas que generen trabajo. A su vez, Majorel también valoró y agradeció el compromiso del Gobierno provincial y de la EPEC, expresando que «este paso nos permite mirar al futuro con más igualdad territorial y nuevas posibilidades de crecimiento».

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El presidente de Epec, Claudio Puértolas, señaló que la instalación inaugurada “forma parte del plan de incremento de capacidad del sistema de transporte de energía eléctrica en toda la provincia”.

Puértolas añadió que “en los últimos dos años hemos puesto en servicio seis nuevas estaciones transformadoras de alta tensión, con una inversión que supera los 100 millones de pesos, lo que equivale aproximadamente al 16% de la potencia instalada en toda la provincia”.

Más energía para el desarrollo

La obra permite poner en operación un nuevo transformador de 55 MVA queduplicará la capacidad de entrega para atender el crecimiento de la demandaresidencial, comercial e industrial de toda esta zona particularmente productiva de Córdoba.

Con esta nueva infraestructura, el sudeste provincial pasará a estar alimentado através del sistema de transporte 132 kV, logrando mayor confiabilidad y robustez enla prestación del servicio eléctrico.

El anterior sistema de 66 kV quedará de respaldo para entrar en servicio en caso deser necesario ante una contingencia; a la vez que al liberarse la capacidad de la redde 66 kV, se obtiene una mejora el servicio y los niveles de tensión en la zona de influencia.

Esta obra contempló también la ejecución de trabajos en la EstaciónTransformadora de Alta Tensión en Leones, que permitió poner en servicio la líneade transporte en Alta Tensión en 132 kV que une las dos localidades y permite esteaumento en la capacidad de abastecer de energía de la región mediante esta nuevaestación transformadora.

Cabe destacar que el pasado 9 de agosto se llevaron adelante las maniobras paraenergizar la Estación Transformadora, encontrándose en condición operativa.

Actualmente, se está en etapa de conectar la demanda existente a esta nuevaestación transformadora.

Llaryora estuvo acompañado por los ministros de Producción, Ciencia e Innovación, Pedro Dellarossa; Gobierno, Manuel Calvo; el secretario de Gobierno,Augusto Pastore; los legisladoresAbraham Galo y Julieta Rinaldi; intendentes de la región y autoridades locales.

Obras de energía en toda la provincia

Esta obra forma parte del Plan de Incremento de Capacidad en el Sistema deTransporte de Energía Eléctrica en la Provincia, que incluye la construcción denuevas Estaciones Transformadoras de Potencia para el transporte eléctrico en todoel territorio provincial.

En este marco se han ejecutado un conjunto de seis nuevas estacionestransformadoras de Alta Tensión que fueron puestas en servicio en los últimos dosaños, con una inversión que superó los 75 millones de dólares, que hoy representanmás de 100 mil millones de pesos en inversión para instalar 585 MVA de potenciade transformación en el Sistema eléctrico provincial, que equivale al 16% de lacapacidad previa y permitirán afrontar el crecimiento de 15 a 20 años de lasregiones donde fueron instaladas.

Mediante esta planificación se ejecutaron las Estaciones Transformadoras de AltaTensión: Alta Gracia Norte, Bell Ville, Oeste, Sudoeste (ambas en la ciudad deCórdoba) y la estación transformadora Marcos Juárez que se pone en operación enesta oportunidad.

Este programa continúa adelante con la construcción y puesta en servicio de otroconjunto de nueve nuevas estaciones transformadoras en Alta Tensión en 132 kV en múltiples regiones de la provincial:

● Estación Transformadora San Isidro en la zona norte del área Metropolitanade Córdoba.
● Estación Transformadora Los Espinillos en Calamuchita.
● Estación Transformadora Totoral.
● Estación Transformadora Cruz del Eje.
● Estación Transformadora Cañada de Luque.
● Estación Transformadora Balnearia.
● Estación Transformadora Santa Ana.
● Estación Transformadora Santa Isabel (ciudad Capital).
● Estación Transformadora en el eje de la Ruta 9 entre Oliva y James Craik.

Lo anterior demandará una inversión de aproximadamente 92 millones de dólares,que representan 128 mil millones de pesos actualmente.

La ejecución de este plan de obras en Estaciones de Alta Tensión en 132 kV permite aumentar la capacidad de transformación del sistema eléctrico de nuestra provinciapara abastecer y robustecer las redes de media tensión que entregan energía en laciudad de Córdoba y el interior provincial.

Esto posibilita cubrir las necesidades de energía de la demanda actual y elcrecimiento de la demanda futura residencial, comercial e industrial de Córdoba.

La construcción de este conjunto de nuevas estaciones está complementada con unplan de incremento de capacidad en las estaciones existentes en la red detransporte en Alta Tensión, tanto en 132 kV como en 66 kV a lo largo y ancho de la provincia, con una inversión proyectada de 70 millones de dólares, es decir más de98 mil millones de pesos.

Más obras de energía en Marcos Juárez y la región

Asimismo, se llevó adelante la construcción de más de 5.000 metros de nuevasredes eléctricas de baja tensión con tecnología preensamblada en las localidadesde Marcos Juárez, Cruz Alta y Pascanas, elevando los estándares de calidad yseguridad en la distribución de energía para todos los usuarios.

Además, se ejecutó la repotenciación de subestaciones transformadoras y líneas demedia tensión, fortaleciendo la capacidad del sistema eléctrico y mejorando laconfiabilidad del suministro.

Mientras que se continúa con la ejecución de obras eléctricas en las ciudades deBell Ville y Marcos Juárez, que comprenden nuevos tendidos completamente subterráneos, asegurando un servicio más seguro, confiable y con mayor capacidadpara responder al crecimiento de la demanda.Esta inversión forma parte de un plan estratégico que moderniza la infraestructuraeléctrica en el interior provincial.

Los beneficios alcanzan a ambas ciudades, reduciendo interrupciones y generando condiciones para el desarrollo industrial,comercial y residencial.

Con estas acciones, se reafirma el compromiso de garantizar energía de calidad que acompañe el progreso de toda la región.

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Petróleo: Por qué en pleno furor por Vaca Muerta el Gobierno lanzó un salvavidas al convencional

Mientras el shale bate récords de producción y exportaciones, Nación anunció un acuerdo con Chubut de quita a derechos de exportación en el crudo convencional y habilita bajas de regalías provinciales. La mirada de un especialista sobre la producción, el empleo y la inversión más allá de los éxitos de Vaca Muerta.

Cerro Dragón y Manantiales Behr, dos de los yacimientos ubicados en el sur de Chubut, provincia que firmó la quita de retenciones al convencional.Cerro Dragón y Manantiales Behr, dos de los yacimientos ubicados en el sur de Chubut, provincia que firmó la quita de retenciones al convencional.

En materia energética, la última semana transitó entre contrastes. El país festejó el boom de Vaca Muerta pero, a unos cientos de kilómetros, las provincias con cuencas maduras aguardaban por los acuerdos políticos.

Por un lado, con Vaca Muerta como protagonista, la Argentina rompió el récord histórico de producción de petróleo con 859.500 barriles diarios, superando el máximo de 1998. Además, Vista Energy y Continental Resources anunciaron inversiones millonarias y la Secretaría de Energía celebró que las exportaciones de crudo crecieron más de 30% en lo que va del año, dejando una balanza energética positiva de unos 5.500 millones de dólares.

Por otro lado, Nación avanzó con Chubut en la firma en un acta para eliminar retenciones al petróleo convencional, pedido de las provincias cuya producción madura viene en declive. En materia política, el anuncio fue leído como parte de las negociaciones abiertas con los gobernadores por las reformas que la administración libertaria necesita, pero en materia productiva el comunicado oficial hizo foco en el “alivio” fiscal para garantizar la continuidad de la actividad.

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Por qué el Gobierno bajó retenciones al petróleo convencional pero dejó afuera del anuncio a Vaca Muerta es una pregunta legítima para sectores no especializados en el negocio petrolero. Para despejar dudas del sector más pujante actualmente en el país, El Litoral consultó a Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral y presidente de HUB Energía, quien hace semanas encabezó un seminario sobre el declino del convencional con riesgo económico, social y territorial.

“Es una señal evidentemente positiva, es relevante, es un paso hacia lograr incentivos, pero no es suficiente”, dijo Carnicer sobre si el anuncio oficial mueve la aguja. “Ahora faltan los avances a nivel provincia”, agrega, marcando el eje que considera decisivo para la producción del convencional en las cuencas maduras provinciales.

