La Dirección Provincial de Energía de Tierra del Fuego, en un trabajo coordinado con el Ministerio de Obras y Servicios Públicos, avanza con la puesta en marcha del Grupo Generador “Cummins 3” (Cummins Power Generation Modelo C1400N5C de 1.400 kWw) en Tolhuin.
Para esta operatoria se requirió de personal técnico, mecánico y eléctrico de Sullair Argentina S.A., empresa que es service oficial de estos equipos. Se logró adelantar la fecha estimada por la empresa para la llegada a Tierra del Fuego de estos técnicos que ya se encuentran en la provincia a los fines de llevar adelante las tareas para la puesta en funcionamiento, conexión y programación del nuevo generador para garantizar el servicio eléctrico en la ciudad.
En este marco personal de la DPE junto a técnicos de la empresa Sullair se encuentran realizando desde los últimos días los trabajos finales que incluyen pruebas de funcionamiento, ajustes técnicos, además de trabajos complementarios necesarios para su correcta puesta en marcha.
Este equipo fue adquirido por la DPE y a través del Ministerio de Obras y Servicios Públicos se llevó adelante la obra para el montaje de un nuevo grupo generador en la Central Térmica Tolhuin. Estas acciones permitirán optimizar la capacidad de generación y el fortalecimiento del sistema eléctrico en la ciudad mediterránea, con una inversión cercana al millón de dólares.
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El mercado energético argentino se mantiene expectante ante la inminente adjudicación de 500 MW en sistemas de baterías correspondientes a la licitación AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en proyectos de almacenamiento stand-alone en el país.
Luego de conocerse las propuestas económicas de los 27 proyectos participantes, serán la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y la Secretaría de Energía de la Nación las encargadas de definir a los adjudicatarios, en un fallo previsto para el próximo 29 de agosto.
En la antesala de esa resolución, Energía Estratégica llevó adelante una simulación de pre-asignación de los proyectos BESS postulados en la licitación. El ejercicio consideró los valores ofertados ajustados tras la aplicación del factor de minoración, así como el impacto nodal y otros parámetros técnicos, utilizando el Modelo de simulación Asignación Convocatoria AlmaGBA, proporcionado por CAMMESA.
De acuerdo a dicho proceso, la licitación tendría 7 proyectos ganadores por 516,25 MW de capacidad, a un precio promedio ponderado de USD 11336 MWmes (el precio más alto sería de USD 12400 MWmes y el más bajo de USD 10161 MWmes).
¿Cómo se reparten los sistemas BESS posibles ganadores?
Las compañías adjudicadas serían Central Puerto, Coral Energía, MSU Green Energy, Genneia y Rowing, ya que, tal como anticipó este portal de noticias, fueron las que mejor se posicionaron el mismo día de la apertura de sobres B, debido a los dado los nodos donde participan y ofertas correspondientes.
Central Puerto se consolidaría como la gran ganadora dado que lograría la asignación de 205 MW con sus proyectos Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW ); siendo la firma con los precios más competitivos de todo AlmaGBA, por USD 10161 MWmes y USD 11147 MWmes, respectivamente.
MSU Green Energy también tendría un sistema de almacenamiento de 150 MW asignado, puntualmente con el nombre “BESS Matheu” en la red de Edenor y a un valor ofertado efectivo de USD 11290 MWmes.
Por el lado de Coral Energía, volvería a ser protagonista en una licitación pública tras lo hecho en RenMDI y Generfe en 2023, ya que se adjudicaría 100 MW capacidad de storage con sus proyectos “BESS Parque” (USD 11461 MWmes) y “BESS Pilar” (USD 11979 MWmes), ambos de 50 MW y en el ámbito de Edenor.
Genneia, la empresa con más capacidad renovable en Argentina, haría lo propio gracias a su propuesta para el sistemas “BESS Maschwitz” de 40 MW en la zona norte del Área Metropolitana de Buenos Aires, a un valor ofertado de USD 12303 MWmes.
Mientras que Rowing, compañía de ingeniería y servicios industriales que trabaja como contratista de Edesur, completaría el listado ganador con el “BESS AlmaGBA Glew” por 21,25 MW de potencia, a un precio efectivo de USD 12400 MWmes.
Se abren las puertas a futuras adjudicaciones
La definición oficial de la adjudicación se conocerá el 29 de agosto y, tanto desde el ámbito público como desde el privado, prevalece un clima de optimismo respecto de los resultados de la licitación, por lo que se da por hecho que la totalidad de la capacidad será asignada.
Asimismo, se analiza la posibilidad de que se convoque a un nuevo proceso similar a AlmaGBA, con el objetivo de habilitar más megavatios de almacenamiento en baterías, tomando como referencia el precio promedio obtenido en esta ronda y evaluando la fijación de un valor máximo en una futura licitación BESS.
“Con el doble de potencia ofrecida en relación a la prevista, queda por ver si la Secretaría de Energía se limitará a adjudicar 500 MW o si decidirá avanzar luego con una ronda adicional para proyectos que queden fuera”, adelantaron fuentes consultadas por Energía Estratégica.
En conclusión, si bien aún no existe confirmación oficial sobre una convocatoria complementaria, se considera como una alternativa viable en función de las condiciones de mercado y la competitividad de las propuestas presentadas.
La firma de contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPAs) en Perú atraviesa un momento de consolidación. Impulsados por la volatilidad del mercado spot y por la necesidad de certificar consumos verdes, cada vez más actores privados, en especial, mineras y agroindustria, están apostando por este modelo. Sin embargo, el crecimiento de estos acuerdos enfrenta desafíos como la falta de infraestructura eléctrica y de claridad regulatoria.
Luis Stefano Roncal Ballena, especialista en PPAs y jefe zonal en La Libertad y Piura de CVC Energía, detalló que en los últimos años los precios de los PPAs han mostrado una importante evolución. “Hace ocho años se veían precios de 25 dólares, pero hace poco se firmaban contratos a 65 o 70. Hoy el promedio ronda los 42 o 45 dólares por megavatio hora”, precisó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.
Esta transformación respondió, en parte, a las contingencias que sufrió el país por falta de agua en los embalses, lo que disparó los precios en el mercado spot y obligó a activar reservas térmicas de alto costo. “Tuvimos picos de hasta 200 dólares por MWh en el mercado spot”, recordó.
En ese contexto, los PPAs renovables se presentaron como un refugio para empresas que buscan previsibilidad y competitividad. Roncal destacó el caso de ENGIE y una empresa minera con la central eólica de Punta Lomitas, ejemplo de contrato directo entre generador y gran consumidor. “Este tipo de proyectos son fuente de motivación. Las mineras son clientes muy interesados en este modelo”, afirmó.
A pesar del dinamismo que muestra el mercado, la regulación aún presenta puntos de mejora para nuevos proyectos. Si bien se aprobó una modificación legal que permite a los generadores solares vender energía a distribuidores mediante licitaciones basadas en perfiles horarios, los procedimientos técnicos aún no han sido publicados.
“La ley ya está hecha, pero hasta que no se publiquen los procedimientos no hay nada”, remarcó Roncal. Esta indefinición, explicó, dificulta el acceso a financiamiento y retrasa decisiones clave de inversión. “No sabemos cómo se va a facturar ni cómo se van a calcular los indicadores. Con un marco regulatorio claro, ejecutado y publicado se dinamizará la firma de PPAs”, señaló.
Para CVC Energía, esta situación impacta en toda la cadena. “El principal actor es el Estado. Sin reglas claras no se puede avanzar”, subrayó Roncal. Según el ejecutivo, en otros países de la región, como Colombia, se aplican cuotas obligatorias a las distribuidoras que impulsan la participación de renovables, pero en Perú aún falta definir incentivos claros.
Más allá de los desafíos regulatorios, el obstáculo más urgente para el desarrollo renovable en Perú es de carácter físico: la infraestructura eléctrica existente no alcanza para acompañar el crecimiento de la generación. Las zonas con mayor potencial, como el norte para la eólica y el sur para la solar, enfrentan serias limitaciones de red.
“Entre el norte y el sur, la infraestructura está muy congestionada. Hay mayores pérdidas de energía y eso afecta la competitividad de los precios”, explicó Roncal. En ese sentido, advirtió: “Puede haber demasiadas propuestas de generación en el país, pero si el principal conductor para que esa energía llegue a los clientes es deficiente, de nada sirve tener más plantas”.
Desde su rol en CVC Energía, el ejecutivo destacó que la empresa busca brindar soluciones integrales de generación, transmisión y comercialización. “Nosotros buscamos electrificar zonas para desarrollar actividad agrícola”, sostuvo. A través de Coenergy, firma del grupo, están ejecutando proyectos solares en Piura, Viacurí, Olmos y Tacna, enfocados en territorios con alto potencial agroexportador. “Actualmente atendemos muchas solicitudes de conexión en nuevas concesiones como Tacna”, señaló.
El impacto de estas iniciativas, afirmó, trasciende lo energético. “Donde antes había desiertos, hoy hay agroexportadoras. Creo que hemos puesto nuestro granito de arena en ese desarrollo”, reflexionó. Por eso, insistió en que el respaldo estatal será clave para acelerar los procesos. “Te garantizamos la calidad por la infraestructura. Por eso pedimos al Gobierno que active los proyectos que tenemos en cartera”, enfatizó.
Frente a un mercado cada vez más demandante y competitivo, la firma de PPAs se presenta como una vía efectiva para garantizar suministro renovable, trazabilidad y estabilidad de precios. Pero su expansión dependerá, en gran medida, de la capacidad del Estado y del sector privado para acompañar esa dinámica con redes, normas y visión estratégica.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó para consulta pública los proyectos de resolución 701 098 y 701 099. Ambos buscan responder al crecimiento acelerado de la generación renovable en Colombia.
El proyecto 701 098 actualiza resoluciones previas para elevar los estándares de conexión y operación de plantas solares y eólicas. Incluye la exigencia de modelos de simulación certificados (RMS y EMT), pruebas de fábrica y de sitio antes de la operación comercial, nuevos requisitos de inyección rápida de corriente activa y reactiva, así como soportabilidad ante sobretensiones transitorias. Varias de estas obligaciones comenzarán a aplicarse a partir de 2028, lo que otorga un margen de adaptación.
El proyecto 701 099, por su parte, introduce cambios en el Código de Redes con el objetivo de reforzar la fortaleza del Sistema Interconectado Nacional. Entre las medidas se destacan la prohibición de conexiones en “T”, salvo casos excepcionales, la incorporación de nuevos parámetros de tensión y cortocircuito, y la activación progresiva de la regulación primaria de frecuencia en plantas renovables. Ambos textos se complementan: uno regula a las plantas y el otro al sistema que las recibe.
Para Hemberth Suárez Lozano, abogado especializado en energía y socio deOGE Energy, estas resoluciones representan un salto importante en materia de seguridad eléctrica, aunque también plantean retos para los desarrolladores.
A nivel económico, los cambios supondrán incrementos en CAPEX y OPEX vinculados a la compra de equipos y software especializado, la contratación de consultores y la realización de pruebas periódicas. “Son costos adicionales, pero necesarios para garantizar una menor incidencia eléctrica en el sistema”, explicó en diálogo con Energía Estratégica.
El especialista diferencia entre medidas de implementación inmediata, como el ajuste de relés de frecuencia en plantas en operación comercial, y otras de mayor complejidad como la inyección rápida de corriente o la soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios, que demandarán más tiempo y adaptación tecnológica.
Respecto a la fecha de entrada en vigor, considera que los agentes valorarán la ventana hasta 2028, pero advierte que jurídicamente se insistirá en la irretroactividad y en la protección de derechos adquiridos, para evitar litigios sobre proyectos ya en marcha.
La prohibición de conexiones en “T” aparece como uno de los puntos más sensibles. Suárez Lozano advierte que podría aumentar los costos de conexión, al obligar a construir nuevas infraestructuras, aunque plantea que un periodo de transición para proyectos en trámite avanzado podría suavizar la medida.
Sobre los nuevos criterios de tensión y cortocircuito, aclara que están en línea con estándares internacionales recientes y que, si bien no son más exigentes que en otros países líderes, sí suponen un cambio profundo para Colombia.
En paralelo, la activación de la regulación primaria de frecuencia para renovables introduce un debate económico y técnico: aunque podría representar un ingreso adicional si se habilitan esquemas de compensación con almacenamiento, también exige inversiones en baterías y una coordinación estrecha con los operadores del sistema.
El impacto contractual tampoco es menor: cambios regulatorios de este calibre pueden obligar a revisar los términos de los PPAs y contratos de conexión, especialmente en lo relacionado con precios y obligaciones técnicas, lo que abre la puerta a renegociaciones complejas.
Con todo, el abogado subraya que la clave está en el presente. “Participar en la consulta pública es la vía más efectiva para solicitar compensaciones o plazos adicionales y reducir riesgos futuros”.
Los interesados tendrán hasta el 11 y el 18 de septiembre para enviar sus observaciones, en un proceso que definirá cómo Colombia afianza la integración de renovables en su matriz eléctrica.
Con una cartera global que supera los 40GWh de almacenamiento energético desplegados y otros 20GWh en proceso de envío, HyperStrong, proveedor de soluciones, intensifica su presencia en Latinoamérica con un pipeline regional que ya supera los 30GWh, apuntalado por proyectos utility-scale y soluciones específicas para el segmento comercial e industrial.
“La compañía se está expandiendo por Latinoamérica con especial atención a México, Brasil, Chile y Argentina”, aseguró el director de Desarrollo de Negocios para LATAM, Tristan Wallbank. La estrategia contempla la formación de un equipo sólido, alianzas estratégicas y, según anticipó el ejecutivo, planean futuras inversiones directas, como la posiblidad de instalar fábricas o centros de ensamblaje.
“Priorizamos los mercados mexicano, chileno y brasilero, donde la demanda a escala de servicios públicos es la más fuerte. La empresa adapta soluciones como la serie HyperBlock a las necesidades locales”, agregó.
En México destaca su participación en el proyecto Puerto Peñasco (24MWh) y la reciente alianza con BioEsol, que eleva la capacidad total desplegada a 44MWh. En Chile, ya operan soluciones como Punta (6MWh), participan activamente en licitaciones públicas y tienen colaboraciones con empresas de servicios públicos, mientras que en Brasil mantienen conversaciones avanzadas con productores independientes de energía (IPPs). En Argentina, en tanto, avanzan negociaciones para proyectos a gran escala, en línea con los objetivos de descarbonización que promueve el país.
“HyperStrong se encuentra en una posición privilegiada para respaldar proyectos locales de almacenamiento de energía y busca fortalecer su presencia con soluciones optimizadas con IA como MagicBlock y análisis predictivo para alcanzar el máximo retorno de la inversión (ROI)”, manifestó Wallbank.
La propuesta tecnológica de la empresa se adapta a los distintos niveles de madurez del mercado y a las exigencias del entorno latinoamericano, caracterizado por climas extremos, redes eléctricas heterogéneas y marcos regulatorios en evolución. Entre sus soluciones más relevantes para la región se encuentra el HyperBlock M, un sistema modular con inteligencia artificial, eficiencia de ciclo ≥93% y vida útil de 20 años, especialmente diseñado para estabilizar redes y maximizar la integración de fuentes renovables.
A ello se suma el HyperBlock III, un sistema de 5MWh con refrigeración líquida, gestión térmica avanzada y una densidad energética 34.5% superior a configuraciones convencionales, lo que permite optimizar costos y reducir el espacio físico requerido. Para aplicaciones comerciales e industriales, HyperStrong ofrece la serie HyperCubeC&I, basada en baterías semi-sólidas, implementación plug-and-play y funciones inteligentes de gestión de picos de demanda.
“Todas nuestras soluciones están respaldadas por una plataforma de inteligencia artificial que permite un monitoreo constante y adaptabilidad en condiciones extremas”, enfatizó y aseguró que sus tecnologías tienen una eficiencia de ciclo completo superior al 93%.
La compañía, fundada en 2011 y con sede en Beijing, se posiciona como uno de los principales integradores globales de sistemas de almacenamiento de energía (BESS) y soluciones inteligentes para redes eléctricas. Reconocida por S&P Global como uno de los tres principales integradores de BESS a nivel mundial, refuerza su compromiso con el continente americano a través de una expansión sostenida.
La compañía proyecta una expansión agresiva en un mercado que se encuentra en plena aceleración. Según Bloomberg, el almacenamiento energético en Chile pasará de 3.8GWh en 2024 a 41GWh en 2027, impulsado por la hibridación de renovables y la demanda creciente del sector minero. Brasil proyecta alcanzar 16GWh en el mismo período, aunque aún enfrenta desafíos regulatorios.
Este posicionamiento regional se apoya no solo en la escala global de la empresa, sino también en el desarrollo de productos que apuntan a reducir el LCOEs (Levelized Cost of Storage), garantizar eficiencia y ofrecer seguridad operativa en zonas de difícil acceso o con redes inestables.
“La combinación de escala, rendimiento y conocimiento regional convierte a HyperStrong en un socio ideal para la transición energética de América Latina”, concluyó el ejecutivo, quien confirma que el próximo ciclo de crecimiento vendrá acompañado de estructuras locales más robustas, servicios posventa integrales y un abanico de productos diseñados específicamente para los desafíos latinoamericanos.
En una reunión celebrada el 21 de agosto de 2025 en el Salón Paz del Palacio de Las Garzas, el Gobierno panameño presentó oficialmente los lineamientos de su nueva política energética. Convocados por la Secretaría Nacional de Energía, los representantes de las 62 empresas que operan las 110 plantas de generación del país conocieron de primera mano las prioridades del quinquenio en materia eléctrica.
El encuentro fue aperturado por el Ministro de la Presidencia, Juan Carlos Orillac, quien destacó la necesidad de atraer capital al sistema energético panameño.
“El país está ávido de las inversiones que se puedan realizar en este sector”, sostuvo, al remarcar la importancia que la infraestructura energética tiene para el crecimiento económico y el bienestar social.
A continuación, el Secretario Nacional de Energía, Rodrigo Rodríguez J., expuso la hoja de ruta del Gobierno de José Raúl Mulino para el sector.
“Nuestro compromiso fue asegurar la contratación de la energía que Panamá necesita bajo las mejores condiciones, actualizar la planificación energética nacional y consolidar la interconexión como un proyecto de Estado”, expresó Rodríguez ante los representantes del sector privado.
Uno de los puntos centrales de la exposición fue la revisión del cronograma de licitaciones, un aspecto clave para modernizar el esquema de contratación. Rodríguez indicó que el objetivo fue trabajar en una mejora de estos procesos, con el fin de generar condiciones que beneficien directamente a los usuarios.
En ese sentido, el funcionario anunció la actualización del Plan Energético Nacional, cuya revisión periódica es un mandato legal. Esta hoja de ruta definirá los lineamientos estratégicos de la política energética del presente quinquenio. Rodríguez explicó que el documento servirá para integrar sostenibilidad, confiabilidad y eficiencia, orientando el desarrollo del sistema energético panameño.
En paralelo, se anunció el inicio de un proceso de reforma de la Ley 6, con el foco puesto en las concesiones de distribución eléctrica.
“La tarea inmediata fue preparar una reforma que permita asegurar la mejor licitación de las concesiones de las distribuidoras eléctricas”, señaló Rodríguez, quien subrayó que mejorar el servicio es una obligación pendiente con la ciudadanía.
Otro eje fundamental de la política energética será la electrificación masiva de zonas aún no atendidas. El Secretario manifestó que la meta es llevar energía a más de 80 mil hogares panameños que aún no cuentan con este servicio básico, lo que calificó como un paso necesario para el desarrollo económico y social del país.
Además de ampliar el acceso residencial, la estrategia incluye la electrificación de la economía en su conjunto. Rodríguez resaltó la necesidad de acelerar la incorporación de la movilidad eléctrica y la electrificación de procesos industriales, sectores que consideró determinantes para aumentar la competitividad nacional y modernizar la matriz productiva.
Durante la reunión, también se reafirmó el impulso al proyecto de Interconexión Eléctrica con Colombia, como parte de una visión regional más integrada.
“Panamá continuará impulsando este proyecto por la importancia que tiene en la integración regional y los beneficios que representa para el país”, afirmó el Secretario.
El encuentro cerró con un mensaje institucional enfocado en la transparencia y el trabajo conjunto. Rodríguez aseguró que todas estas acciones se llevarán adelante respetando la autonomía institucional y fortaleciendo la relación con las entidades competentes, para garantizar un proceso sostenible que responda a las necesidades de la población.
Actualmente, el sistema eléctrico panameño cuenta con 110 plantas de generación operadas por 62 empresas. La capacidad instalada es de 4.105 megavatios, y la generación eléctrica neta acumulada al mes de agosto de 2024 fue de 8.587 gigavatios-hora. La matriz está compuesta por fuentes hidráulicas (45%), gas (17,2%), búnker (13,1%), solar (12,1%) y eólica (8,2%).
Con una estrategia centrada en la planificación, las inversiones y la equidad energética, el Gobierno de Panamá abre una nueva etapa para el sector eléctrico, buscando consolidar una matriz más robusta, moderna y sostenible.
México avanza hacia una nueva etapa en la política energética nacional con la implementación de una reforma que impacta en la generación distribuida. Entre los cambios más significativos se encuentra la eliminación del net metering y la elevación del umbral sin permisos de generación de 500 a 700 kilowatts.
La eliminación del net metering implica un rediseño integral de los sistemas fotovoltaicos, sobre todo para aquellos actores que apostaban por modelos de compensación energética basados en excedentes.“Lo que se elimina es el método uno a uno, en el que un megawatt inyectado equivalía a uno consumido posteriormente”, explicó Sofía Díaz Plascencia, especialista en energías renovables en diálogo con Energía Estratégica.
Y advirtió: “A partir de ahora, los excedentes serán valorizados bajo un precio regulado que aún no ha sido publicado oficialmente. Todavía no se conocen ni la metodología ni las tarifas”.
Si bien no se conocen las tarifas, apuntó que el valor proyectado será inferior al precio que pagan los usuarios por su consumo, lo que reduce considerablemente la rentabilidad de los sistemas. Este nuevo esquema obliga a dimensionar los proyectos fotovoltaicos de forma mucho más precisa. “Ya no vas a dimensionar para cubrir toda tu demanda, sino para evitar inyectar energía que no vas a consumir”, planteó Díaz Plascencia.
De esta manera, el diseño de los proyectos pasará a estar estrictamente ligado al perfil de consumo, con el objetivo de minimizar inyecciones no aprovechadas. “Eso genera una estabilidad al sistema, que es lo que se está buscando”, agregó.
En paralelo, la elevación del umbral de generación distribuida sin permiso, de 500 a 700 kilowatts, representa una buena señal para el sector, que venía solicitando esta actualización desde hace años. Sin embargo, Díaz Plascencia manifestó que, en base a conversaciones recientes que mantuvo con actores del mercado, aún no se está implementando y regresan las solicitudes a 500 kW.
El nuevo modelo también se vincula con un aspecto técnico clave: la capacidad de las redes. Según la especialista, la eliminación del net metering responde, en parte, al riesgo de saturación de las infraestructuras eléctricas, particularmente en zonas con alta concentración de sistemas solares. “Proyectos de hasta 700 kW, sin control ni almacenamiento, ya representan una carga considerable para la red”, advirtió Díaz Plascencia. Por eso, las autoridades imponen nuevas obligaciones para proyectos de más de 20 MW, que deberán contar con sistemas de respaldo —como baterías— o pagar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) por garantizar su estabilidad operativa.
La insuficiencia de líneas de transmisión es uno de los principales problemas que enfrenta el país ya que genera congestión, dispara los precios de la energía y limita el desarrollo de nuevos proyectos renovables. Según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, se estima que para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al sistema eléctrico al año 2030, el país necesita construir por lo menos 15.000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, además de revisar y modernizar muchas de las existentes, incluyendo las subestaciones de servicio.
Pese a este panorama complejo, la especialista asegura que la generación distribuida seguirá creciendo, aunque con nuevas reglas de juego. “No se trata de instalar más, sino de instalar mejor”, resumió. En 2024 México sumó más de 1 GW en nuevas instalaciones de hasta 0,5 MW alcanzando los 4,4 GW, de acuerdo a cifras oficiales. Según Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), el país se encuentra frente a la “antesala de la generación distribuida 2.0”. El vicepresidente de la asociación asegura que, a pesar de que las cifras no se publicaro, el país ya contaría con 5.000 MW instalados hasta el primer semestre del 2025. Esa cifra equviale al 8,15% de la demanda máxima registrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Bajo este nuevo marco normativo, los proyectos deberán estar diseñados con una lógica de eficiencia y estabilidad. De cara al segundo semestre de 2025, el sector aguarda definiciones clave sobre las tarifas de inyección, la habilitación efectiva del umbral de 700 kW y la aplicación concreta de las leyes secundarias.
RISEN presenta innovaciones tecnológicas en Módulos Fotovoltaicos, Inversores y Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS) a través de RISEN STORAGE en el evento Intersolar South America 2025, que se realizará del 26 al 28 de agosto en Expo Center Norte, São Paulo, Brasil.
El destaque entre los lanzamientos de RISEN para el mercado latinoamericano es la línea de microinversores LUVIT, con una potencia de 2400W, 4 entradas totalmente independientes y compatibles con módulos de alta potencia, lo que los hace versátiles para aplicaciones residenciales o proyectos C&I de pequeño porte.
Como proveedora de soluciones energéticas, en esta edición de Intersolar 2025, RISEN resalta su portafolio completo de soluciones para generación y almacenamiento de energía, con los módulos HJT de 740W y una eficiencia del 23,5%, la línea Stack1 con baterías modulares de 48 a 120kWh, ideales para residencias, pequeños comercios e industrias, además de la línea iCon, compuesta por gabinetes all-in-one, plug & play, con capacidades que varían entre 215kWh y 261kWh.
La empresa también presentará soluciones BESS para aplicaciones en proyectos a gran escala, como la línea eFlex, con capacidad de almacenamiento de 836kWh por gabinete, y la línea eTron, con capacidad de almacenamiento de hasta 6,5MWh por contenedor de 20HQ.
Entre el 12 y el 16 de agosto de 2025, la Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME Chile), en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizó una gira regional que dio inicio a un proceso histórico: la instalación de los cimientos de la RedLACME. La iniciativa busca fortalecer el liderazgo transformador de las mujeres en energía y construir, desde los territorios, una plataforma de integración regional.
“Desde AME Chile asumimos con gran responsabilidad la confianza que OLADE ha depositado en nosotras al invitarnos a contar nuestra historia y demostrar que esto es posible. En poco más de dos años hemos reunido a más de 780 integrantes y nos hemos consolidado como una red reconocida. Cada paso nació de una convicción: cuando las mujeres colaboramos, ocurren transformaciones reales. Y aún más: cuando colaboramos todos los sectores —privado, público y sociedad civil—, llegamos aún más lejos”, señaló Pía Suárez, presidenta de AME Chile.
Guatemala: iniciar con propósito
El 12 de agosto, en el Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, se realizó el Primer Taller Nacional de Construcción de Redes de Mujeres en Energía, con la participación de más de 20 profesionales de los sectores público, privado y académico.
La jornada permitió consensuar una declaración de propósito, identificar puntos focales y dar inicio al proceso de articulación de una futura red nacional.
Costa Rica: visión compartida desde el territorio
El 14 de agosto, en la sede regional del Instituto Nacional de las Mujeres (INAMU) en Puntarenas, más de 12 participantes reflexionaron sobre los desafíos estructurales del sector energético costarricense.
El encuentro avanzó en la definición de una hoja de ruta que conjuga identidad territorial y visión regional.
Honduras: acuerdos para la sostenibilidad
La gira culminó el 16 de agosto en Tegucigalpa, con un desayuno de trabajo organizado por la Secretaría de Energía de Honduras y el Colegio de Ingenieros Mecánicos, Electricistas y Químicos de Honduras (CIMEQH). Más de 30 mujeres reafirmaron su intención y compromiso para avanzar en la creación de una red nacional.