Una industria dividida en dos

El primer eje es despejar el el debate del aspecto puramente económico sino enlazarlo a una mirada territorial. “Recordemos cuál es la preocupación de los productores de hidrocarburos convencionales. En realidad es la preocupación de las provincias”, explica. “Si no se desarrolla el hidrocarburo convencional, se caen industria de hidrocarburos en provincias como Chubut, Santa Cruz o Mendoza”.

Carnicer señaló un punto que suele perderse en la discusión pública: aunque Vaca Muerta domina la escena, cerca del 40% del crudo y el 30% del gas que se produce en Argentina sigue siendo convencional, y casi la mitad de las reservas probadas de petróleo están en cuencas maduras. Sin ellas, el abastecimiento interno no está garantizado.

Sin embargo, el mapa está dividido en dos y distinta es la situación en “parte de Neuquén, de Río Negro y de Mendoza que desarrollan el no convencional y por lo tanto están en una excelente condición, concentrando hoy cerca del 70% de la producción de crudo y de gas”.

Sobre la quita de retenciones, consideró indispensable “cómo se manejan las regalías provinciales”. Recordó que Chubut ya propuso bajarlas del 12% al 8%. Sin ese avance, analiza que recomponer el convencional quedará a medio camino. “Es necesario para mantener las economías de estas provincias, con una industria que históricamente se desarrolló sin inconveniente, pero que evidentemente hoy es más conveniente la inversión a ser realizada en la cuenca neuquina”.

Costos y regulaciones

Como segundo eje cita a los costos. “Los Opex hoy en día en Vaca Muerta son más económicos que los que corresponden a áreas maduras”, señaló.

“Los costos operativos en Vaca Muerta son más económicos que los que corresponden a áreas maduras. Y esto sucede porque el convencional exige mayor exploración, mayor incertidumbre, más financiamiento. Porque el concepto histórico de buscar ‘el yacimiento’ no sucede en el no convencional”, describió.

Apuntó además que las razones no solo son técnicas, sino también políticas. En ese aspecto señaló que la quita de retenciones ayuda, pero no alcanza. “Habría que hacer un paquete integral de estímulo donde tienen que trabajar las provincias y la Nación”, dijo.

En ese plano, mencionó regulaciones provinciales que, en su opinión, perjudican la competitividad. “Hay provincias que establecen reglas que funcionan como proteccionismos económicos. Exigir un porcentaje muy alto de mano de obra local termina siendo un obstáculo”, dijo y apuntó al caso de Santa Cruz donde se estableció recientemente por ley que tiene que haber un 80% de mano de obra local.

Estas políticas, según Carnicer, no solo frenan inversiones sino que complican la disponibilidad de personal especializado: “Si no se capacita mano de obra a tiempo, o si se restringe el ingreso de trabajadores formados, no solo que no se puede desarrollar el sector sino que se corre el riesgo de estancarlo”.

“Habría que hacer un paquete integral de estímulo donde tienen que trabajar las provincias y la Nación. Para no perder puestos de trabajo, lo que se necesita es liberar condiciones regulatorias. Competir con Vaca Muerta, cuyos costos operativos hoy son mucho menores, requiere condiciones mucho más flexibles”, advirtió.

La inclinación de la balanza

Las últimas semanas estuvieron llenas de festejos en el plano energético: récord de YPF, exportaciones en alza, un superávit energético que supera los 5.500 millones de dólares. ¿No genera eso una ilusión de bonanza que tapa los problemas estructurales?, se le consultó

Carnicer lo descartó: “Que hemos llegado a un nivel de producción histórico, no cabe duda; que se debió a Vaca Muerta, no cabe duda. Pero nada de esto significa un autoengaño estadístico” En todo caso, señaló riesgos regionales: “Hay que tratar de desafectar el tema provincial del tema nacional. Las inversiones para Vaca Muerta y el impulso récord de las exportaciones es una realidad. Por lo tanto, las economías de las provincias tendrán que generar las mejores condiciones para que los hidrocarburos convencionales sean competitivos”.

Respecto al impacto sociodemográfico de estos vaivenes productivos, dijo que no es una preocupación pero sí que hay condiciones para atender. “Si las economías regionales impiden que venga a trabajar una persona capacitada porque no nació en la provincia, veo inconsistencias. Por un lado piden condiciones más adecuadas a nivel nacional y resignan ingresos por regalías, y simultáneamente imponen condiciones restrictivas para la mano de obra necesaria para desarrollar el sector”.

Mirando al norte

En el capítulo internacional, ante la estrecha relación abierta con los Estados Unidos y su impacto en la política energética local, el especialista indicó que es decisiva para el futuro argentino.

“Si hemos desarrollado Vaca Muerta como está hoy es por los conocimientos que hicieron los americanos en 2012 y 2013 y que implementamos desde 2017”, dijo. Recordó que Tecpetrol y Fortín de Piedra vivieron un salto técnico gracias al know-how estadounidense, con Horacio Marín —actual presidente de YPF— como figura clave.

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Fuente: El Litoral

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Economía: El petróleo subió 1% por las apuestas a un recorte de tasas en EEUU y nuevas dudas sobre la paz en Ucrania

El mercado energético cerró en terreno positivo tras nuevas señales de la Fed y un escenario diplomático que volvió a complicar las perspectivas de oferta rusa.

Los precios del petróleo subieron cerca de 1% este lunes, impulsados por el renovado optimismo del mercado respecto a un recorte de tasas en Estados Unidos en diciembre y por la creciente incertidumbre sobre el rumbo de las negociaciones de paz entre Rusia y Ucrania, que volvieron a introducir volatilidad en las expectativas de oferta global.

El futuros del crudo Brent cerraron en 63,37 dólares, con un alza de 1,3%, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) avanzó 1,3% hasta 58,84 dólares. Ambos contratos habían terminado el viernes en sus niveles más bajos desde el 21 de octubre, según datos de Reuters.

El impulso llegó luego de que el gobernador de la Reserva Federal, Christopher Waller, afirmara que los datos disponibles indicaban que el mercado laboral estadounidense seguía siendo “lo suficientemente débil” como para justificar otro recorte de un cuarto de punto en diciembre. Las probabilidades de flexibilización volvieron a aumentar, apoyadas también por los recientes comentarios del presidente de la Fed de Nueva York, John Williams, quien sostuvo que las tasas podían bajar “en el corto plazo”. Estas señales redujeron tensiones en los mercados financieros y elevaron las apuestas a un escenario de mayor demanda energética hacia fin de año.

Tensión por el proceso de paz y sanciones a Rusia

Al mismo tiempo, las perspectivas de un acuerdo entre Rusia y Ucrania volvieron a desdibujarse. Estados Unidos y Kiev buscaron ajustar una propuesta que había sido criticada por ser demasiado favorable al Kremlin, lo que mantuvo la atención del mercado sobre el posible impacto en la oferta rusa.

Analistas de Ritterbusch and Associates señalaron que la reciente baja del crudo estaba atada al “progreso reportado” en las negociaciones, pero advirtieron que una reducción superior al 5% en la prima de riesgo geopolítico resultaba “excesiva”, considerando la posibilidad de que la guerra se prolongara.

A esto se sumaron las nuevas sanciones estadounidenses a Rosneft y Lukoil, que entraron en vigor el viernes y generaron fricciones que normalmente impulsarían los precios. Sin embargo, la atención del mercado siguió centrada en la evolución del diálogo entre Moscú y Kiev.

Cálculos de Reuters mostraron que los ingresos petroleros y gasíferos del gobierno ruso podrían caer alrededor del 35% interanual en noviembre, hasta 520.000 millones de rublos (unos 6.590 millones de dólares), debido al petróleo más barato y a un rublo más fuerte.

Mercados divididos sobre la Fed y proyecciones a futuro

La incertidumbre respecto a los próximos pasos de la Fed continuó generando divisiones entre bancos de inversión. Mientras algunos operadores anticiparon un recorte en diciembre, otros alertaron sobre señales contradictorias en materia de empleo e inflación.

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Fuente: Ámbito

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Empleo: Minería requerirá personal capacitado para cubrir 200.000 puestos

La Universidad Siglo 21 y la IFC, brazo del Banco Mundial, crearán carreras técnicas y de grado que preparen a la nueva generación de profesionales de los sectores minero y energético de la Argentina.

La Argentina necesitará alrededor de 200.000 profesionales calificados antes de 2030 para acompañar la expansión de proyectos vinculados al crecimiento del sector minero y energético. Ante estas cifras que superan la capacidad de formación actual, instituciones educativas y organismos internacionales comenzaron a diseñar alternativas para satisfacer la demanda.

En esa proyección se inscribe el acuerdo que la Universidad Siglo 21 firmó con la Corporación Financiera Internacional (IFC por sus siglas en inglés), un brazo del Grupo Banco Mundial, para impulsar un plan educativo que forme talento especializado. La alianza apunta a fortalecer la vinculación entre la educación superior y el sector productivo.

Qué propone Siglo 21 para la minería sostenible que viene

La institución anunció que trabajará en un portafolio de carreras técnicas, de grado y de posgrado, y en programas de formación continua pensados para cubrir las necesidades reales de la minería moderna. Las áreas priorizadas incluyen:

  • geología aplicada,
  • ingeniería ambiental,
  • gestión de proyectos sostenibles,
  • energías renovables,
  • y especializaciones vinculadas al litio.

En la IFC explican que el objetivo es reducir la distancia entre “el aula y el yacimiento”, con propuestas que respondan a un sector que exige personal calificado de forma inmediata.

La actividad minera moviliza inversiones de gran volumen:

  • U$S 9.000 millones en construcción y producción actuales,
  • U$S 20.000 millones adicionales en proyectos factibles para los próximos años.

El empleo también muestra un crecimiento acelerado. Hoy hay 40.000 puestos directos, pero el total se multiplica entre 3 y 8 veces cuando se suman los roles indirectos e inducidos. La comparación regional refuerza la tendencia: Chile y Perú ya superan los 240.000 empleos directos cada uno.

Este panorama posiciona al sector como uno de los más dinámicos para jóvenes que buscan oportunidades en tecnología, sostenibilidad, geociencias o gestión ambiental. Además, varias formaciones que impulsa Siglo 21 tienen formatos virtuales o combinados, lo que abre el acceso a estudiantes de todas las provincias.

Qué implica para estudiantes y futuros profesionales

El acuerdo entre la Univerisdad Siglo 21 y la IFC apunta a impulsar carreras con rápida salida laboral, un enfoque que se alinea con la búsqueda actual de muchos jóvenes.

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Fuente: La Gaceta

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Internacionales: Europa ya no depende del gas ruso; depende de algo más difícil de sustituir

La Unión Europea no ha construido una fundición nueva desde los 90: ahora paga el precio.

Europa acaba de aprender una lección incómoda. Tras la invasión rusa a Ucrania, la Unión Europea se movilizó a una velocidad inédita para cortar el cordón umbilical del gas ruso. Lo consiguió —más o menos, porque ha sido una historia a trompicones— con REPowerEU: nuevas infraestructuras, diversificación de proveedores y ajustes dolorosos pero eficaces.

Se vienen los metales

Sin embargo, en segundo plano, se ha consolidado una vulnerabilidad más profunda y difícil de revertir. Como advertía Richard Holtum, directivo de Trafigura, en su columna para Financial Times, “Europa ha dejado de ser dependiente del gas ruso para volverse vulnerable en algo todavía más estructural: sus cadenas de suministro de metales”. Y eso, según él mismo, tiene una consecuencia muy simple y muy grave: “Sin metales críticos no hay semiconductores, ni energías renovables, ni equipos militares, ni inteligencia artificial”.

El laberinto de los metales críticos. La raíz del problema es doble: una dependencia abrumadora del exterior y una erosión silenciosa de la capacidad industrial europea para producir y transformar los minerales que sostienen la economía moderna. Holtum lo resume con un dato demoledor: Europa no ha construido ni un solo nuevo complejo de refinado desde los años 90, y en la última década ha cerrado o recortado cerca de un tercio de los que tenía.

Entretanto, China desplegó una estrategia deliberada para absorber la capacidad mundial de refinado, el eslabón clave de la cadena. Hoy controla entre el 70% y el 90% del procesamiento global de muchos metales esenciales.

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Las cifras lo confirman. Un metaanálisis europeo, publicado en Springer Nature, revela que la UE no produce nada de galio, germanio, vanadio o tierras raras que consume; solo porcentajes residuales de litio (0,1%), cobalto (0,5%), níquel (1%) o grafito natural. El mismo estudio concluye que el objetivo comunitario de cubrir el 10% de sus necesidades de materias primas críticas hacia 2030 es, sencillamente, “irrealista” para la mayoría de metales. Europa depende casi por completo de otros para acceder a los materiales que permiten fabricar desde baterías hasta armamento avanzado.

A esa debilidad estructural se suma un problema de escala: la demanda se multiplicará entre seis y quince veces de aquí a 2050 debido a la electrificación del transporte, el despliegue masivo de renovables y la digitalización acelerada. La Unión necesita más metales que nunca justo cuando menos capacidad tiene para producirlos o refinarlos.

Una industria estratégica que se tambalea. El impacto ya es visible. Según Euronews, la siderurgia europea habla abiertamente de “supervivencia” ante el aluvión de acero chino fuertemente subvencionado y los aranceles punitivos estadounidenses. La industria química, otro pilar histórico del tejido industrial europeo, atraviesa un deterioro aún más severo: plantas cerradas, inversiones evaporadas y un consenso creciente entre analistas de que “la desindustrialización ya no es un riesgo: es una realidad”.

La ironía es amarga

La UE quiere electrificarlo todo, pero no controla los materiales mínimos de esa electrificación. Las turbinas eólicas contienen más de 8.000 piezas, muchas con metales críticos; los paneles solares generan cantidades crecientes de residuos cuyo reciclaje es aún incipiente; el 85% de una turbina puede reciclarse, pero casi nadie lo hace.

Lo que debería ser el pasaporte europeo hacia la autonomía energética se convierte en un cuello de botella que amenaza con parar fábricas, retrasar infraestructuras y socavar la transición verde.

China, de proveedor a minotauro industrial. La fricción con China ya no es solo comercial: es estructural. Pekín ha endurecido en el último año sus controles a la exportación de metales críticos. Según el World Economic Forum, las restricciones recientes sobre tierras raras, galio, germanio y antimonio han elevado los precios, obligado a plantas europeas a parar y generado un clima de incertidumbre permanente para industrias enteras.

Se puede explicar con un ejemplo reciente: para obtener licencias de importación, las empresas alemanas deben entregar al Gobierno chino información extremadamente detallada: diagramas de fabricación, fotografías indicando dónde se alojan las tierras raras en un producto, listas de clientes, volúmenes de inventario, datos de producción de los últimos tres años y previsiones futuras.

Mientras tanto, el Gobierno alemán reconoce que ni siquiera dispone de ese nivel de detalle sobre sus propias compañías. La paradoja es evidente: China sabe más sobre la anatomía industrial alemana que el propio Estado alemán.

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Esa asimetría alimenta una forma de coerción quirúrgica: retrasar una licencia crítica aquí, ralentizar un flujo clave allá, tensar negociaciones bilaterales, presionar a través de controles rotatorios cada seis meses. El mensaje de fondo es claro: quien depende, obedece, o mejor conocido como “Second China Shock”.

Una respuesta que llega tarde. La reacción europea está en marcha, aunque muchos reconocen que llega con retraso. Según la Comisión Europea, Bruselas presentará antes de fin de año el nuevo plan RESourceEU, destinado a garantizar suministro, crear reservas estratégicas, reforzar acuerdos con terceros países y reimpulsar la minería y el refinado dentro de la UE.

A esto se añadirá la creación de un Centro Europeo de Materias Primas Críticas, encargado de coordinar compras conjuntas, monitorizar riesgos y actuar como punto neurálgico de inteligencia industrial.

El programa de trabajo de la Comisión para 2026, bajo el lema “Europe’s Independence Moment”, también sitúa el acceso a materias primas en el corazón de su estrategia de soberanía. Junto al refuerzo de capacidades de defensa, la protección de infraestructuras críticas y el impulso a la innovación, Bruselas admite por primera vez que sin acceso estable a minerales esenciales ningún proyecto de autonomía industrial es viable.

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El regreso del “stockpiling”. Uno de los giros más relevantes es el debate sobre las reservas estratégicas. Según un reportaje de Financial Times, la UE lanzará una consulta para decidir qué metales almacenar, cuánto comprar y cómo financiarlo. Es un cambio profundo: Europa lleva décadas con reservas de petróleo, pero nunca ha considerado almacenar minerales críticos.

Sin embargo, surge un problema evidente. Algunos materiales —como el litio hidróxido, recuerda Fastmarkets— tienen una vida útil de apenas seis meses incluso almacenados correctamente. Otros, como ciertos óxidos metálicos, requieren condiciones de humedad y temperatura muy específicas. Y en el caso de metales como el galio o el germanio, comprar masivamente implicaría adquirirlos a China. La paradoja es transparente: Europa podría intentar reforzar su autonomía comprando más a quien genera su vulnerabilidad.