“Lo vivido en esta gira es profundamente valioso. Estamos convencidos de que las redes de mujeres en energía son vitales para lograr la articulación necesaria y asegurar que la voz de las mujeres forme parte integral del futuro energético de la región”, destacó Gloria Alvarenga, directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE.
De esta forma, y con tres procesos nacionales ya en marcha, la RedLACME comienza a gestarse como una plataforma regional viva y estratégica, que reconoce el valor del trabajo colaborativo y el liderazgo transformador de las mujeres en el sector energético de América Latina y el Caribe.
RedLACME: una red con identidad y sentido
La conformación de la RedLACME tiene como antecedente el Memorando de Entendimiento firmado en la Semana de la Energía de OLADE en 2024, en Asunción, Paraguay, entre AME Chile y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), representada por su Director Ejecutivo, Andrés Rebolledo Smitmans. Este acuerdo estableció las bases para promover y fortalecer la participación y los roles de las mujeres en el sector energético en América Latina y el Caribe. En ese marco:
OLADE se comprometió a actuar como organismo técnico de apoyo, facilitando vínculos con sus países miembros.
AME Chile asumió el rol de acompañar a cada país en la creación y desarrollo de asociaciones nacionales de mujeres en energía, y de articular la RedLACME como plataforma regional.
La metodología aplicada en la gira de 2025 fue diseñada conjuntamente por AME Chile y OLADE, y adaptada a cada contexto nacional. En todas las jornadas se abordaron ejes clave para garantizar la sostenibilidad de las redes emergentes y su conexión con un ecosistema regional más amplio.
Donald Trump, afirmó en la red social Truth Social, que no permitirá proyectos eólicos ni el uso de energía solar en el país, alegando que estas tecnologías “destruyen a los agricultores”. “¡Se acabaron los días de la estupidez en Estados Unidos!”, escribió luego de cancelar a principios de mes el programa “Solar para todos” de la administración de Joe Biden.
Según Trump, los estados que invirtieron en la generación de energía solar y eólica se enfrentaban a “aumentos récord en los costos de energía y electricidad”. También calificó estas fuentes de energía limpia como la “estafa del siglo”.
La postura crítica de Trump se suma a otras medidas recientes que ha tomado contra el sector. El programa proporcionó subsidios por 7 mil millones de dólares para la instalación de sistemas solares en techos de comunidades de bajos ingresos y áreas desfavorecidas de Estados Unidos.
Actualmente, la energía solar y eólica se encuentran entre las de más rápido crecimiento en EE.UU, representando aproximadamente el 17% de la electricidad generada en 2024, según datos de la EIA (Administración de Información de Energía).
Las empresas de energías renovables temen que los proyectos ya no reciban los permisos que antes eran el curso normal de negocios.
Trump culpó a las energías renovables por el aumento de los precios de la electricidad en Estados Unidos. Los precios han subido en la red eléctrica más grande del país, PJM Interconnection, debido a la demanda creciente de centros de datos y otras industrias, que enfrenta una oferta limitada a medida que se cierran recursos como las plantas de carbón. En una subasta realizada el mes pasado, PJM Interconnection detectó un aumento del 22% en los precios para nueva capacidad de energía comparado con el año pasado. PJM cubre 13 estados en la región del Atlántico Medio y partes del Medio Oeste y el Sur.
Pero la energía solar y el almacenamiento en baterías son las fuentes que pueden cerrar la brecha entre oferta y demanda más rápido, ya que constituyen una abrumadora mayoría de los proyectos en espera de conexión a la red, según datos del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley.
Trump ha lanzado un ataque a gran escala contra las energías renovables desde que asumió el cargo. Su ley denominada One Big Beautiful Bill Act elimina los créditos fiscales de inversión y producción para eólica y solar para finales de 2027. Esos créditos han sido clave para la expansión de las energías renovables en Estados Unidos.
Central Puerto celebró un contrato de compraventa con Canadian Solar para la adquisición del 100% de las acciones de Fieldfare Argentina. Esta empresa es propietaria y operadora del parque solar Cafayate, situado en Salta y que cuenta con una potencia de 80 megavatios y una generación de 220 gigavatios por hora.
“Esta transacción reafirma el compromiso de Central Puerto con el desarrollo del sector energético, marcando un nuevo hito en su estrategia de diversificación tecnológica y su compromiso para expandir y consolidar su participación estratégica en el mercado de las energías renovables”, comunicaron desde Central Puerto.
“Está previsto que el cierre de la transacción tenga lugar el 2 de septiembre de 2025, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes estándares para este tipo de transacciones”.
Chevron explorará en la costa norte de Perú, en un yacimiento offshore, tras aprobar el gobierno la modificación de los contratos de exploración y explotación de los lotes Z-61, Z-62 y Z-63 para incorporar a Chevron, después de que la también estadounidense Anadarko, encargada de estos lotes desde 2017 le vendiera a Chevron el 35% de su participación.
Los tres lotes en concesión se encuentran en el Zócalo Continental del país, la extensión de tierra submarina que se extiende desde la costa hasta unos 200 metros frente a las costas del país, en este caso, de los departamentos de La Libertad y Lambayeque (noroeste).
El lote Z-62 presenta presuntas evidencias de petróleo y gas “realmente importantes”, tras los estudios de sísmica desarrollados por la empresa estadounidense Anadarko, según anunció a mediados de julio el ministro de Energía y Minas peruano, Jorge Montero.
El proyecto exploratorio en el Lote Z-62 contempla una inversión estimada de cien millones de dólares, y ha culminado con sus estudios de sísmica marina en aguas profundas y proyectando la perforación de cinco pozos exploratorios y diez confirmatorios, con el objetivo de identificar posibles reservas de gas natural y/o petróleo.
La petrolera YPF perforó el pozo horizontal más extenso hasta ahora en Vaca Muerta, consolidando su liderazgo en la formación y acercándose a los niveles de productividad de los principales yacimientos en Estados Unidos.
YPF alcanzó un nuevo hito en la exploración y explotación de Vaca Muerta al completar el pozo más largo en la historia de la formación, con una extensión horizontal de 3.890 metros en el área Bandurria Sur. Este logro forma parte de la estrategia de la compañía para mejorar la competitividad de sus pozos, comparándose con formaciones de referencia internacional como Permian y Eagle Ford.
El pozo, operado junto a Schlumberger, representa un avance significativo en la producción de shale oil en la región. La marca anterior, establecida en diciembre de 2022 por ExxonMobil en Toldos Sur 1, fue de 3.346 metros horizontales. La nueva perforación supera esa cifra por un amplio margen, demostrando el progreso tecnológico y la eficiencia de YPF.
Desde la compañía destacaron la colaboración con Schlumberger y la incorporación de tecnología de punta, que permiten optimizar los resultados en un contexto de alta competitividad. El vicepresidente ejecutivo de Upstream, Pablo Bizzotto, expresó su satisfacción por el logro y resaltó la calidad del equipo de trabajo.
En breve, YPF tiene previsto finalizar otro pozo aún más extenso en Loma Campana, reforzando su posición en una de las formaciones más prometedoras del país. La innovación en perforaciones horizontales continúa posicionando a Vaca Muerta como uno de los yacimientos más importantes de shale oil a nivel mundial.
Esta nota fue especialmente escrita por el Ing. Raúl Bertero en el 30 Aniversario de Energía&Negocios
Objeto y alcance
El buen funcionamiento de los sistemas de gas natural y de electricidad dependen de una adecuada coordinación y efectivo desarrollo del conjunto interactivo formado por las tres “R”: Recursos, Redes y Reglas.
Estos elementos interactúan entre sí y no son constantes en ningún lugar del planeta ya que se encuentran sometidos a las oscilaciones de la oferta y la demanda, las políticas energéticas (o su falta) de los distintos gobiernos y la forma adoptada para el financiamiento de las expansiones del sistema. Se analiza en este trabajo la evolución del sistema argentino de gas natural (Recursos, Redes y Reglas) desde su privatización en los 90 hasta la actualidad. En las conclusiones se plantea una posible explicación de las causas principales y las decisiones estructurales que condujeron a los fuertes desequilibrios sufridos por el sistema energético, así como su influencia en la macroeconomía argentina, después de la gigantesca crisis económica del 2001.
Intruducción al sistema argentino de gas natural
Es importante tener en cuenta que la Argentina es el único de los grandes sistemas de gas natural del mundo con fuerte estacionalidad que no tiene almacenamientos significativos dentro de su sistema. Esto trae aparejado una dificultad estructural en el manejo de la estacionalidad de la demanda. Este “swing” invernal se puede definir y cuantificar a partir del crecimiento de la demanda prioritaria. En la Argentina esta demanda, formada por los usuarios residenciales, comerciales y entidades públicas esenciales, pasa de unos 20 MMm3/d en un día normal fuera del invierno, a un valor de casi 100 MMm3/d en los días más fríos (valor máximo alcanzado el 30 de junio de 2025).
En la Fig. 1 se pueden ver las entregas promedio mensual por tipo de usuario del sistema argentino de gas natural (1993-2025). Debe tenerse en cuenta que las entregas no reflejan la demanda real de gas natural ya que en muchos casos hay una demanda insatisfecha, ya sea por falta de transporte o por falta de gas natural. A modo de ejemplo se pueden ver en la figura las exportaciones de gas natural (fundamentalmente a Chile) en crecimiento desde 1997 hasta el 2006, cuando prácticamente desaparecieron como consecuencia del faltante de gas natural en Argentina. Una estimación de la demanda potencial promedio mensual del sistema argentino actual se puede ver en la Fig. 2. La demanda potencial promedio mensual máxima ronda los 180 MMm3/d, en tanto que la demanda fuera del invierno es de unos 120 MMm3/d. Una medida de la estacionalidad de la demanda resulta de dividir esa diferencia de demanda potencial por la demanda fuera del invierno (= 60/120= 0.50), es decir un incremento de demanda estacional del 50% por sobre la demanda base. La capacidad de transporte óptima requiere de un factor de carga de los gasoductos (relación flujo promedio anual/capacidad) elevada.
Como se ve en la figura, se puede estimar que una capacidad adecuada en el sistema de transporte de Argentina sería de alrededor de 150 MMm3/d de capacidad firme real (es decir que exista capacidad de inyección para ese transporte), debiendo cubrirse el resto (unos 30 MMm3/d) con GNL cerca de la demanda. Debe notarse que estos valores son promedios mensuales. Los valores máximos diarios de demanda potencial en un invierno frío alcanzan los 200 MMm3/d, siendo inevitable restricciones adicionales a la demanda de gas natural en los días más fríos del invierno. Como veremos a continuación, es la forma en que el sistema de gas natural ha podido resolver la estacionalidad de la demanda lo que permite clasificar desde el punto de vista físico (no regulatorio o económico) las distintas etapas del sistema de gas natural en los últimos 30 años de Argentina.
Las cuatro etapas del sistema argentino de gas natural desde el punto de recursos y redes
Posiblemente, la mejor manera de identificar las distintas etapas del sistema argentino de gas natural en los últimos 30 años es analizar el comportamiento de los volúmenes promedio mensuales inyectados en los gasoductos desde las distintas cuencas (Fig. 3). Mirando la Fig. 3, particularmente la inyección desde Neuquén (gasoductos NEUBA, Centro Oeste y desde 2023 el Gasoducto Perito Moreno), se pueden identificar las siguientes etapas:
a) 1993-2004. “Swing” invernal dependiente del factor de carga de los gasoductos con una producción de gas fuertemente estacional acompañada hasta el 2001 por una ampliación continua de la capacidad de transporte. b) 2005-2012. “Swing” invernal resuelto por la generación térmica reemplazando gas natural en el invierno por volúmenes crecientes de combustibles líquidos (gas-oil/fuel-oil) y, eventualmente, restricciones a las industrias. Esta etapa se caracteriza por una marcada disminución de la producción nacional de gas, utilizando la restricción a las exportaciones y la importación de Bolivia para completar el abastecimiento de la demanda interna. c) 2013-2019. “Swing” invernal cubierto por combustibles líquidos y GNL. La aparición del GNL en el sistema permitió incrementar la oferta de gas natural sin inyecciones adicionales significativas de los productores en el invierno. Crece también fuertemente la importación desde Bolivia con un promedio mensual de unos 20 MMm3/d para completar el abastecimiento interno y aumentar la inyección de gas natural al sistema
d) 2019 en adelante. Esta etapa se caracteriza por la expansión de la producción del gas no convencional en Vaca Muerta, volviendo a aparecer la estacionalidad de la inyección de los años 90. Se aprecia también en esta etapa la fuerte declinación de las importaciones de Bolivia, la declinación de la producción del sur y el aumento de la capacidad de transporte desde Neuquén con la puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno. Las rutas de transporte de los 90 cambian fuertemente ya que la inyección desde el norte cae a valores mínimos y tiene que ser reemplazado por gas de Neuquén cambiando el sentido de flujo del gasoducto Norte.
En la Fig. 4 se puede apreciar en forma más detallada la evolución de la forma de abastecimiento del invierno en el sistema argentino de gas natural. Arriba a la izquierda se muestra la inyección promedio mensual de GNL. Es importante mencionar la función esencial de seguridad de abastecimiento del barco de regasificación en el sistema argentino. En los años de funcionamiento de la regasificación en Escobar y Bahía Blanca se alcanzaron picos mensuales de 30 MMm3/d en el invierno. En los años sin el barco de regasificación de Bahía Blanca, el valor máximo fue de 20 MMm3/d. En la Fig. 4, arriba a la derecha, se muestra el consumo promedio mensual de GO/FO en centrales térmicas y restricciones a las industrias en gas natural equivalente. Se observa el fuerte aumento del uso de combustibles líquidos entre los años 2007 y 2016 alcanzando valores máximos de 50 MMm3/d equivalentes en los años 2011 y 2012 como consecuencia de la declinación de la producción de gas natural en Argentina. En la Fig. 4, abajo a la izquierda, se pueden ver los combustibles utilizados por las centrales térmicas. La demanda máxima de combustibles para generación térmica se mantuvo aproximadamente constante desde el año 2014 hasta hoy en unos 60 MMm3/d con mínimos del orden de los 40 MMm3/d. Sin embargo, debido al mayor uso de combustibles líquidos cuando crece la demanda prioritaria en invierno, la demanda mínima de gas natural para generación alcanzó valores promedio mensual de 24 MMm3/d.