El obstáculo político tampoco es menor. El estudio académico que analizaba el potencial minero europeo señala que hay reservas relevantes de varios metales dentro del continente, pero los impedimentos son sociales y regulatorios: oposición local, burocracia lenta, permisos que tardan décadas, inseguridad normativa. Sin minería ni fundición, cualquier plan europeo corre el riesgo de quedarse en declaraciones.

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Aliado imprescindible y rival inevitable. La otra variable es Estados Unidos. Washington lleva dos años de ventaja en esta carrera. Según hemos explicado en Xataka, EEUU y Australia han firmado un acuerdo que podría movilizar 8.500 millones de dólares para proyectos de minerales críticos, incluidas nuevas refinerías de galio.

El Pentágono ya ha destinado cientos de millones a contratos de antimonio y otros metales estratégicos. Y tanto con Biden como con Trump, la diplomacia mineral forma parte central de la estrategia exterior estadounidense: inversiones en Ucrania, proyectos ferroviarios en Angola, alianzas con Japón, Corea del Sur y Canadá, y una fuerte presión para asegurar cadenas de suministro alineadas con Washington.

El riesgo para Europa es obvio. Si Estados Unidos absorbe la mayoría de la oferta alternativa a China —Australia, Canadá, África—, la UE podría quedarse sin proveedores con los que diversificar. La ventana se estrecha a medida que las tensiones geopolíticas aumentan.

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Fuente: Xataca

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Phoenix Global Resources expande la frontera no convencional y se convierte en el principal productor de petróleo de Río Negro

La compañía Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con una participación minoritaria de Integra Holding, se convirtió en el principal productor de petróleo de Río Negro. En octubre, la petrolera puso en marcha los primeros cuatro pozos exploratorios en el área Confluencia Sur, que se encuentra en la zona rionegrina de la formación no convencional y marcó un hito en la expansión de la frontera de Vaca Muerta.

En los hechos, Phoenix puso en producción el primer pad de cuatro pozos no convencionales que tuvieron una perforación de 3.000 metros de rama lateral, alcanzando una profundidad final de 6.350 metros cada uno.

La producción del nuevo pad en Confluencia Sur supera los 5.000 barriles diarios de petróleo (bbl/d) dentro del período de well testing, con proyección a continuar incrementándose. Este volumen se complementa con la producción de Confluencia Norte, superando los 7.000 bbl/d. De esta manera, Phoenix es responsable de más del 25% de la producción total de petróleo de Río Negro.

El comportamiento dinámico de los pozos es excelente y en algunos de los casos, mostrando volúmenes de petróleo significativos en las primeras horas de ensayo”, señalaron desde la compañía.

“Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 105 etapas”, destacó la petrolera, que tiene activos en las cuencas Neuquina (Neuquén y Río Negro) y Cuyana (Mendoza).

Expansión de la frontera de Vaca Muerta

Los pozos no convencionales en Confluencia Sur de Río Negro confirman la presencia del reservorio Vaca Muerta en el área y con características de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en los bloques Mata Mora Norte (Neuquén) y Confluencia Norte (Río Negro).

El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, subrayó que “es muy impresionante cuando uno compara un mapa de Vaca Muerta de hace apenas algunos años. En algunos ni siquiera aparecía Mata Mora y en ninguno Confluencia. La visión estratégica del equipo de Phoenix y una ejecución de clase mundial, nos ha permitido poner en valor activos que no estaban en el radar de la industria”. Y añadió: “como rionegrino, estoy orgulloso de poder contribuir con mi provincia a que sea parte del proyecto más transformador que ha tenido la Argentina en las últimas décadas”.

Phoenix tiene un compromiso de inversión en Río Negro de US$ 110 millones en un plan de ejecución completa del pad de cuatro pozos dentro de la exploración de los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur. La inversión también incluye un total de siete pozos horizontales con rama lateral de 3.000 metros y el registro y procesamiento de sísmica 3D por 228 kilómetros para ambas áreas.

En los últimos años, Phoenix Global Resources invirtió en activos en Vaca Muerta: Mata Mora Norte y Sur en la provincia de Neuquén y Confluencia Norte y Sur en la provincia de Río Negro.

Con la adquisición de estas últimas dos áreas en julio de 2023, la compañía se consolida teniendo una presencia significativa en una de las formaciones de shale más grandes del mundo con 500 kilómetros cuadrados (km2) en una zona de productividad comprobada. En los últimos días alcanzó una producción de 19.000 bbl/d en sus activos no convencionales.

, Roberto Bellato

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Con la incorporación de dos bloques en Vaca Muerta, GeoPark aumenta sus reservas totales de hidrocarburos

GeoPark, la petrolera independiente colombiana, anunció que los bloques no convencionales de petróleo Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, adquiridos a Pluspetrol en Vaca Muerta , impulsó significativamente su portafolio de activos. La empresa reportó un 430% de Tasa de Reemplazo de Reservas 2P (probadas y probables), logro que se debe principalmente a la incorporación de 36,7 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe) en la Argentina.

Esta adquisición estratégica ha transformado el perfil de la compañía. Las reservas 2P totales (Probadas y Probables) de GeoPark aumentaron un 38% interanual , y los activos argentinos en Vaca Muerta ya representan el 30% de las reservas totales certificadas de la empresa, comunicó la empresa al mercado, tras la reciente compra de los dos bloques a Pluspetrol en una operación valuada en US$115 millones.

Las primeras operaciones de Geopark en Vaca Muerta

Luego de una demorada llegada a Vaca Muerta tras un acuerdo frustrado con Phoenix Global Resources, el crecimiento fue tan significativo que el Índice de Vida de Reservas 2P (RLI) de GeoPark aumentó un 80%, alcanzando los 12,7 años. Además, la eficiencia de capital de la compañía se destacó con un bajo costo FD&A (en español: costo de hallazgo, desarrollo y adquisición) de USD 4,3 por boe en base 2P.

Los planes de Geopark en VacaMuerta

La empresa informó que inició la optimización en Loma Jarillosa Este y presentó Puesto Silva Oeste para certificación, logrando reclasificar 3,4 MMboe como reservas 2P y 24,6 mmboe como reservas 3P. En ese sentido, ya tiene en marcha un plan de desarrollo transformacional que incluye un nuevo programa de perforación para la segunda mitad de 2026, con el objetivo de alcanzar una meta de producción plateau de 20.000 boed para el año 2028.

El éxito en la Argentina se combina con una base de activos estable en Colombia, lo que resultó en un portafolio más sólido y diversificado. El Valor Presente Neto 2P (NPV10) después de impuestos de las reservas consolidadas de GeoPark se estimó en USD 1.300 millones , con un valor ajustado por deuda neta de USD 15,8 por acción.

En su informe al mercado, GeoPark precisó que en Colombia logró un crecimiento de reservas 2P de aproximadamente 2,6 MMboe (excluyendo el efecto de desinversiones), impulsado por revisiones técnicas en los bloques CPO-5 y Llanos 123. La base de producción estable del bloque Llanos 34 continúa contribuyendo a las reservas, apoyada en iniciativas de recobro mejorado, inyección de agua y perforación de pozos infill.

El CEO de GeoPark, Felipe Bayon, destacó que “la capacidad de la empresa para incrementar reservas significativas y al mismo tiempo mantener bajos costos es un testimonio de su enfoque estratégico y capacidades operacionales”. La eficiencia de capital demostrada por el costo FD&A de US$4,3 por boe subraya el enfoque disciplinado en la asignación de capital para generar barriles de alta calidad y valor agregado a costos competitivos.

Este bajo costo es clave para el portafolio, que equilibra el alto potencial de crecimiento de Vaca Muerta con la base de producción estable y madura de Colombia. La gerencia consideró que este crecimiento significativo en reservas, combinado con el mantenimiento de bajos costos y la extensión de la vida útil de las reservas, prepara a GeoPark para un futuro más resiliente y diversificado”.

, Ignacio Ortiz

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Texas lleva aprobados 6 préstamos millonarios subsidiados para 3500 MW de proyectos de generación a gas natural

El estado de Texas en los Estados Unidos acaba de otorgar un nuevo préstamo subsidiado para la construcción de una central eléctrica a gas natural. Se trata del sexto préstamo que es otorgado a través de un fondo energético estatal de US$ 7200 millones que fue creado para apoyar la construcción de generación despachable en un mercado eléctrico que actualmente es más favorable a los proyectos con renovables y baterías. Los proyectos aprobados alcanzan una potencia de 3500 MW a gas natural.