Finalmente, en la Fig. 4 abajo a la derecha, se muestran las importaciones totales de gas natural: GNL, fundamentalmente en el invierno, y gas desde Bolivia todo el año, alcanzando valores máximos entre 40 y 50 MMm3/d entre los años 2013 y 2022. Como veremos a continuación la tercer “R”, la que corresponde a los cambios regulatorios, tuvo una influencia decisiva en la conformación de las distintas etapas del sistema de gas natural recién descriptas. Por otra parte, en el apartamiento de la regulación y en el congelamiento tarifario subsiguiente se puede identificar el origen de buena parte de las dificultades de la economía argentina que siguieron a la dramática crisis económica del 2001.
Las etapas regulatorias del sistema de gas natural
En el primer esquema de la Fig. 5 se muestran los principales eventos ocurridos en la regulación del sistema de gas natural entre los años 1993 y 2025. Notablemente, en los 23 años que siguieron al fin de la convertibilidad el sistema estuvo bajo la declaración de distintos estados de emergencia durante 21 años, más del 90% del tiempo. Se puede concluir que, 23 años después, el sistema todavía no pudo resolver por completo las consecuencias de la crisis económica del 2021. En esos 23 años solo se pudo concretar una revisión tarifaria en el año 2017 (en ese período de tiempo deberían haber ocurrido 4 revisiones de tarifas). Más aún, la aplicación de las tarifas resultantes en esa revisión también fue suspendida antes de los dos años de vigencia. Los gráficos siguientes en la Fig. 5 muestran la evolución de algunas variables claves, en USD actualizados a enero 2025 según el CPI (“Consumer Price Index”) de los EEUU. Si bien el USD no necesariamente representa el valor del poder adquisitivo en Argentina, fue seleccionado debido a que los precios de la energía están básicamente en USD debido a su relación con el comercio y las decisiones de inversión internacionales.
El segundo gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución del salario mínimo y del salario promedio de un trabajador estable a enero de cada año en USD de 2025 de acuerdo con datos del Ministerio de Capital Humano. En el gráfico se puede apreciar el brutal descenso del salario entre el año 2001 y el año 2003, así como su fuerte recuperación en los 10 años siguientes.
El tercer gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución de la tarifa de transporte Neuquén-GBA de TGS a enero de cada año. La persistencia del congelamiento tarifario, a pesar de la recuperación del salario mostrada en el gráfico anterior, llevó la tarifa desde un valor de 1.20 USD(2025)/MMBTU en el 2001 hasta valores ínfimos de 0.10 USD(2025)/MMBTU en el 2016, dañando seriamente la reputación del país en cuanto al cumplimiento de sus contratos e imposibilitando toda inversión privada en el sistema de transporte (que había duplicado su capacidad “a tarifa” entre los años 1993 y 2001). Luego del 2016 y de la 2°RQT hay una recuperación tarifaria hasta alcanzar los 0.70 USD(2025)/MMBTU en enero de 2018 para volver a caer en los años siguientes hasta recuperarse nuevamente en enero de 2025.
El cuarto gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución del precio del gas natural pagado por un usuario R31 de Metrogas (tipo de subsidio N1 en los últimos años). Durante la convertibilidad, el precio del gas natural se mantuvo alrededor de los 3 USD/MMBTU (a valores de enero 2025). La emergencia económica llevó el valor del gas natural a precios por debajo de 1 USD(2025)/MMBTU en la primera década del siglo XXI. En esos mismos años, el precio del Henry Hub (HH) en EEUU se encontraba por encima de los 10 USD/MMBTU. La consecuencia de esta política fue la disminución de las actividades de exploración y, seguidamente, la declinación de la producción señalada en la etapa b) de las variables físicas. En el año 2018 por primera vez el precio pagado a los productores nacionales por los usuarios R31 de Metrogas se coloca por encima del HH (8 USD/MMBTU actualizado al 2025) permitiendo la curva de aprendizaje en los reservorios no convencionales y constituyendo la antesala del espectacular crecimiento de Vaca Muerta en los años siguientes. Ya a partir del 2021, el precio del gas se encontraba alrededor de los 4 USD/MMBTU, similar a los valores del HH. Respecto del precio de gas en boca de pozo, resultaba evidente que pagar 1 USD/MMBTU a los productores nacionales para importar gas a valores 10 veces más altos carecía de todo sentido. Esto dio origen al primer Plan Gas, impulsado durante la gestión de Axel Kicillof como ministro de Economía, mediante un decreto de agosto de 2014 que estableció un esquema de precios diferenciados para el gas producido a partir de nuevas inversiones, particularmente el gas de yacimientos no convencionales, llegando hasta valores de 7.50 USD/MMBTU para el gas “nuevo”. Este nuevo precio no se pasaba a los usuarios residenciales sino que formaba parte del régimen de subsidios generalizados.
Con el nuevo gobierno de Mauricio Macri, un decreto de 2016 bajo la gestión de Juan Jose Aranguren como Ministro de Energía, implementó un sistema escalonado de aumento de precios de gas en boca de pozo. Se estipuló que los productores recibirían un precio de 3,77 USD/MMBTU en el primer semestre de 2017 (con un subsidio generalizado del 45%), con aumentos programados hasta llegar a 6,80 USD/MMBTU en octubre 2019 (llevando el subsidio al 0%). Estos precios de gas serían pagados por los usuarios que no estuvieran protegidos por la tarifa social. La crisis económica del 2018 del gobierno de Macri originó la suspensión de los aumentos tarifarios y del sendero de precios de gas mediante un decreto de Junio de 2018.
Finalmente, en noviembre de 2020 mediante un decreto del gobierno de A. Fernandez fue lanzado el Plan Gas.Ar destinado a aumentar el precio del gas pagado a los productores mediante subastas competitivas y contratos a 4 años que comenzaron a regir en enero de 2021. En la primera Ronda se adjudicaron unos 68 MMm3/d con un precio promedio de 3.53 USD/MMBTU (4.41 USD/MMBTU en los 5 meses de invierno y 2.89 USD/MMBTU el resto del año).
Posteriormente se realizaron subastas adicionales, entre ellas la extensión de los contratos hasta diciembre de 2028 sin modificar el precio base.
La Fig. 6 muestra la relación entre la tarifa Neuquén-GBA de TGS y el salario a enero de cada año, donde se definió un valor de referencia unitario para enero de 1993. Como se muestra en la figura, en el primer año luego de la salida de la convertibilidad la relación entre tarifas y salarios se mantuvo constante. En los años siguientes, sin embargo, las tarifas no acompañaron el crecimiento del salario llegando a ser, entre los años 2012 y 2017, menos del 10% de su valor relativo de la década del 90. Esta figura sugiere que hubiera sido sensato salir de la emergencia tarifaria entre los años 2005 y 2006 cuando la relación tarifas/salario alcanzó el 50% de su valor de la década del 90, concentrando los subsidios sólo en los sectores más vulnerables.
Como se ve en la figura, en USD constantes las tarifas del sistema regulado (redes) se encuentran actualmente por debajo de su valor de la década del 90, no solo en USD/MMBTU constantes sino también en relación con el salario.
La Fig. 7 muestra la relación entre precio del gas natural pagado por un usuario R31 de Metrogas (tipo de subsidio N1) y el salario a enero de cada año, donde se definió un valor de referencia unitario también para enero de 1993. Como se puede ver en la figura, a diferencia de las tarifas reguladas, el precio del gas natural creció significativamente en relación con el salario en los últimos años. En este caso, no es tanto por el aumento del precio de gas en boca de pozo (que en USD constantes aumentó poco en las subastas del Plan Gas.ar en relación con los 90), sino que el salario promedio en dólares constantes, a pesar del crecimiento del último año, es considerablemente inferior al del año 1993. También en este caso se podría haber salido de la emergencia entre los años 2005 y 2006, concentrando los subsidios en los sectores más vulnerables.
Consecuencias para la economía de la intervención en la regulación del sistema de gas natural
El congelamiento del precio de gas natural que se muestra en el cuarto gráfico de la Fig. 5 tuvo una influencia decisiva en la caída de la producción nacional mostrada en la etapa b) de la Fig. 3. Para satisfacer la demanda interna insatisfecha se recurrió en primer lugar al cierre de las exportaciones, luego a la importación de gas de Bolivia y posteriormente de GNL, ambos considerablemente más caros que el gas nacional. Como consecuencia, en solo 5 años, se pasó de exportar 1,000 MMUSD anuales de gas natural a importar unos 9,000 MMUSD actualizados al 2025 como se muestra en la Fig. 8. Este cambio de 10,000 MMUSD influyó negativamente en la balanza comercial argentina (con exportaciones de unos 60,000 MMUSD corrientes en esos años) complicando la disponibilidad de dólares en la economía.
Aun así, el peor efecto sobre la economía de la política energética constituyó la enorme cantidad de recursos fiscales destinados a subsidiar al sistema energético. La Fig. 9 muestra el monto anual de los subsidios a la energía elaborado por la Oficina de Presupuesto del Congreso en dólares corrientes. Solo en el año 2014 los subsidios alcanzaron los 16,000 MMUSD (equivalentes a la construcción de 8 gasoductos Perito Moreno en un solo año). En términos del PBI, los subsidios del año 2014 llegaron a ser del 2.8% del PBI, llevando al país a una crisis fiscal precursora del crecimiento inflacionario de los años siguientes. En el sistema de gas natural los subsidios se destinaron fundamentalmente a cubrir la diferencia entre el precio de gas natural pagado por los usuarios y el precio de las importaciones de gas indicado en la Fig. 8, además de la diferencia entre el precio pagado por los usuarios residenciales y comerciales y los distintos acuerdos de precios con los productores.
Por su parte, los subsidios a la electricidad cubrían la diferencia entre el precio de la energía pagado por los usuarios y el costo de generación. Una parte fundamental del mayor costo de generación resulta de la utilización de combustibles líquidos, mucho más caros que el gas natural nacional, cuando el sistema no puede abastecer con este combustible la demanda de las centrales térmicas. Esta es otra consecuencia, además de la señalada en relación con la balanza comercial y la importación de gas de Bolivia y de GNL, de la menor disponibilidad de gas natural de producción nacional.
En la Fig. 10 se puede ver el monto estimado, en MMUSD de 2025, del FO y el GO utilizado para la generación térmica. Este costo se mantuvo alrededor de los 4,000 MMUSD entre los años 2011 y 2014. Se indica también en la figura una estimación del costo de las restricciones a la utilización del gas natural en las industrias en los días invernales por faltante de gas o transporte en el sistema, valorizado al precio del Gas Oil. En la Fig. 11 se pueden ver las enormes diferencias entre el precio del gas nacional, el gas importado, el fuel oil y el gas oil entre los años 2021 y 2025 (precios informados por CAMMESA). Estas diferencias explican el enorme costo para el país de demorar el desarrollo de la producción de gas nacional y de las inversiones en los gasoductos necesarias para abastecer a la demanda de generación térmica.
Finalmente, la Fig. 12 muestra la demanda promedio mensual potencial de gas natural y la oferta de gas nacional, gas importado y combustibles alternativos en Mm3/d y en MMUSD corrientes de los años 2021, 2022, 2023 y 2024. Como se muestra en la figura, en todos los casos la demanda potencial promedio mensual máxima se aproximó a los 180 MMm3/d, con una demanda base de unos 120 MMm3/d.
El gas nacional pasó de cubrir unos 100 MMm3/d en el 2021 a unos 120 MMm3/d en el 2024. En volumen se observa la disminución de la importación de Bolivia y del GNL en el último año con la inyección de más gas desde Neuquén luego de la puesta en marcha del GPM. Se observa también que las cantidades en MMUSD se ven fuertemente afectadas por las variaciones de precios mostradas en la Fig. 11. El costo total de abastecimiento del sistema fue de 9,100 MMUSD, 13,700 MMUSD, 10,400 MMUSD y 8,850 MMUSD en los años 2021, 2022, 2023 y 2024 respectivamente.
El gas nacional abasteció aproximadamente al 80% de la demanda potencial con un costo del 50% del total, evidenciando el mayor costo de las importaciones y combustibles alternativos. También se pone de manifiesto que la inversión en el GPM se recuperó casi totalmente en un año, al reemplazar con gas nacional las importaciones de GNL y la utilización de combustibles líquidos.
Esto resalta una vez más la importancia de no demorar las inversiones en infraestructura que permitan el desarrollo de los cuantiosos recursos con los que cuenta nuestra nación.
Conclusiones: un largo camino hacia la sensatez
Del análisis de lo ocurrido en los últimos 30 años en el sistema de gas natural surgen las siguientes conclusiones.
La crisis del sistema energético no fue endógena sino una consecuencia, aún no completamente superada, de la terrible crisis económica del 2001. Es imprescindible que los gobiernos sean muy cuidadosos en la acumulación de desequilibrios de las principales variables macroeconómicas, ya sean fiscales o cambiarias. La salida brusca de estos desequilibrios produce resultados traumáticos y es siempre preferible ir liberando a tiempo las variables para que los inevitables cambios de la economía se produzcan con transiciones suaves que permitan a los ciudadanos adaptarse sin angustias ni sufrimientos innecesarios.
El sistema energético argentino ha estado bajo la declaración de emergencia en 21 de los últimos 23 años, lo que obligaría a redefinir el significado mismo de la palabra emergencia. El fortalecimiento y estabilidad de las instituciones es fundamental para el funcionamiento del sistema de acuerdo con reglas previsibles. Es necesario que los Entes Reguladores renueven sus autoridades en forma periódica con una selección altamente calificada y una transparencia y control de gestión por expertos externos que asegure su independencia de los gobiernos y de las empresas. Se debe evitar bajo cualquier circunstancia su intervención.