El gobernador de Texas, Greg Abott, anunció la semana pasada el otorgamiento de un sexto préstamo a través del Texas Energy Fund (TxEF). La compañía generadora NRG Energy recibirá el préstamo para la construcción de un proyecto de 455 MW de generación eléctrica a gas natural.

El contrato del préstamo establece que el costo total del proyecto se estima en menos de US$ 617 millones. El préstamo TxEF es por hasta US$ 370 millones, o el 60% del costo total del proyecto, a una tasa de interés del 3% y a devolver en 20 años.

La Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT) informó que los préstamos aprobados hasta el momento ya alcanzan a proyectos que suman más de 3.5 GW de generación a gas.

Incentivos a la generación despachable

El financiamiento público intenta subsanar la falta de incentivos para la construcción de generación despachable en ERCOT, la red de transmisión y el mercado mayorista eléctricos que sirven al 90% del territorio y a prácticamente toda la demanda eléctrica en Texas.

La legislatura estatal en Texas en 2023 creó por ley el fondo TxEF, destinado principalmente a proporcionar préstamos a bajo interés para proyectos que agregan generación nueva y despachable en el área de ERCOT. Para este fin dispone de hasta US$ 7200 millones para otorgar préstamos. La creación del fondo también fue respalda por el voto popular a través de consulta pública.

La iniciativa tiene su raíz en la crisis energética del invierno de 2021 que dejó a casi un tercio de la demanda eléctrica de Texas sin servicio eléctrico durante más de una semana. La ola polar puso de relieve la debilidad de la infraestructura energética para soportar eventos climáticos extremos y generó un debate sobre la necesidad de adaptación de la infraestructura existente y su costo económico.

Sin embargo, el gobierno de Abbott incluyó en la discusión el financiamiento de nuevos proyectos de generación eléctrica «despachable», un término que 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.

Mercado eléctrico

La necesidad de incentivos para promover nueva generación despachable resulta contraintuitiva en la medida que el mercado eléctrico de Texas es considerado uno de los más competitivos del planeta y está siendo testigo de un importante crecimiento en la demanda de energía producto del crecimiento industrial y la instalación de data centers.

ERCOT es un mercado mayorista eléctrico en el que solamente se vende y compra energía, lo que se conoce en la jerga de la industria como energy only market. El mercado tejano no remunera capacidad y los ingresos de las generadoras son únicamente por venta de energía.

NRG Energy fue hasta ahora la principal beneficiaria del programa, recibiendo préstamos por 1148 millones de dólares. Rob Gaudette, vicepresidente ejecutivo de NRG, explicó que la planificación de centrales es difícil ya que no depende de contratos a largo plazo con clientes específicos sino de las condiciones generales del mercado. Un argumento es que no hay claridad sobre qué parte de la demanda de electricidad prevista por los data centers para inteligencia artificial se hará realidad.

Sectores de la oposición y de la industria de generación han cuestionado que los préstamos subsidiados a la generación a gas no son necesarios y que distorsionan el mercado. Además de los seis contratos de préstamo aprobados, hay 11 solicitudes en proceso de diligencia debida que en conjunto representan 5406 MW de nueva generación despachable propuesta para la red ERCOT.

En paralelo, avanzan también otras iniciativas para dar más respaldo a las inversiones en generación despachable. El Senado de Texas este año dio media sanción a un proyecto de ley que 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 equivalente de nueva capacidad a gas natural u otras fuentes consideradas despachables. 

, Nicolás Deza

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Nuclearis avanza hacia el licenciamiento de su microrreactor nuclear de diseño argentino

La empresa argentina Nuclearis está por concluir su primer hito en su estrategia de licenciamiento y desarrollo comercial de un microrreactor nuclear en el mercado estadounidense. El fabricante de insumos y componentes para las centrales nucleares argentinas espera obtener en los próximos meses en los EE.UU. la patente definitiva del N1, un reactor modular micro de 17 MW eléctricos.

Mientras tanto, la empresa ya trabaja en la ingeniería básica de cara a comenzar con el proceso de licenciamiento del reactor, del cual esperan poder construir una primera unidad en EE.UU. o en la Argentina, según explicó a EconoJournal el CEO y fundador de Nuclearis, Santiago Badran.

¿Quiénes son?

Nuclearis es una empresa consolidada en la industria nuclear argentina desde hace 15 años, que se destaca por la fabricación de insumos nucleares críticos, principalmente para la operación de las centrales Atucha I y II. “Somos la única empresa 100% privada en América Latina en haber certificado ASME III, una certificación que te permite fabricar componentes para centrales en cualquier parte del mundo”, subrayó Badran.

Atento a las oportunidades que se están abriendo en el mercado internacional a partir del renovado interés en la energía nuclear, el fundador de Nuclearis decidió incursionar en el diseño de reactores nucleares y específicamente en el segmento de microrreactores. De ese interés surge el concepto del reactor N1, un diseño cuya característica distintiva pasa por la gestión del combustible gastado.

El objetivo inmediato fue transformar esa idea en un proyecto industrial, para lo cual Badran se asoció con inversores extranjeros para constituir Nuclearis Energy en los EE.UU. La empresa está tramitando la patente de invención del diseño del N1 ante la Oficina de Patentes y Marcas registradas de los EE.UU. y espera obtenerla en la primera mitad de 2026. Mientras tanto, ya están trabajando en la ingeniería básica, pensando en la siguiente etapa, que será comenzar con el licenciamiento del reactor ante la Comisión Regulatoria Nuclear (NRC) estadounidense en donde ya han presentado formalmente la inscripción inicial.

La inversión estimada para llegar a un first of a kind (FOAK, siglas de primera versión de un diseño) asciende a los US$ 600 millones. Badran no descarta replicar el licenciamiento en la Argentina para construir la primera versión en el país. “La ingeniería se hará íntegramente en Argentina. Mi ambición es por lo menos el primer FOAK instalarlo en nuestro país”, dijo.

Reducción de CAPEX y OPEX

El N1 es un reactor modular micro de 17 MWe que utiliza como combustible uranio enriquecido por debajo del 5%. El reactor puede generar electricidad durante 20 años y su diseño no contempla la posibilidad de recambio de los combustibles. Lejos de ser una desventaja, esta última característica forma parte de una filosofía de diseño que persigue el abaratamiento de los costos vinculados con el combustible nuclear en el segmento de microrreactores. En concreto, Nuclearis impulsa un diseño que privilegia la reducción de gastos de capital y de operación al transformar al reactor en su propio almacenamiento del combustible gastado luego de 20 años de operación.

La operación usual en las centrales nucleares es el recambio de combustibles, trasladando los combustibles gastados primero a piletas de enfriamiento y luego a unos cilindros de almacenamiento en seco, en donde pueden permanecer por casi un siglo. Esta operación convencional está pensada también para muchos diseños de reactores modulares pequeños (SMR) y también de microrreactores.

En contraste, Nuclearis está desarrollando el N1 pensando en disminuir significativamente los costos asociados con la gestión del combustible nuclear gastado al ofrecer un diseño en donde el reactor y su combustible están insertos dentro de su propia unidad de almacenamiento en seco o dry-storage.

“Todo el movimiento necesario para introducir combustible nuevo o hacer recambio requiere de mecanismos y maquinarias para sacarlos, llevarlos a la pileta de decaimiento y luego de cinco años transportarlos con otros dispositivos hasta el almacenamiento en seco, que implican una inversión brutal. Entonces pensé en el concepto de un reactor descartable, que se construye bajo tierra, opera por 20 años y cuando el combustible se gasta ya está dentro de una pileta que es la vasija del reactor. Después de cinco años se retira el agua, se colocan gases inertes y se convierte en su propio reservorio en seco”, explicó Badran.

Esto permite que el combustible pueda quedar alojado en el sitio de forma segura durante casi un siglo, como ocurre actualmente en las centrales nucleares. Nuclearis firmó este año un acuerdo con DeepGEO, una empresa americana cuyo negocio está enfocado en crear alianzas internacionales para la construcción de centros internacionales para la disposición final de combustibles gastados. Actualmente Finlandia es el único país que cuenta con una solución de este tipo con la pronta inauguración de un repositorio geológico subterráneo para combustibles de uranio quemados.

Licenciamiento más veloz

Otro aspecto estructural del diseño es que busca ser más sencillo y veloz de licenciar. El N1 es un diseño de reactor presurizado de agua liviana (PWR) que utilizará tecnologías y componentes ya empleados en las centrales convencionales de ese tipo, pero en una configuración novedosa. “Este no es un proyecto de investigación; es un proyecto de ingeniería”, sintetizó Badran. Se trata de una línea conceptual similar a la perseguida con el diseño del reactor ACR-300 patentado por INVAP.

La administración de Donald Trump introdujo este año cambios regulatorios para facilitar el licenciamiento de diseños de reactores SMR y micro. No obstante, para el líder de Nuclearis la oportunidad de negocio está en tener un diseño que no persiga innovaciones científicas sino solamente innovaciones mecánicas para así introducirse rápido en el mercado. Una característica central que destacó del N1 es que, a diferencia de la mayoría de diseños en el segmento de micro reactores, no utilizará combustible HALEU, término industrial que refiere a elementos combustibles con uranio enriquecido entre un 5 y 20%. 

“Creemos que el licenciamiento de este reactor va a ser mucho más simple que otros micro reactores. La mayoría son reactores de cuarta generación que se están diseñando en este momento en todo el mundo, planifican utilizar combustible al 10%, de enriquecimiento. Me parecen buenísimas esas tecnologías, pero todavía faltan 10 o 15 años de desarrollo científico para que puedan tener una implementación industrial real”, explicó.

El CEO y fundador de Nuclearis, Santiago Badran.

Expertise en insumos nucleares

Un sello distintivo del proyecto N1 es que tiene detrás a Nuclearis, una empresa ya consolidada como proveedora de insumos con certificación ASME nuclear para las centrales nucleares y de soluciones de ingeniería en el país. Badran fundó la compañía en 2009 para diseñar y fabricar anillos de cierre, un insumo crítico para la operación de las centrales Atucha I y II. Con el paso de los años desarrolló diferentes componentes y productos para el sector, como válvulas para los circuitos primarios de agua pesada en las Atuchas, pastillas de Cobalto 59, y otros componentes Clase 1 para Embalse.

“Cada vez que cambian un combustible en Atucha tiene que entrar un anillo de estos, que es la parte que sella para que el agua pesada no salga del reactor. Es decir es un consumible del reactor. En 2010 desarrollamos la fabricación automatizada de estos anillos que eran originarios de Alemania y hemos ganado todas las licitaciones desde aquella época. Atucha I hace 15 años que funciona con estos anillos y Atucha II se puso en marcha también con los mismos. Venimos con el invicto de que nunca falló un solo anillo de todos los miles que fabricamos”, resumió Badran.

, Nicolás Deza

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Phoenix consolida su avance en Vaca Muerta y toma el control de cuatro pozos

El Gobierno de Río Negro destacó la puesta en producción de los primeros cuatro pozos no convencionales de Phoenix Global Resources en Confluencia Sur, un avance que confirma el potencial de Vaca Muerta. La compañía ya aporta el treinta por ciento de la producción provincial.

Este desarrollo ratifica que en Río Negro hay capacidad de atraer inversiones, generar producción y consolidar un crecimiento sostenido dentro del mapa energético nacional.

Los cuatro pozos ya superan los 5.000 barriles diarios en período de ensayo y, sumados a Confluencia Norte, la producción total se acerca a los 7.000 barriles por día.

Con esta puesta en marcha, Phoenix completó el compromiso exploratorio asumido con la Provincia: 7 pozos horizontales y el registro y procesamiento de 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en los bloques Confluencia Norte y Sur, con una inversión que supera los U$S110 millones.

El Gobierno Provincial destacó que, cuando las operadoras invierten y cumplen sus compromisos, la Provincia crece. Este tipo de proyectos significa más producción, más empleo y más oportunidades para las y los rionegrinos.

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Advierten que las tarifas de luz y gas subieron por encima de la inflación

Un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (UBA-CONICET) estimó que el gasto en servicios públicos aumentó un 1,8% interanual en noviembre en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Y marcó que desde diciembre de 2023, el presupuesto familiar aumentó un 525%.

De acuerdo al estudio, un hogar promedio del AMBA requirió en noviembre un presupuesto de $173.480 para solventar esta categoría de gastos. La cifra incluye los gastos de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte público para una familia.

El estudio, además de marcar que el costo de la canasta de servicios subió un 1,8% respecto al mes anterior, ubica un 30% por encima de los valores registrados en el mismo mes de 2024.

El peso del transporte para las familias

Al desglosar los gastos mensuales, el transporte público se consolida como la carga más pesada para el bolsillo, ya que representa casi la mitad del total de la canasta:

  • Transporte: $81.233
  • Electricidad: $37.098
  • Gas: $24.071
  • Agua: $31.078

En el rubro transporte, el informe destaca una brecha significativa entre lo que paga el usuario y el costo real del servicio. Si bien el boleto de colectivo promedio se ubica en $592,2, el “costo técnico” sin ningún tipo de subvención estatal sería de $1.662.

Actualmente, los hogares del AMBA abonan tarifas que, en promedio, cubren el 52% de los costos reales de los servicios, mientras que el Estado absorbe el 48% restante. Los porcentajes varían según el servicio y la categoría del hogar (mayores o menores ingresos).

El reporte también realiza una comparativa impactante respecto al inicio de la gestión actual. Si se toma como punto de partida diciembre de 2023, todos los servicios públicos aumentaron muy por encima del Índice de Precios al Consumidor (IPC).

En este período, la canasta total de servicios tuvo un incremento del 525%. El detalle por servicio muestra la disparidad de los ajustes:

  • Transporte: +912%
  • Gas: +748%
  • Agua: +365%
  • Luz: +263%

En ese mismo período la inflación acumulada es del 240%. La explicación es que la canasta del IPC tiene más de 20 años y está desactualizada, por lo que le da poco peso al aumento de los servicios. Lo que más influye en el número final son los alimentos, que por la recesión y la estabilidad cambiaria son los que menos aumentos han sufrido.

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Vaca Muerta, clave para el superávit energético del país

El crecimiento sostenido que viene registrando Vaca Muerta, la formación geológica que contiene la segunda reserva mundial de gas y la cuarta de petróleo, fue fundamental para que el sector energético argentino haya logrado en octubre último el mayor ingreso neto de los últimos diez años.

De acuerdo a un informe del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (Iaraf) elaborado por su director, Nadin Argañaraz, el saldo positivo entre lo que la Argentina importó y exportó en materia energética durante ese mes fue de 708 millones de dólares, mientras que el superávit acumulado en los últimos doce meses llegó a 7.470 millones de dólares.

Esto se debe tanto a un aumento en las exportaciones como a una disminución en las importaciones, ya que las ventas al exterior de octubre fueron de 913 millones, mientras que las importaciones del sector llegaron apenas a los 205 millones de dólares.

Esta dinámica permitió que el superávit energético explique casi el 90% del saldo favorable general de la balanza comercial del mes. Cabe recordar que el incremento de la producción de petróleo ha compensado con creces la baja en la cotización del barril de petróleo Brent (de referencia para nuestro país), ya que meses atrás rondaba los 80 dólares mientras que la última cotización llegó a los 62 dólares por barril.

Justamente, la producción de petróleo del país en octubre marcó un hito al llegar a los 859.500 barriles por día, superando el récord histórico de mayo de 1998, cuando se extrajeron 858.329 barriles diarios. Este fenómeno se explica por la extracción no convencional de petróleo, que se da exclusivamente en Vaca Muerta.

La provincia de Neuquén también alcanzó una marca histórica: produjo en octubre 587.190 mil barriles de petróleo, logrando un crecimiento interanual del 31,23%. De ese total, el 96,7 % fue petróleo no convencional (567.802 barriles diarios). La estabilidad política y jurídica de la Provincia ha permitido un incremento constante en la curva de aprendizaje de las empresas operadoras, que no dudan en invertir fuertemente a pesar de los vaivenes económicos que ha sufrido el país en los últimos 13 años, cuando comenzó la explotación de Vaca Muerta.

Al analizar la balanza energética del país en los últimos 12 meses, se comprueba que el menor precio en la energía comprada al exterior permitió un ahorro de 579 millones de dólares y la reducción del volumen importado contribuyó con 143 millones de dólares. En cuanto a las ventas externas, la caída del precio internacional mermó los ingresos en 1.010 millones de dólares, pero esto fue compensado por un incremento del volumen exportado que sumó 2.033 millones de dólares.

Mirando hacia el futuro, el crecimiento del superávit de la balanza energética está asegurado. No solo por la suba de la producción, sino también por los proyectos en marcha para sumar infraestructura que permita transportar tanto el petróleo como el gas. En este último caso, la gran apuesta es la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a través de barcos para llegar a los mercados de ultramar.