Las revisiones tarifarias deben hacerse en forma profesional con el tiempo necesario para su discusión, no solo en audiencias públicas, sino también complementada por un sistema de consultas escritas a expertos académicos y actores del sistema. Una vez definidas, deben mantenerse sin cambios, debiendo preverse en la misma revisión las causales para su eventual reanálisis de ocurrir eventos excepcionales.
El precio del gas natural y el abastecimiento invernal deben surgir de un mercado transparente y competitivo. En particular, se debe crear un mercado de abastecimiento invernal donde compitan el gas oil, el fuel oil, el GNL, el gas de invierno y cortes voluntarios de las industrias generando las condiciones para el análisis de la rentabilidad y para la inversión privada en las expansiones de gasoductos, instalaciones de regasificación y almacenamientos.
Los subsidios a los sectores vulnerables deben ser correctamente focalizados y el monto estar cuantificado y previsto en el presupuesto nacional.
La Secretaría de Energía debería desarrollar una planificación indicativa de la evolución del sistema energético y establecer los mecanismos para el financiamiento de las obras consideradas prioritarias.
Las autoridades deberían establecer el posicionamiento de Argentina en relación con las medidas relacionadas con la mitigación del cambio climático y los compromisos asumidos por la nación en este campo, asegurando una continuidad de su estrategia como nación más allá de los cambios en la administración.
Debe asegurarse la firmeza de las exportaciones de gas natural salvo caso de fuerza mayor. Cualquier restricción debe ser prevista en los contratos y garantizado su cumplimiento.
El desarrollo del conocimiento científico y tecnológico en las empresas e instituciones académicas del país sigue siendo esencial para la aplicación de los vertiginosos cambios tecnológicos en la industria energética, particularmente los nuevos materiales, la energía nuclear, los combustibles sintéticos, la ciencia de datos y la inteligencia artificial. Argentina ha sido provista por la naturaleza de “Recursos” excepcionales en gas natural, pero aún debe ampliar sus “Redes” para abastecer la demanda interna insatisfecha (en la actualidad al menos 10 MMm3/d), exportar gas natural por gasoducto a todos los países limítrofes (del orden de los 30 MMm3/d en el 2030, unos 2,000 MMUSD/año) y por GNL al resto del mundo (más de 100 MMm3/d en el 2030, unos 12,000 MMUSD/año). Para que ello ocurra es fundamental garantizar la eficacia y estabilidad de las “Reglas”, los contratos, las tarifas y las instituciones. Debe notarse que con exportaciones en firme por 130 MMm3/d se reduciría fuertemente la estacionalidad del sistema, que pasaría del = 60/120= 50% de aumento de la demanda invernal mencionado en la introducción a menos de la mitad = 60/(120+130)= 24%. Mientras que, con gas de reservorios convencionales las exportaciones se veían como una amenaza a la seguridad de abastecimiento del país, con yacimientos no convencionales de las características de Vaca Muerta la conclusión es la inversa. Las exportaciones no solo facilitan el manejo de la estacionalidad y aportan recursos para diluir cualquier crisis puntual de inyección, sino que, debido a los recursos excepcionales de Vaca Muerta, el aumento de la escala de producción asegura el abastecimiento de la demanda interna a precios internacionalmente competitivos durante décadas. La caída del precio del HH en EEUU mostrado en el gráfico inferior de la Fig. 5 muestra el efecto del desarrollo de los reservorios no convencionales sobre el precio interno del gas natural. Importador de gas natural hasta hace algunos años, hoy EEUU es el primer exportador mundial de GNL.
Reflexiones finales
“Oscuras fatalidades y sombríos errores de juicio” atrapan a los protagonistas, que “enredados por una falsa retórica y movidos por impulsos políticos que no pueden explicar a conciencia, salen a destruirse entre sí, con una especie de furia sin alma”. George Steiener, sobre la Guerra del Peloponeso. El gas natural, como actor clave de la transición energética global, y los extraordinarios recursos naturales y humanos de nuestro país nos ofrecen una oportunidad excepcional para reindustrializar y descentralizar el país. Es posible cumplir con los servicios esenciales que debe prestar el estado y pagar la deuda pública mediante el crecimiento sostenido de la actividad privada, liberando e impulsando la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos. Sin embargo, no podemos soslayar que, cuando los dueños del capital tanto nacionales como extranjeros, miran un país no les importa tanto quién gana las elecciones sino la amplitud de los cambios en las reglas económicas que pueden ocurrir cuando sus votantes decidan cambiar de opinión, lo que inevitablemente siempre ocurre. Es decir que resulta esencial sentar las bases de una economía, estable, moderna e integrada al mundo que solo muestre cambios marginales de sus reglas básicas y adaptaciones previsibles ante el cambio de signo de los gobernantes. Uruguay, Chile, son ejemplos muy cercanos de cambios de gobiernos muy distintos con economías estables. Dado que no hay ninguna posibilidad de que una sola facción se alce para siempre con el poder y que circunstancialmente puede reducirse al mínimo una facción política pero nunca los intereses que representa, para la construcción de esa base común es necesaria una discusión profunda y sensata que contemple inteligentemente los intereses de una parte sustancial de los actores políticos, sociales y económicos de la nación. Y no hay ninguna posibilidad de un diálogo que permita construir un destino común si se insulta a quien piensa distinto y si no se asumen los errores del pasado. No se trata de una visión idílica en un escenario imposible donde las facciones opuestas se abrazan generosamente. La lucha por el poder será siempre dura y brutal, pero hasta en las guerras se establecen ciertas reglas y límites. ¿Qué sentido tiene alcanzar el poder a costa de aniquilar la esperanza y el deseo de pertenencia de los jóvenes a su país? Con un poco de paciencia y mucho de inteligencia el péndulo del poder volverá a caer en la otra facción sin necesidad de provocar un nuevo apocalipsis. Ojalá nunca nos llegue el miedo de lo demasiado tarde como escribió JL Borges y que el futuro no nos describa como a la Guerra del Peloponeso.
Vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA Presidente del Ceare – UBA
La producción de hidrocarburos en Neuquén marcó en julio de 2025 un nuevo récord ya que alcanzó los 529.291 barriles diarios de petróleo, superando por primera vez la barrera de los 500 mil barriles/día.
Este volumen representa un crecimiento del 6,56 % en relación a junio y del 27,98 % respecto al mismo mes de 2024. En el acumulado enero-julio, la producción muestra un incremento del 21,54 % interanual, informó el gobierno neuquino.
El aumento de producción de crudo registrado en comparación con el mes anterior se explica principalmente por el desempeño de áreas como Bandurria Sur, Lindero Atravesado, Mata Mora Norte, La Angostura Sur II y Rincón de Aranda.
En paralelo, la producción de gas también estableció un récord histórico, con 113,92 millones de m³/día. Esto implicó una suba del 0,94 % respecto a junio y del 4,39 % en comparación con julio de 2024.
El acumulado enero-julio de 2025 refleja un crecimiento del 3,4 % frente al mismo período del año anterior. Las áreas Sierra Chata, La Calera, Aguada Pichana Este, Bandurria Sur y La Angostura Sur II lideraron este incremento.
La participación de los no convencionales sigue siendo determinante: el 96,04 % de la producción de petróleo (508.314 bbl/d) y el 90,75 % de la producción de gas (103,39 millones de m³/d) provienen de esta modalidad, con fuerte predominio del shale.
Estos resultados reafirman el rol de Neuquén como motor energético del país, consolidando un crecimiento sostenido y proyectando nuevas metas de desarrollo para la industria hidrocarburífera, destacó el gobierno provincial.
YPF puso en marcha el nuevo Real Time de Operaciones Upstream, una sala que permite dirigir en forma remota y operar en tiempo real los campos de petróleo y gas de la compañía.
Las instalaciones fueron inauguradas por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, junto con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, el intendente de la ciudad, Mariano Gaido, entre otros funcionarios provinciales y municipales.
“Este es el quinto RTIC que inauguramos en YPF y vamos a seguir trabajando en este camino buscando ser más eficientes y transformando nuestras operaciones para convertir a la compañía en la mejor empresa de desarrollo no convencional del mundo”, señaló Marín.
Con una superficie de 400 metros cuadrados, se trata de la sala más grande en su tipo dentro de la compañía, estableciendo un nuevo estándar en la gestión de operaciones de yacimientos.
Cuenta con 54 puestos de trabajo y un equipo de 129 personas que trabajan en turnos rotativos las 24 horas del día los 7 días de la semana.
Desde esta sala se controlan más de 2.000 pozos, más de 100 instalaciones, más de 300 recursos de campo conectados con antenas Starlink, 290 camiones, 8 equipos de pulling y una demanda eléctrica de más de 90 MW.
Además, se recogen más de 1,5 millones de variables del campo y se reciben imágenes en tiempo real desde más de 150 cámaras distribuidas en las operaciones.
Además de la incorporación de tecnología, el RTIC establece un nuevo esquema de trabajo a través de células operativas. Se busca de esta manera tener los mejores profesionales de diversos sectores y disciplinas trabajando en conjunto para optimizar el uso de recursos y tomar las mejores decisiones, describió la compañía.
Estos equipos no sólo analizan y siguen datos en tiempo real, sino que se toman decisiones operativas de manera inmediata, lo que se traduce en mayor agilidad, mejor coordinación y una operación más eficiente.
La empresa brasileña Fluxus desembarcará en la gigante formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, en el suroeste de Argentina, luego de que este martes la provincia de Neuquén le autorizara a operar
áreas cedidas por la petrolera Pluspetrol.
Según informaron fuentes oficiales, Fluxus fue autorizada a explotar el área no convencional Centenario Centro, dentro de Vaca Muerta.
También recibió el permiso para operar bloques convencionales I y II de Centenario.
Todas estas áreas fueron cedidas a Fluxus por la petrolera argentina Pluspetrol.
El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, expresó en un comunicado que Fluxus cuenta con “una experiencia internacional y está buscando crecer no solamente en hidrocarburos”.
“Ya con todas las autorizaciones, estamos en condiciones de decir que tenemos una nueva operadora en la cuenca Neuquina y realmente eso nos llena de orgullo”, resaltó el ministro.
Fluxus, que integra el grupo brasileño J&F, produce gas natural en Bolivia.
La autorización otorgada este martes por Neuquén representa su desembarco en Argentina, donde comenzará a operar las áreas cedidas por Pluspetrol este mismo año.
El acuerdo celebrado este martes, establece que Fluxus deberá realizar una inversión inicial de 21,3 millones de dólares para la reactivación de 54 pozos entre 2026 y 2027 y al mantenimiento de las instalaciones existentes.
Asimismo, establece el abandono de 76 pozos que Fluxus y Pluspetrol han manifestado que no presentan condiciones que permitan considerarlos como activos productivos ni justifican su reactivación.
Uno de los ejes centrales es la puesta en valor de la planta Turboexpander en el área Centenario Centro, que permitirá procesar hidrocarburos localmente.
Vaca Muerta, con epicentro en la provincia de Neuquén, es la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo y se encuentra en etapa de creciente desarrollo masivo.
La colosal formación, que comenzó a ser explorada por la petrolera argentina YPF en 2013, ha recibido desde entonces inversiones por unos 50.000 millones de dólares para su desarrollo.
Además de YPF, en Vaca Muerta operan, entre otras, Vista, Tecpetrol, Shell, Chevron, Total, PAE y Pampa Energía. EFECOM
De acuerdo a datos oficiales, los yacimientos de la provincia de Neuquén, que mayormente apuntan a la roca Vaca Muerta y un apenas un 4% al convencional, superaron una marca histórica y conquistaron un récord del que se venía hablando hace más de dos años: por primera vez, el petróleo neuquino superó los 500 mil barriles por día.
En concreto, la producción de Neuquén llegó a 529.291 en julio último, según el registro que tiene la Secretaría de Energía de la Nación, un 6,5% más que en junio anterior y un 27,9% más interanual. Y en el segmento del gas fueron nada menos que 113,9 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), una nueva marca para el gas neuquino que implica una suba del 0,9% respecto a junio y 4,4% interanual.
Para ponerlos en contexto, primero hay que compararlos con las cifras nacionales y cuál es la participación de los no convencionales. El petróleo total en Argentina alcanzó una producción de 805.316, por lo que el crudo neuquino significó el 65,7% de lo que produjo el país. La cifra no sólo es récord sino que también cumple el objetivo de la industria de superar el medio millón diario.
Con el crecimiento de las obras de transporte para la exportación y los envíos a las refinerías locales, que también están haciendo refacciones, el petróleo no convencional mantiene la tendencia en alza. La pregunta que surge en torno a este récord es cuál es el motivo por el cual hay tensiones en el frente gremial.
Un escenario de pozos conectados en producción pero menos obras y servicios contratados por los precios bajos del barril a nivel global y las expectativas para la macro después de las elecciones de medio término en octubre próximo.
En gas natural, Argentina produjo 157,9 MMm3/d, es decir que Neuquén aportó el 72,1%. Hay que tener en cuenta que ese aporte fue en medio de una ola de frío que afectó a todo el país y que obligó a poner al máximo a los pozos gasíferos y la infraestructura disponible, con dificultades dado ese evento climático.
La cifra de producción neuquina también significa un récord para ese segmento en la provincia, dado que en junio fueron 113,9 MM3/d, un pequeño incremento en relación al mes anterior que bastó para que séptimo mes del año se convierta en una nueva marca.
Boom con menos actividad
Como se mencionó más arriba, los indicadores récord de producción están atravesados por un contexto de despidos y suspensiones que durante esta semana los gremios quieren terminar de cerrar en acuerdos positivos. En total son 1200 los petroleros despedidos y unos 2000 los suspendidos, por lo que los sindicatos quieren que los empleos tengan garantías de continuidad para cuando la actividad repunte.