En definitiva, Vaca Muerta está destinada a convertirse en uno de los dos principales motores para el ingreso de divisas al país. Cálculos privados indican que en los próximos seis o siete años la exportación de hidrocarburos podría aportar tantos dólares como las ventas agro-ganaderas, es decir, unos 30.000 millones de dólares anuales.

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Río Negro profundiza la formación en energía nuclear

El gobernador Alberto Weretilneck encabezó en Cipolletti la entrega de certificados de un diplomado y dos cursos sobre “Energía nuclear, radiaciones, radiactividad y ambiente” dictados por el Instituto Balseiro, en conjunto con el Gobierno de Río Negro. Las clases y actividades se desarrollaron mediante una modalidad virtual y estuvieron dirigidas a residentes de la provincia.

Weretilneck destacó que las propuestas llegaron a más de 30 localidades de la provincia y felicitó a quienes completaron las instancias de formación. Destacó el valor de seguir estudiando a lo largo de la vida: “Han demostrado que no hay edad ni tiempos para el estudio. La edad para formarse, enriquecerse y aprender es toda la vida”.

El diplomado “Energía Nuclear: usos, beneficios y desafíos” fue diseñado para el público en general, logrando una destacada convocatoria con 78 personas de 18 localidades distintas. En cuanto a los cursos, estuvieron destinados a docentes de la provincia: 70 de nivel primario y 114 de los niveles secundario y terciario. Para los cursantes de la Zona Andina, la entrega de certificados se realizará el próximo martes 25 en el Salón de Actos del Instituto Balseiro, en Bariloche.

Las propuestas fueron organizadas por el Instituto Balseiro, en conjunto con la Secretaría de Energía y Ambiente, la Secretaría de la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades y el Ministerio de Educación y Derechos Humanos.

El gobernador subrayó además la decisión de la Provincia de impulsar una “democracia del conocimiento” para lograr “consenso social ante los grandes proyectos estratégicos de la provincia”. Para ello es “muy importante que la mayor cantidad de rionegrinos accedan a este tipo de formaciones y que los docentes tengan herramientas para el debate”, señaló.

La Ministra de Educación, Patricia Campos, y la Secretaria de Educación, Silvia Arza, acompañaron la ceremonia y reconocieron el esfuerzo sostenido de los cursantes a lo largo de los meses de cursada. Todas estas acciones cuentan con reconocimiento de interés provincial por parte del Consejo Provincial de Educación.

Esta iniciativa surge gracias al trabajo en conjunto y el impulso de la Secretaría de la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades.  “Al ver el gran interés por el diplomado, comenzamos el proceso con el Instituto Balseiro y el Ministerio de Educación para que estos cursos tengan reconocimiento oficial para los docentes. Estas propuestas demuestran lo importante que es el conocimiento para difundir información y fomentar vocaciones científicas” expresó la titular del área, Daiana Neri.

Por su parte, la Secretaria de Extensión y Cultura Científica del Instituto Balseiro, Patricia Mateo, puso en valor el alcance territorial y el nivel académico de la propuesta. “Es una enorme satisfacción entregar estos diplomas. Hemos llegado a más de 30 localidades, lo que demuestra el alcance y el valor de esta propuesta formativa, que reconoce el esfuerzo sostenido de cada estudiante a lo largo de meses de cursada”, señaló.

Los aspectos académicos fueron coordinados por la Secretaría de Extensión y Cultura Científica del Instituto Balseiro, con la participación de docentes e investigadores del Centro Atómico Bariloche–IB y la coordinación de la doctora Lourdes Torres.

Los contenidos abordaron los fundamentos de la energía nuclear; sus aplicaciones en generación eléctrica, medicina e industria; sus beneficios y contribución a la mitigación del cambio climático; los desafíos vinculados a seguridad y gestión de residuos; y el rol de esta fuente en el sistema energético argentino.

De acuerdo con las encuestas de satisfacción realizadas por el Instituto Balseiro, los cursos para docentes alcanzaron un nivel de aprobación del orden del 98% en relación con el desempeño de los equipos docentes. En la mayoría de los casos, los y las participantes aseguraron haber obtenido herramientas suficientes para llevar la temática al aula. En el caso del diplomado, el 90% de los cursantes consideró que la propuesta cumplió ampliamente sus expectativas.

El Instituto Balseiro y el Centro Atómico Bariloche cuentan con más de 20 años de experiencia en la organización de cursos de ciencias e ingenierías. En esta oportunidad, por primera vez se desarrollaron trayectos virtuales diseñados en forma exclusiva para residentes de Río Negro, luego de experiencias previas realizadas en 2021 y 2023 para docentes de Argentina y Latinoamérica.

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Sungrow: “Un parque solar con almacenamiento ya tiene un CAPEX menor que una central térmica”

La ecuación financiera de las renovables en la región está cambiando. Según Héctor Nuñez, North Latam Director de Sungrow, la drástica caída en los precios de los sistemas de baterías hace que un parque híbrido ya sea más viable que una central convencional para brindar energía 24×7. 

“Un parque solar con almacenamiento puede tener un CAPEX menor que una central térmica y construirse más rápido”, afirmó durante la quinta edición del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia. 

Este cambio no solo mejora la competitividad del sector, sino que transforma la manera en que se diseñan y financian los nuevos proyectos, de manera que el ejecutivo detalla que este salto tecnológico entre FV + BESS se podría materializar en el país en el corto plazo.

Para la empresa, esto significa que los parques híbridos —solar más baterías— no sólo son una solución tecnológica, sino una alternativa económica superadora frente a las centrales convencionales.

Y cabe recordar que Sungrow acumula 1,4 GW en contratos fotovoltaicos firmados en Colombia, de los cuales casi 1 GW ya está inyectando energía a la red. Además, la compañía fue adjudicada con un sistema BESS de casi 7 MWh, en operación actualmente, acoplado en DC a un inversor fotovoltaico. Se trata de uno de los primeros casos en el país de integración avanzada entre generación solar y storage.

En esa línea, el Proyecto de Resolución N° 701-103 de 2025 de la CREG es vista como un paso positivo, ya que establece las condiciones técnicas, comerciales y operativas para la integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y por tanto, podría evitar vertimientos solares que hoy ocurren por los plazos de desarrollo y construcción de líneas de transmisión.

Sin embargo, uno de los cuellos de botella más relevantes para el avance de las ERNC en Colombia es la conexión de proyectos a la red. A juicio de Núñez, agilizar los permisos es fundamental para que la oferta energética crezca al ritmo de la demanda.

Incluso, desde el gobierno actual remarcaron en diversas oportunidades que diversos proyectos con puntos de conexión asignados desde gestiones anteriores no mostraban avances reales, por lo que se determinó liberar más de 5000 MW de la red para nuevos parques renovables. 

Expectativas de crecimiento y experiencia regional

Aunque Sungrow históricamente se ha enfocado en proyectos a gran escala, el mercado colombiano también ha despertado su interés en la generación distribuida. Según Nuñez, hay atractivo en segmento de minigranjas de 1 MW, que ofrecen ventajas como conexión más rápida y menor complejidad regulatoria. 

“Estamos apuntando ahora ese mercado y hemos tenido una explosión de ventas muy interesante. Ese segmento crecerá mucho, lo que ayudará a diversificar la matriz para que las renovables sean más del 12% de participación”, indicó durante FES Colombia. 

Asimismo, la compañía no solo apuesta fuerte por Colombia, sino que a nivel regional ya ha suministrado más de 25 GW solares y superado los 10 GWh en contratos de almacenamiento, lo que respalda su visión de que la tecnología ya está madura. 

“Queremos llevar esa experiencia al caso colombiano”, afirma Nuñez. Desde su punto de vista, el desarrollo futuro dependerá de factores clave como la permisología, licenciamiento ambiental y disponibilidad de financiamiento, pero resalta que los equipos de Sungrow están preparados para adaptarse incluso a cambios normativos o técnicos.

“Hay una necesidad de crecimiento de oferta ante el aumento de la demanda”, concluyó, y dejó claro que el storage ya no es solo una promesa tecnológica, sino una solución financiera viable y una palanca real para la transición energética.

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Paraguay ampliará su sistema de transmisión de alta tensión con financiamiento del BID

El Directorio Ejecutivo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un préstamo de USD 70 millones bajo la modalidad de Préstamo de Inversión Específica (ESP) para apoyar la expansión del sistema de transmisión de alta tensión y el fortalecimiento institucional de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) en Paraguay.

Esta operación constituye la tercera etapa de una Línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión (CCLIP, por sus siglas en inglés) de USD 400 millones, aprobada en mayo de 2020 para financiar el Programa de Inversiones en Energía Sostenible del país.