¿Cómo se explica que haya boom pero al mismo tiempo un parate de la actividad? El 2025 comenzó convulsionado con los aranceles que aplicó el gobierno de Estados Unidos, en la nueva gestión de Donald Trump, y que derribó el precio del petróleo Brent en torno a los 80 dólares a un valor que a la fecha no puede superar los 65 a 66 dólares por unidad.
En el plano local, las elecciones de medio término serán una prueba de la aprobación de Javier Milei en la presidencia, con la oportunidad de sumar más alfiles en el Congreso, aunque el sector empresarial está atento a qué puede ocurrir con la política cambiaria después de octubre.
El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF, se posiciona como un pilar estratégico para transformar a Vaca Muerta en un hub global de gas natural licuado (GNL).
En una primicia obtenida por Ámbito, las fases 2 y 3 del proyecto ahora avanzarán de manera conjunta, compartiendo infraestructura clave para optimizar costos y acelerar plazos. La fase 2, una alianza entre YPF y Shell, se ajustará a 6 millones de toneladas anuales (mtpa), mientras que la fase 3, entre YPF y la italiana Eni, alcanzará 12 mtpa. Fuentes confirman que Eni, en su última conferencia con inversores, señaló que la decisión final de inversión (FID) para la fase 3 estaría programada para el primer cuatrimestre de 2026, consolidando a Argentina como un actor clave en el mercado energético internacional.
Tras el Project Development Agreement firmado en diciembre de 2024 en La Haya, YPF y Shell recalibraron la fase 2 a 6 mtpa, frente a los 12 mtpa inicialmente proyectados, según información exclusiva. Esta reducción, con una inversión estimada de u$s12.000 millones, utiliza una unidad flotante de licuefacción (FLNG) para agilizar la ejecución en un mercado global competitivo. El gas de Vaca Muerta llegará a una terminal en Sierra Grande, Río Negro, mediante un gasoducto de 580 kilómetros, con operaciones previstas para 2029. YPF, con una participación del 30-35%, y Shell, como principal offtaker, buscan maximizar la competitividad frente a nuevos suministros de Qatar y Estados Unidos. La alianza con Shell, además, incluye compromisos para explorar mercados asiáticos de alta demanda, donde la compañía angloholandesa cuenta con una red comercial consolidada, asegurando una colocación eficiente del GNL argentino.
En la fase 3, YPF y Eni, tras acuerdos firmados en abril y junio de 2025 en Roma, apuntan a una capacidad de 12 mtpa con dos unidades FLNG. La inversión, proyectada en u$s20.000 millones, se beneficiará de la infraestructura compartida con la fase 2, incluyendo el gasoducto y las instalaciones portuarias.
En su última conferencia con inversores, Eni informó que la FID se tomaría en el primer cuatrimestre de 2026, apuntando a un inicio de operaciones para fines de 2029 o inicios de 2030. YPF, con un 25% de participación, destaca la experiencia técnica de Eni para escalar el proyecto.
Según las fuentes consultadas, la integración de las fases 2 y 3 marca un hito estratégico. Compartir el gasoducto de 580 kilómetros y las facilidades portuarias reduce costos y acelera cronogramas, permitiendo a Argentina capturar mercados en Asia y Europa. “La sinergia entre ambas fases nos da una ventaja competitiva única, maximizando el potencial de Vaca Muerta”, afirmó una fuente cercana al proyecto. Las dos fases podrían generar exportaciones por más de u$s150.000 millones en 20 años, impulsando divisas y empleo.
Vaca Muerta en la agenda global de Gastech 2025
YPF llevará el proyecto Argentina LNG a Gastech 2025, el evento más relevante del sector energético global, que se celebrará en septiembre en Milán, Italia. La compañía presentará los avances de las fases 2 y 3, destacando la integración de infraestructura y las alianzas con Shell y Eni como un modelo innovador para el desarrollo de GNL. En YPF señalaron que “esta participación refuerza la visibilidad de Vaca Muerta como un recurso estratégico, atrayendo el interés de inversores y compradores internacionales, especialmente en mercados asiáticos y europeos que buscan diversificar sus fuentes de energía”.
En Gastech 2025, YPF no solo promocionará la capacidad técnica de Argentina LNG, sino también su compromiso con la sostenibilidad y la eficiencia. La compañía expondrá cómo las unidades FLNG minimizan el impacto ambiental en comparación con plantas terrestres, alineándose con los estándares globales de transición energética. Además, las discusiones en el evento buscarán consolidar acuerdos comerciales para las fases 2 y 3, fortaleciendo la posición de Argentina como un proveedor confiable de GNL en un mercado cada vez más competitivo.
Cimientos en la fase 1: los avances
Con más de 30 acuerdos de confidencialidad (NDAs, por sus siglas en inglés) firmados y más de 40 empresas internacionales contactadas como potenciales compradoras, el proyecto Southern Energy S.A. (SESA), primera fase de Argentina LNG, está, a la vez, redefiniendo el rol de la Argentina en el mercado global del GNL. Liderado por un consorcio de peso -Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG-, este emprendimiento, anclado en las reservas de Vaca Muerta, proyecta exportaciones superiores a u$s20.000 millones entre 2027 y 2035. El reciente anuncio de la Decisión Final de Inversión (FID) para el buque MKII, ha reafirmado la iniciativa. El dato más contundente del proyecto Southern Energy es la suscripción de más de 30 acuerdos de confidencialidad (NDAs) con empresas energéticas de Asia, Europa y América. Estos acuerdos, que formalizan negociaciones para contratos de suministro de GNL, dejaron entrever el interés existente, algo que, para los especialistas, reflejaría la solidez de la propuesta argentina y la competitividad de sus costos, impulsada por la abundancia de gas no convencional en Vaca Muerta.
Con base en el Golfo San Matías, Río Negro, la fase 1 de Argentina LNG combina innovación tecnológica y escala. La infraestructura incluye dos buques licuefactores flotantes (FLNG): el Hilli Episeyo, que iniciará operaciones en 2027 con una capacidad de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, y el MKII, previsto para 2028 con 3,5 millones de toneladas anuales. Juntos, producirán hasta 6 millones de toneladas de GNL por año, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos diarios de gas, destinados mayoritariamente a la exportación.
Un gasoducto dedicado de 36 pulgadas, con capacidad para transportar hasta 50 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta, completa el esquema logístico, asegurando el suministro a los buques.
El reciente FID para el MKII marca un avance crítico. Este buque, en reconversión en China bajo la gestión de Golar LNG, operará bajo un contrato de 20 años. La sinergia entre el Hilli Episeyo y el MKII fortalece la capacidad operativa de la fase 1, consolidando la confianza de los off-takers y los inversores.
En medio de una jornada legislativa picante por las definiciones sobre los vetos presidenciales a las leyes de emergencia en discapacidad y aumento de las jubilaciones y pensiones, los diputados aprobaron este miércoles un proyecto para cambiar el huso horario de Argentina durante el invierno para que amanezca mas temprano, con la finalidad de ahorrar energía.
La iniciativa fue aprobada con 151 votos a favor, 66 en contra, y 8 abstenciones; y fue girada al Senado, donde deberá ser debatida y aprobada para que se convierta en ley.
Se trata de un proyecto consensuado entre los diputados de la UCR Julio Cobos; de Inovación Federal, Pamela Calletti; de Unión por la Patria, Gisela Marziotta; y de Encuentro Federal, Oscar Agost Carrreño.
El texto plantea retrasar una hora todos los relojes del país para alinear el horario nacional con la luz solar y reducir el consumo de energía eléctrica artificial. En los fundamentos, se precisa que generaría un impacto positivo en la educación y en el uso de los recursos energéticos.
En rigor, la Argentina mantiene acutalmente el huso horario -03 GMT (al Oeste de meridiano de Greenwich), y lo que se busca es que pase a ser -04 GMT (es decir, 4 horas al oeste del meridiano de Greenwich).
También fija que el período invernal comenzará el primer domingo de abril a las cero (00:00) hora; y el período estival, el primer domingo de septiembre de cada año a la cero (00:00) hora”.
“Argentina hoy tiene una de las mayores diferencias entre la hora solar y la hora oficial, lo que afecta no solo al consumo de electricidad sino también al desempeño escolar de nuestros alumnos. Por eso buscamos lograr una mayor coincidencia entre la hora solar y la oficial, y así activar el sistema circadiano de cada persona. Nuestro país se encuentra casi en su totalidad dentro del huso horario de 4 horas al Oeste de Greenwich, solamente la zona cordillerana ingresa en el Huso de -5 horas; sin embargo, usamos la hora del Huso -3. Además, parte de Brasil, Paraguay, Bolivia, Venezuela y Chile, hoy están en el Huso -4”, puntualizó el ex presidente Cobos.
Asimismo, el legislador mendocino explicó que fundamentaron el proyecto en base a “los informes realizados por especialistas del Conicet, a través del Instituto Nacional de Ambiente, Hábitat y Energía (INAHE), y en las experiencias llevadas adelante en otras naciones”.
La petrolera ya tiene acuerdos con Shell y Eni para despachar GNL en conjunto desde 2029. Se suponía que podía generar u$s 200.000 millones de exportaciones en 20 años, pero esa cifra fue revisada. Cuáles son los cambios y cuanta plata entraría. YPF está estudiando una serie de cambios en sus proyectos de exportación de GNL. La petrolera tiene acuerdos para encarar estos procesos con Shell y Eni, en acuerdos que ya se firmaron, pero que se terminarán de refrendar en 2026. La petrolera argentina planeaba, junto con sus socios, una inversión de u$s 30.000 millones para tener listos cuatro […]
La minera busca desarrollar sus yacimientos El Pachón y Agua Rica bajo el nuevo régimen de incentivos para grandes inversiones. Espera generar más de 10.000 empleos en la etapa de construcción. La empresa minera multinacional Glencore anunció que solicitó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para sus proyectos de cobre El Pachón y Agua Rica, ubicados en las provincias argentinas de San Juan y Catamarca, respectivamente. La inversión combinada estimada para ambos desarrollos supera los 14.000 millones de dólares, con un horizonte de implementación a lo largo de la próxima década. La iniciativa prevé una inversión […]
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En el oeste formoseño, como parte de la Subcuenca Lomas de Olmedo, los yacimientos de Palmar Largo, Surubí y El Chivil son áreas petroleras definidas. Desde enero del 2021, con la finalización de las concesiones a empresas extranjeras se dio paso a una gestión local a través de REFSA Hidrocarburos. En este contexto, la Provincia busca optimizar la producción, superar los desafíos de las cuencas maduras y asegurar que las regalías generadas se traduzcan en desarrollo para la comunidad. El gerente de REFSA Hidrocarburos, el ingeniero Silvio Basabes confirmó a la Agencia de Noticias Formosa (AGENFOR) que además de trabajar […]
En el marco de la conmemoración del Día de la Industria Petroquímica, referentes como Unipar destaca la importancia estratégica de este sector para el crecimiento del país. La industria petroquímica argentina, respaldada por el enorme potencial de recursos naturales como el gas y el petróleo no convencional, se posiciona como un pilar fundamental para el futuro económico del país. A la par de los desafíos actuales como la necesidad de inversión en infraestructura, reducción de costos de capital y logísticos, reformas laborales e impositivas para una mayor competitividad, este sector tiene la capacidad de consolidarse como impulso al crecimiento económico, […]
La secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó los avances del oleoducto Vaca Muerta Sur, las licitaciones en marcha y la reconversión del sector convencional. Río Negro busca reposicionarse cada vez con mayor firmeza en la agenda energética argentina. La provincia, que históricamente estuvo ligada al desarrollo de hidrocarburos convencionales en lugares como Catriel, transita un proceso de transformación impulsado por el ingreso del no convencional y por las obras estratégicas que consolidan su integración con Vaca Muerta. En diálogo con Modo Shale (Mitre Patagonia), la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, repasó el estado de situación del sector y destacó la […]
Provincias y sectores productivos de distintas jurisdicciones expresaron cuestionamientos sobre la liberación del tránsito de bitrenes en las rutas nacionales, una medida considerada un factor que favorecerá la competitividad logística de las operaciones en Vaca Muerta, entre otros sectores, que utilizan camiones para el transporte de arena de fractura como insumo clave. Los opositores argumentan que la infraestructura vial del país no está en condiciones de soportar este tipo de vehículos, luego de que el Gobierno nacional, a través de la Resolución 1196/2025, anunció la habilitación de la circulación de bitrenes en casi la totalidad de la red vial. Esta […]
YPF ajusta su estructura directiva tras pérdidas y refuerza su estrategia en energías renovables y shale, con foco en El Quemado y Vaca Muerta. La petrolera estatal anunció cambios en la estructura de YPF Energía Eléctrica (YPF Luz), con la renuncia inmediata de Pedro Luis Kearney a su cargo de Chief Financial Officer (CFO). La noticia, comunicada formalmente a la Comisión Nacional de Valores (CNV), A3 Mercados y Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), fue firmada por Mariano Bagniole, responsable de Relaciones con el Mercado, y marca un punto de inflexión dentro de la gestión financiera de la empresa. La renuncia […]
La petrolera YPF terminó de perforar el pozo más largo de los realizados hasta hoy en la formación de Vaca Muerta, con una extensión horizontal de 3.890 metros en el área Bandurria Sur, y en breve tiene previsto finalizar otro más amplio en el área Loma Campana. El nuevo hito se enmarca en la carrera de las petroleras por mejorar la competitividad de sus pozos, que ya evidencian un nivel de operatividad similar a las formaciones Permian o Eagle Ford, en Estados Unidos, señalaron fuentes de la compañía. Se trata de un pozo en el área Bandurria Sur, que YPF […]
Funcionarios del Gobierno provincial junto a representantes de la Cooperativa Popular de Electricidad (CPE) recorrieron hoy el Parque Solar Fotovoltaico Antü Mamüll ubicado en la localidad de Victorica.
Participaron de la actividad el secretario de Energía y Minería, Matías Toso, la subsecretaría de Energías Renovables, Georgina Doroni, la presidenta de Pampetrol SAPEM, María de los Ángeles Roveda, y el administrador Provincial de Energía (APE), Cristián Javier Andrés, junto al presidente de la CPE, Manuel Simpson y consejeros y técnicos integrantes de la comisión de energías renovables de la CPE con el objetivo de conocer el Parque, interiorizarse acerca de las características de la obra y sus beneficios para el Sistema Eléctrico Provincial.
Durante el encuentro se realizó una reunión de trabajo en la cual el equipo técnico de Pampetrol y de APE brindaron detalles del funcionamiento del parque a las autoridades de la CPE haciendo hincapié en su capacidad de generación, potencia, calidad del servicio y del sistema que lo integra al servicio eléctrico provincial. En igual sentido los representantes de la Cooperativa explicaron cuáles son los desafíos en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica y las acciones que se planifican para gestionar en el corto y mediano plazo las acciones necesarias para ofrecer mejoras continuas a los asociados y asociadas.
“En la CPE, contamos con una comisión especializada en energías renovables, enfocada en aspectos técnicos y legales para evaluar en qué momento nuestra cooperativa podría generar energía. Agradecemos profundamente a la Secretaría de Energía y Minería, así como a Pampetrol, por gestionar la visita al Parque y brindarnos detalles técnicos y de funcionamiento. Conocer estos aspectos del Parque es de suma importancia para nosotros”, expresó Manuel Simpson, presidente de la CPE, a la Agencia Provincial de Noticias.
El Parque Antü Mamüll no sólo se consolida como un hito en la producción de energía limpia, siendo el primer parque fotovoltaico construido con fondos de la Provincia, sino también como un espacio de aprendizaje y formación. La experiencia adquirida en este primer proyecto permitirá enfrentar con mayor solidez los nuevos desafíos que plantea la transición energética y servirá también de base para futuros emprendimientos en distintas localidades pampeanas para garantizar un desarrollo sostenible y con equidad territorial.
“Es muy valioso que podamos compartir las experiencias con los diferentes actores del sistema eléctrico de La Pampa, los tiempos que corren nos presentan desafíos de enlazar todos los segmentos del sistema -cooperativas distribuidoras, transporte y generación de energía- para ser más eficientes, mejorar la calidad del servicio y lograr los mejores precios para las familias y las PyMEs de nuestra Provincia, renovando el compromiso de trabajar juntos Gobierno y Cooperativas por ese objetivo”, resaltó Matías Toso.
Un aspecto importante a destacar es el rol del personal de operación: trabajadoras y trabajadores locales que participaron desde la construcción del parque, se capacitaron para su mantenimiento y hoy son quienes también reciben a cada visitante en el parque. Gracias a su compromiso y conocimiento, quienes recorren las instalaciones se llevan información de calidad y herramientas para comprender cómo funciona el sistema y cuál es el valor de apostar por energías renovables en la Provincia.
Este tipo de proyectos permiten consolidar un camino hacia la soberanía energética, aportando energía limpia, reduciendo la huella de carbono y generando beneficios para las y los pampeanos. De esta manera, la Provincia avanza en este sendero de gestionar la energía como motor de desarrollo, apostando a la innovación, la planificación y la inclusión de nuevas tecnologías para el crecimiento.
El Gobierno Provincial envió a la Legislatura un proyecto de ley que amplía las facultades del Departamento Provincial de Aguas (DPA) para llevar adelante obras de energía solar, eólica y mareomotriz, además de la hidroeléctrica. La propuesta busca adecuar el Código de Aguas a los desafíos ambientales actuales y avanzar hacia un modelo energético más limpio y sustentable.
El gobernador Alberto Weretilneck, impulsor de la iniciativa, destacó que esta actualización le otorga a la Provincia “las herramientas necesarias para transformar nuestros recursos en energía limpia, moderna y sostenible, con impacto directo en el desarrollo local”.
La modificación de la Ley Q Nº 3930 y del Código de Aguas establece que el DPA tendrá prioridad para ejecutar y explotar proyectos de energías renovables en todo el territorio rionegrino. El objetivo es complementar los aprovechamientos hidroeléctricos con fuentes limpias, reducir costos, optimizar infraestructuras existentes y garantizar la sustentabilidad ambiental de cada emprendimiento.
El proyecto toma como ejemplo la Central Hidroeléctrica Salto Andersen, en Río Colorado, donde se impulsa la incorporación de generación solar fotovoltaica aprovechando instalaciones ya construidas. Este modelo de complementariedad entre agua y energías renovables busca replicarse en otros puntos de la provincia, siempre sujeto a la viabilidad económica y a la admisibilidad ambiental de cada caso.
El próximo 29 de septiembre, Lima será sede de la primera edición del Future Energy Summit (FES) Perú, evento que reunirá a más de 500 stakeholders del sector energético, incluyendo CEOs, directores y responsables técnicos de las principales empresas de energías renovables de la región.
Con una combinación de visión estratégica, experiencia internacional y soluciones de vanguardia, FES Perú será el espacio donde se debatirán temas clave para el mercado energético peruano, como la modificación de la Ley 32249, que busca habilitar mecanismos similares a las licitaciones “a la chilena”, incluyendo baterías y contratos PPA de largo plazo, así como también el avance del almacenamiento energético y la integración de energías renovables en los sectores minero, industrial y comercial. Cabe recordar que recientemente Energía Estratégica y Future Energy Summit publicaron un reporte técnico gratuito que reúne las principales claves para el desarrollo del mercado energético peruano.
Otro de los ejes destacados será la innovación tecnológica aplicada a proyectos solares de gran escala y almacenamiento de energía. En ese marco, empresas como Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Canadian Solar, Luz del Sur y Yingli Solar compartirán su visión y experiencia sobre el avance del sector.
En ese contexto, uno de los casos más emblemáticos que se presentarán es el del proyecto CSF Illa, ubicado en La Joya, Arequipa, que se convertirá en el más grande del país y uno de los mayores de Latinoamérica. En él, Solar Steel —representada por Christopher Atassi, CEO de la compañía, quien participará del panel “Innovación tecnológica, eficiencia y almacenamiento para maximizar la competitividad del sector solar en la región andina”— está suministrando más de 6.800 seguidores solares 1P, para una capacidad total de 472 MW, soportando más de 740.000 módulos de alta potencia.
Sungrow también será protagonista en FES Perú por su papel en proyectos emblemáticos como la Central Solar Fotovoltaica San Joaquín, de 104,3 MWac, equipada con sus inversores SG1100UD, además de haber desarrollado junto a Migiva Group la primera planta solar flotante del país, en el departamento de Ica. Con presencia regional, la empresa se posiciona en Perú con soluciones para almacenamiento modular, eficiencia energética y sustentabilidad.
Por su parte, Luis Castillo, General Manager Latam de Solax Power, brindará un keynote enfocado en soluciones integradas de almacenamiento para el segmento de generación distribuida. La empresa ha desarrollado productos como los gabinetes ESS-AELIO y ESS-TRENE, con capacidades escalables de entre 100 kWh y varios megavatios, y lanzará en 2025 su nuevo inversor X3-GRAND, de 300 kW a 350 kW, diseñado para responder a las necesidades de minigranjas solares y entornos comerciales en regiones como los Andes.
El evento también contará con la participación de Yingli Solar en el panel 7 “Soluciones tecnológicas y constructivas para el despegue de los proyectos solares de diferentes escalas en Perú”. Su Managing Director, Luis Contreras, detallará el avance de la empresa en tecnologías n-type TopCon, que ofrecen mejor rendimiento en condiciones de altas temperaturas y bajas irradiancias. La compañía sigue una hoja de ruta tecnológica que incluye el desarrollo de células de contactos posteriores y células tándem, con el objetivo de incidir directamente en la competitividad del costo por vatio pico (USD/Wp).
Canadian Solar también estará presente, representada por Franco Postigo, Sales Manager, en el panel sobre nuevas tendencias del sector energético peruano. La compañía está liderando un enfoque estratégico que busca transformar la percepción de los paneles solares como commodities y posicionarlos como herramientas para optimizar el retorno sobre la inversión y reducir el LCOE.
La empresa ofrece soluciones de alta eficiencia como sus paneles TopCon de 720W y prepara la incorporación a Latinoamérica, para fines de 2025, de tecnologías de almacenamiento avanzadas desarrolladas en Estados Unidos, vinculadas al reciclaje de paneles solares con tasas de recuperación de hasta el 95%.
Uno de los principales debates del mercado peruano es sobre infraestructura energética. En ese contexto, Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, participará del panel dedicado a la visión de los grandes actores para el impulso de la transición energética en Perú, junto con los CEOS de Orygen y Pluz Energía Perú.
En línea con su apuesta por reforzar su portafolio renovable, recientemente Luz del Sur concretó la adquisición del parque eólico San Juan de Marcona, de 135,7 MW, uno de los más relevantes del país, por un monto de 253 millones de dólares, ampliando así su presencia en la generación limpia y fortaleciendo su rol en el sistema de transmisión eléctrica.
Con esta combinación de visión estratégica, experiencia internacional y soluciones de vanguardia, FES Perú se proyecta como el escenario clave donde se definirán las próximas etapas de crecimiento del mercado solar fotovoltaico y de almacenamiento en el país. Además, los espacios de networking reunirán a más de 500 representantes de empresas con el objetivo de consolidar alianzas, avanzar en nuevos contratos y fomentar un ecosistema que acelere la transición energética en Perú y la región andina.
A partir del miércoles 20/8 YPF amplió el descuento por carga nocturna a 6 % para todos los combustibles sin tope, a excepción del gasoil Grado 2 que cuenta con un tope de 150 litros mensuales.
Todos los clientes que carguen combustibles entre las 00:00 y las 06:00 accederán a este beneficio abonando con la APP YPF. Además, en aquellas estaciones en donde se encuentra habilitada la modalidad de autodespacho, se suma el descuento vigente del 3 %, totalizando un ahorro del 9 % en la carga de combustibles.
Desde la implementación de estos beneficios, el volumen operado con App YPF durante la noche se duplicó. Actualmente, más de 2 litros cada 10 se cargan en horario nocturno con la App. Infinia es el combustible más elegido en esta franja horaria.
Además, 7 de cada 10 usuarios que cargan de noche no lo hacían antes, lo que muestra cómo estos incentivos impulsan la digitalización y la adopción nuevas formas de operar.
En las estaciones con autodespacho activo, el impacto es aún mayor: la participación de la App YPF en volumen nocturno alcanza el 60 %, triplicando los niveles previos, indicó la empresa.
Como parte del proceso de privatizaciones encarado por el Gobierno Nacional, la Resolución del ministerio de Economía 1200/2025 activó el procedimiento de privatización de las sociedades operadoras de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicados en la región del Comahue.
El M.E. indicó que el proceso fue consensuado con los gobiernos de las provincias de Neuquén y Río Negro; los pliegos de condiciones y los nuevos contratos de concesión incorporan una serie de modificaciones solicitadas por las provincias que atienden demandas históricas sobre la operación de los últimos 30 años.
Esta medida forma parte de la segunda etapa del proceso de privatización de ENARSA, establecido por el Decreto 286/2025, que contempla la venta por etapas de sus activos con el objetivo de promover un esquema energético más eficiente, competitivo y con mayor participación del sector privado.
La convocatoria será publicada en el portal del Ministerio de Economía y en la plataforma internacional DGMarket del Banco Mundial. El proceso se llevará adelante a través de la plataforma CONTRAT.AR, en cumplimiento con lo dispuesto por el Decreto 416/2025, y tendrá como fecha límite para su finalización el 31 de diciembre de 2025, se describió.
Asimismo, se instruyó a la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, dependiente del Ministerio de Economía, a coordinar el proceso y a encargar la tasación de las acciones a una entidad bancaria del sector público.
Los nuevos concesionarios tendrán la posibilidad de disponer libremente de un porcentaje creciente de la energía generada en las centrales, contratando en el mercado a término o en el mercado spot, en línea con los lineamientos de normalización que encaró la Secretaría de Energía de la Nación.
Un Resumen del Pliego diseñado para el Concurso Público Nacional e Internacional por la hidroeléctricas del Comahue puntualiza: Objeto: Venta del 100 % de las acciones de las sociedades concesionarias: • Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A. • Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A. • Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. • Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A.
Marco legal: Se fundamenta en las leyes 15.336, 24.065, 23.696, 27.742 y decretos 1105/1989, 695/2024, 718/2024, 286/2025 y 564/2025.
Participación y límites: • Pueden participar personas humanas o jurídicas nacionales o extranjeras, individualmente o en conjunto económico. • Ningún participante podrá superar el 20 % de la generación eléctrica del país (base: 43.555 MW). • Un mismo oferente podrá adjudicarse hasta 2 concesiones. • No se permiten UTE ni entes públicos provinciales o municipales.
Requisitos: • Presentación de antecedentes técnicos y económicos (Sobre N° 1). • Oferta económica (Sobre N° 2). • Garantías de mantenimiento de oferta y cumplimiento. • Designación de un operador técnico con experiencia mínima exigida. • Posibilidad de conformar una “sociedad de inversión” en Argentina como vehículo de compra.
Cronograma y procedimiento: 1. Publicación y difusión del concurso en Boletín Oficial, portal Contrat.ar y medios internacionales. 2. Descarga gratuita del pliego y acceso a un Data Room con información técnica y económica. 3. Etapa de consultas y emisión de circulares. 4. Presentación digital de ofertas (CONTRAT.AR). 5. Precalificación (evaluación técnica-financiera). 6. Apertura de ofertas económicas de precalificados. 7. Preadjudicación al mayor oferente. 8. Firma del contrato de transferencia. 9. Toma de posesión dentro de los 15 días posteriores.
Condiciones clave: • Los adjudicatarios asumen los bienes propios y cedidos, contratos en curso, personal y obligaciones sociales. • El Estado se reserva la discrecionalidad de adjudicar o no. • Se establecen obras y trabajos obligatorios en seguridad de presas, medioambiente y operación. • Jurisdicción: Tribunales Contencioso-Administrativos Federales de CABA.