El proyecto busca incrementar la confiabilidad y capacidad máxima de transmisión eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), así como mejorar la eficiencia y flexibilidad operativa de la red de transmisión en el Área Metropolitana de Asunción (AMA). Además, contempla el fortalecimiento de la gestión del sistema de comercialización de ANDE mediante la modernización de su sistema informático.

El proyecto en general beneficiará a 1,8 millones de clientes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) a nivel nacional, contribuyendo a mejorar la calidad del servicio y la atención al cliente. De manera más específica, impactará directamente a 1,2 millones de usuarios en el Área Metropolitana de Asunción (AMA), asegurando un suministro eléctrico más confiable, flexible y eficiente.

El proyecto apoyará la adquisición del predio y derechos de servidumbre para las líneas de transmisión, la construcción de la subestación Emboscada en el área metropolitana, la reconfiguración de dos líneas de transmisión en 500kV existentes, y la interconexión de la nueva subestación con la red de 220kV mediante de la construcción de dos líneas de transmisión de 220kV.

Asimismo, impulsará la implementación de un sistema informático moderno e integrado para optimizar la gestión comercial de ANDE, junto con actividades de fortalecimiento institucional que incluyen capacitación técnica y operativa, y planificación estratégica.

El préstamo de USD 70 millones tiene un plazo de amortización de 24 años y medio, un período de gracia de 6 años, una tasa de interés basada en SOFR y una contrapartida local de USD 16.4 millones.

La operación se complementa con un cofinanciamiento de USD 70 millones del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y un aporte no reembolsable de USD 11,5 millones proveniente de la Facilidad de Inversión para América Latina y el Caribe (LACIF) de la Unión Europea.

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Marcelo Álvarez fue elegido nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables

Marcelo Álvarez, actual responsable de Relaciones Institucionales & Desarrollo en Coral Energía, fue elegido nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para el período 2026-2027.

Lo acompañarán como vicepresidente Agustín Siboldi, socio en O’Farrell; Martín Dapelo, socio fundador de On Networking; como secretario; y Alejandro Parada, gerente de Proyecto en Silvateam, hará lo propio como tesorero de CADER.

La elección de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Directiva y del Revisor de Cuentas para el período 2026 – 2027 se llevó a cabo durante la Asamblea Ordinaria de socios, en la cual también se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, entre ellos Memoria, Balance, Inventario e Informe de Revisor de Cuentas del ejercicio cerrado al 30 de junio de 2025.

Luego de la Asamblea Ordinaria, los socios de CADER presentes compartieron el tradicional brindis de fin de año junto a representantes de diversas empresas asociadas, que sirvió como oportunidad para celebrar los logros alcanzados durante 2025, agradecer el acompañamiento y renovar el compromiso conjunto de seguir trabajando por el desarrollo sostenible del sector energético en Argentina, de cara a los desafíos que traerá el 2026.

De este modo, Marcelo Álvarez vuelve a la presidencia de la Cámara Argentina de Energías Renovables tras cuatro años desde su última gestión, ya que estuvo al frente de la entidad a lo largo de tres períodos directivos entre 2015 y 2021.

Asimismo, forma parte de la Junta Directiva y coordinador del Task-Force LATAM del Consejo Mundial de Energía Solar (Global Solar Council – GSC), entidad que incluye asociaciones que representan tanto a mercados emergentes como maduros, así como a empresas de toda la cadena de suministro solar.

A continuación, la conformación de la nueva Comisión Directiva de CADER:

Cargo
Empresa
Representante
Presidente
Coral Energía
Marcelo Álvarez
Vicepresidente
O’Farrell
Agustín Siboldi
Secretario
On Networking
Martín Dapelo
Tesorero
Silvateam
Alejandro Parada
Vocal Titular 1
Grupo Martifer
Nicolás González Rouco
Vocal Titular 2
EEDSA
Oscar Balestro
Vocal Titular 3
Multisolar
Antonio Chiodi
Vocal Titular 4
Eternum Energy
Marcelo Landó
Vocal Titular 5
Tecnored
Horacio Pinasco
Vocal Titular 6
Hychico
Alejandro Montaña
Vocal Suplente 1
New Balance
Javier Chincuini
Vocal Suplente 2
Limber Big Bang Thinkers
Felipe Eduardo Zabalza
Vocal Suplente 3
Econep
Juan Manuel Montagnino
Vocal Suplente 4
Parque Eólico Arauco
Alicia Pérez Carballada
Vocal Suplente 5
Everyray
Iciar Vargas
Vocal Suplente 6
Bioeléctrica
Javier Schifani
Revisor de Cuentas
Lisicki Litvin & Asoc
Omar Díaz
Revisor de Cuentas Suplente
Beccar Varela
José Carlos Cueva

 

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La región de Ñuble en Chile avanza con el inicio de las obras de la Línea Charrúa-Chillán

La región de Ñuble avanza hacia un suministro eléctrico seguro y confiable, gracias al inicio de los trabajos de la Línea 66 kV Charrúa-Chillán, obra propiedad de CGE Transmisión, los cuales dispondrán de la nueva infraestructura en un plazo máximo de 24 meses, con una inversión cercana a los US$45 millones.

Por ello, este jueves 20 de noviembre, autoridades regionales y nacionales, junto a representantes de la academia, gremios y organizaciones productivas locales, se congregaron para celebrar la “Primera Piedra” del proyecto, en una especial ceremonia, encabezada por el Subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos Barrera.

“Este hito para el desarrollo energético regional fue concretado gracias al “Plan Especial Ñuble”; impulsado por el Gobierno del presidente, Gabriel Boric Font, mediante la “Ley de Transición Energética”, promulgada en San Carlos, Ñuble el pasado 20 de diciembre de 2024, y que propició el marco regulatorio que permitió destrabar proyectos emblemáticos, que otorgarán la potencia suficiente para las demandas de consumos condicionadas y proyectadas. A su vez, esto permitirá impulsar la capacidad de transmisión, dinamizando el desarrollo productivo de la región”, indicó el Subsecretario Ramos.

Las obras triplicarán la potencia de la línea, de 30 a 90 MVA, garantizado la cobertura de la demanda actual y proyectada, con holgura. Además, desde otra mirada, las faenas para la construcción de esta obra implican la contratación de mano de obra local calificada, compromiso de la Compañía General de Electricidad (CGE), abriendo oportunidades laborales para vecinas y vecinos de Ñuble, propiciando puestos laborales estable durante, al menos, 24 meses.

Desde la Delegación Presidencial Regional de Ñuble, el delegado, Rodrigo García Hurtado, aplaudió el inicio de las obras y agregó que “la Línea Charrúa-Chillán representa un avance estratégico para enfrentar el crecimiento urbano e industrial de Ñuble. La estabilidad energética que proporcionarán es fundamental para el desarrollo de nuevas viviendas, industrias y servicios, lo que se traduce en una mejora directa en la calidad de vida para las familias ñublensinas”.

Para CGE Transmisión, esta obra marca un precedente para Ñuble, así lo afirmó su Gerente General, Iván Quezada Escobar, quien añadió “destacaría y no me olvidaría de agradecer al Presidente Boric por haber impulsado la ley, pero asimismo quiero agradecer al exministro Pardow, quien fue uno de los grandes impulsores de la Ley de Concesión Energética que finalmente hoy día termina consumándose en el punta pie de iniciar la construcción de esta obra”.

A su vez, desde la cartera energética local, el Seremi, Dennis Rivas Oviedo, indicó que “este proyecto estaba decretado desde 2018, pero con el apoyo del Ministerio de Energía, mandatado por el presidente, Gabriel Boric, y tras la articulación y trabajo conjunto de todos los entes regionales vinculados, se concretó el cambio de valores necesario para que la compañía responsable comience con las faenas de esta importantísima obra para el desarrollo regional”.

También, desde la mirada local, el Seremi de Economía, Juan Pablo Arévalo Yáñez, destacó la importancia de la Línea y agregó que “con la concreción de este tipo de proyectos nuestra región se continúa desarrollando con fuerza y posicionándose como un territorio preparado para impulsar a los sectores productivos, propiciando las condiciones requeridas para la llegada y ejecución de nuevas y mejores inversiones. Esto se traduce directamente en más empleos de calidad y un mayor bienestar para todas las familias de nuestra región”.

Ahora, la región afronta el futuro a corto y mediano plazo con la certeza de un respaldo energético para toda la demanda proyectada, lo cual se reforzará con la próxima obra a iniciar: la Línea Monterrico-Cocharcas.

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