El gobernador Gustavo Melella, el presidente de Terra Ignis SA Maximiliano D´Alessio, el CEO de YPF Horacio Marin y el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de siete áreas convencionales que la compañía opera en la provincia. Los mismos son: Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego Fracción A, B, C, D y E.Luego de la decisión de YPF de retirarse de varias provincias de la región patagónica para concentrar su producción en Vaca Muerta, desde la empresa estatal fueguina Terra […]
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Future Energy Summit (FES) se ha convertido en la gira internacional más influyente de Hispanoamérica en materia de transición energética. En cada edición convoca a CEOs, autoridades, inversores y asociaciones para debatir sobre la hoja de ruta de las energías limpias, combinando networking de alto nivel y análisis de coyuntura.
Este 2025, la gira llega a Colombia y Chile con dos ediciones que pondrán en agenda los principales retos y oportunidades de cada mercado.
El 21 y 22 de octubre celebrará su quinta edición en la ciudad Bogotá, Colombia, donde más de 500 ejecutivos, inversores y autoridades se reunirán para debatir sobre el futuro de las renovables en un mercado en expansión.
La coyuntura del país es decisiva: Colombia alcanzó en junio de 2025 los 2030 MW de capacidad solar instalada, un 59 % más que el año anterior. Sin embargo, solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. Para este año, el Ministerio de Minas y Energía prevé sumar 697 MW adicionales mediante 22 proyectos renovables, con inversiones por encima de los USD 500 millones.
En este escenario, el evento contará con la presencia de Francesco Bertoli (CEO de Enel Colombia), Rubén Borja (Country Manager de Atlas Renewable Energy en Colombia), Luis Castillo (General Manager Latam de Solax Power) y Julián Lemos (Vicepresidente Corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios de Ecopetrol).
También participarán líderes gremiales como Kathrine Simancas (Directora de Energía & Gas de ANDESCO), Natalia Gutiérrez Jaramillo (Presidenta Ejecutiva de ACOLGEN), Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez (Directora Ejecutiva de FENOGE) y Ricardo Garro (Director Comercial Latinoamérica de CATL).
Santiago será la sede de la cuarta edición del Future Energy Summit en Chile y el cierre de la gira de este año, los días 26 y 27 de noviembre.
Un mercado que se mantiene como líder regional con más del 70% renovable de 36 GW de capacidad instalada pero enfrenta temas estratégicos: el auge de más de 14 GW en proyectos BESS en calificación, los avances en permisos sectoriales y las licitaciones de suministro 2025/01 por 1.680 GWh, prevista para adjudicarse en octubre, y la ya iniciada convocatoria excepcional de corto plazo para el suministro 2026 de clientes regulados (ver nota).
A esto se suman que el país tendrá elecciones presidenciales en noviembre y que, a nivel legislativo, se mantienen los debates sobre los proyectos de ley que amplían subsidios eléctricos, metas de ERNC y un anteproyecto para acelerar la descarbonización hacia 2035, junto con la tramitación de reglamentos clave para la operación del sistema.
En este marco, FES contará con la participación de Ana Lía Rojas (Directora Ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento – ACERA-), Juan Villavicencio (CEO de ENGIE Chile), Jaime Toledo (CEO Sudamérica de Acciona Energía) y José Ignacio Escobar (CEO de Colbún).
A ellos se sumarán Fernanda Varela (Directora Ejecutiva de Agencia Polux Comunicaciones), Daniela González (Socia Directora de Domo Legal), Luis Contreras (Managing Director de Yingli Solar), Pedro Correa Álvarez (CTO de Suncast), Katherine Hoelck (Presidenta de Cigré Chile), Ángela Castillo (Business Development Director de Black and Veatch) y Carlos Cabrera (Managing Partner de Sphera Energy).
Perú esel destino presencial en Latinoamérica más próximo de la gira FES 2025, y la primera vez que Future Energy Summit llegará al país. El lunes 29 de septiembre, el encuentro promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, tal como lo viene haciendo en otras latitudes. Dicho evento se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.
Es decir que, con espacios exclusivos de debate y networking, el encuentro en Perú se dará en un momento cúlmine para las renovables, a raíz de las altas expectativas por la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los Usuarios Regulados (leer), basado en criterios de licitaciones.
La implementación de la Ley N° 32249 , para reformar la Ley N.º 28832, marcará el rumbo del sector eléctrico peruano. Sin embargo, especialistas advierten que su impacto real en la incorporación de energías renovables dependerá de cómo se defina su reglamentación. La Ing. Alexandra Gonzales Sulca sostuvo que “para que la normativa tenga un impacto concreto y sostenido debe priorizar definiciones técnicas precisas en aspectos como la segmentación por bloques horarios y el reconocimiento diferenciado entre potencia firme y energía generada”.
Esta medida, aseguró, permitiría asignar precios representativos del valor real cada tecnología en cada franja horaria y asegurar una competencia equilibrada entre renovables intermitentes y tecnologías de base. Además, indicó que la reglamentación también debía incluir mecanismos de asignación de costos sistémicos —respaldo, almacenamiento y transmisión— “de forma transparente y tecnológicamente neutra, evitando subsidios cruzados que desincentiven la inversión o sobrecarguen al usuario final”.
“Es clave establecer estándares de integración a red, incorporar herramientas de despacho flexible, y diseñar esquemas de remuneración para servicios complementarios que garantizaran la estabilidad del sistema”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
El sector está a la espera de la definición de la reglamentación sobre el marco normativo. En ese sentido, la especialista apuntó que los plazos deben encontrar un equilibrio entre urgencia política y madurez técnica. “Si bien es importante actuar con celeridad para enviar señales claras al mercado, el diseño de una reglamentación sólida requiere tiempo para evaluación de impacto, análisis de escenarios y consulta con actores clave. Acelerar procesos sin sustento técnico puede generar incertidumbre, comprometiendo la bancabilidad de proyectos o generando litigios”,manifestó.
Y aseguró que para ofrecer una “verdadera previsibilidad” a los inversionistas, es necesario establecer claridad regulatoria, normativa y mecanismos de ajuste progresivo que eviten cambios disruptivos.
En el caso de proyectos utility scale, propuso “un sistema de licitaciones competitivo que reconozca atributos como firmeza, previsibilidad y localización geográfica”. Para los sectores comercial e industrial, apuntó que l la normativa debe habilitar esquemas de autogeneración, contratos bilaterales (PPAs) y compensación por excedentes, con reglas de interconexión definidas.
En el ámbito residencial, consideró que la prioridad era simplificar trámites, establecer estándares técnicos comunes y permitir esquemas como la medición neta o tarifas dinámicas. Una regulación moderna, enfatizó, “debía reconocer que los distintos actores aportan valor al sistema en forma diferenciada, y por tanto deben ser incentivados bajo criterios específicos”.
Si bien el sector analiza señales positivas para la inversión, la especialista destacó que se requerían instrumentos complementarios a la ley para superar barreras financieras, fiscales y de mercado. En lo financiero, planteó la participación activa de entidades de fomento para otorgar crédito en segmentos con mayor riesgo.
“En el ámbito fiscal, pueden considerarse mecanismos de depreciación acelerada, exoneraciones temporales para equipos de almacenamiento, y créditos fiscales para proyectos que aporten atributos de confiabilidad. En el plano regulatorio, resulta esencial modernizar los códigos técnicos, facilitar la agregación de recursos distribuidos, y establecer mecanismos explícitos de remuneración para servicios auxiliares”, apuntó.
Para evitarlo, la especialista llamó a adoptar “esquemas de planificación integral con criterios de expansión anticipada y evaluación de capacidad nodal en tiempo real”. Agregó que se debían identificar las zonas con alto potencial renovable y priorizar proyectos de refuerzo o ampliación de red que permitieran evacuar esa energía sin restricciones, además de implementar tecnologías de red inteligente (smart grid) y sistemas de control avanzado que optimizaran la operación y minimizaran congestiones.
En su análisis, señaló que el almacenamiento no debía considerarse un recurso marginal. “Debe ser un componente estructural en la transición energética, no solo como respaldo, sino como actor activo en el despacho, la estabilidad y la gestión de la demanda”
La advertencia fue clara: sin una reglamentación técnicamente rigurosa y políticas coherentes, Perú corría el riesgo de desaprovechar su potencial renovable y quedarse atrás en tecnologías clave como el almacenamiento. “El verdadero equilibrio se alcanza a través de una reglamentación financieramente viable y socialmente legítima, que reconozca el valor de la complementariedad entre tecnologías y priorice la seguridad del suministro”, concluyó Gonzales Sulca.
La generación distribuida en México entra en una nueva etapa marcada por cambios normativos, mayores exigencias técnicas y la consolidación de nuevas figuras como el autoconsumo y el almacenamiento. En un webinar organizado por Intersolar México, Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), destacó que el país se encuentra frente a la “antesala de la generación distribuida 2.0”, con 5.000 megawatts instalados hacia el primer semestre de 2025, cifra que equivale al 8,15% de la demanda máxima registrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
“Es importante tener en cuenta que la generación distribuida está participando para ayudar a disminuir la capacidad que debe atender el SEN desde fuentes a gran escala”, explicó Sánchez. Esta participación supera el umbral del 5% establecido en la resolución 142 de 2017, lo que obliga a revisar los requerimientos técnicos y refuerza la necesidad de regulación adicional.
La ejecutiva añade que este cambio abre oportunidades para usuarios en media tensión y obliga a los integradores a realizar simulacros y pronósticos con sus clientes, anticipando los nuevos escenarios de ahorro. “Es momento de preparar a los clientes para sistemas de hasta 700 kilowatts, aunque todavía falte la reglamentación”, sostuvo.
En paralelo, se formaliza la figura del autoconsumo, que reemplaza al abasto aislado, hasta ahora poco difundido y con limitaciones regulatorias. “El beneficiario para atender sus usos propios es el titular del permiso. Esta nueva figura de autoconsumo les ayuda a generar energía limpia dentro de sus instalaciones y a cumplir compromisos corporativos de reducción de emisiones”, remarcó Sánchez.
Este modelo permitirá a empresas con metas ambientales avanzar hacia su descarbonización, aunque todavía persisten dudas técnicas sobre cómo se interconectará con la generación distribuida en una red que ya presenta saturación en varios circuitos. “Habrá un momento en que generación distribuida y autoconsumo compartan la misma red, y ahí ya existe capacidad asignada. Vamos a ver cómo sortearán este tema el SENACE y la Comisión Nacional de Energía al emitir disposiciones”, advirtió el vicepresidente de ANES.
El otro eje central es el almacenamiento de energía, que por primera vez se reconoce como actividad del sector eléctrico. “El almacenamiento es una de las incorporaciones más importantes de esta ley, porque va a darle mayor seguridad a las inversiones”, subrayó.
La normativa abre cinco modalidades para integrar sistemas de baterías, desde su uso en centrales con fuentes variables hasta su incorporación en redes de transmisión y distribución. Para Márquez, este cambio transforma el modelo de negocio: “Sumar almacenamiento a un proyecto fotovoltaico puede triplicar su valor económico, pero también implica capacitar al personal y explicar a los clientes los riesgos y beneficios reales”, afirmó.
El desafío será técnico y comercial. La mayoría de las baterías que llegan al país son de litio, con nuevas variantes más seguras, pero requieren sistemas de comunicación avanzados, gestión de consumo prolongada y un entendimiento integral de las necesidades del cliente. “No basta con ver el recibo de luz, hablamos de monitoreos de seis meses a un año, incluso permanentes, para ofrecer soluciones integrales”, agrega Márquez.
Finalmente, ambos expertos coincidieron en que la segunda ola de generación distribuida no será inmediata ni sencilla, pero marcará un salto de madurez para el sector. “El almacenamiento viene a apoyar al sistema eléctrico nacional, pero vamos a requerir que realmente se entienda bien su aplicación y su alcance”, concluye Sánchez.
Con 5 GW instalados y un marco normativo en evolución, México abre un nuevo capítulo en el despliegue de energía distribuida, donde el autoconsumo, el almacenamiento y los requisitos técnicos serán los pilares de su consolidación.
El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, resaltó este lunes que el Gobiern continúa impulsando una serie de proyectos energéticos que aportarán 612 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en los próximos seis meses
Santos detalló que el cierre de ciclo de SIBA añadirá 68 MW en octubre, Energás 4, en San Pedro de Macorís (130 MW) en el mismo mes y Energía 2000, que entrará en el primer trimestre del 2026, en Manzanillo, suministrará 414 MW, para un total de 612 MW.
Apuntó que entre los esfuerzos de la actual gestión se incluye la integración de unos 500 MW de energía renovable este 2025. En ese orden, recordó que Energía y Minas tiene en desarrollo la primera licitación para la compra de baterías con las que implementará un sistema de almacenamiento a principios del año 2027.
Explicó que dicho sistema no solo contribuirá a suplir la demanda en temporadas pico, sino, que también se traducirá en mayor estabilización del sistema.
Recordó que para el 2028 el país duplicará la generación de ese tipo de energías, y junto al almacenamiento, se ejecutarán más de 30 nuevos proyectos que permitirán garantizar un suministro energético sostenible, que impulse el crecimiento económico y mejore la calidad de vida de los dominicanos.
Citó otras de las proyecciones de Energía y Minas de cara al 2028, que incluye el incremento del 54 % en la capacidad instalada de energía térmica en el SENI y la puesta en marcha de más de 2,100 MW en plantas térmicas en desarrollo.
Santos adelantó que el país tiene prevista una inversión de unos US$450 millones en transmisión en los próximos años para fortalecer el sistema nacional y recordó que hace varias semanas el Gobierno inauguró una línea de transmisión de 345 kilovoltios, con 128 kilómetros de recorrido para los proyectos de generación a gas natural de Montecristi a Santiago, siendo, hasta el momento, la obra eléctrica más trascendental.
“Esta obra tiene dos objetivos: poder llevar al SENI toda la energía que producirán los tres proyectos de Manzanillo, que entrarán en el primer trimestre del 2026, más los que entrarán en el 2028; pero también conectar todos los proyectos de renovables, que se van a desarrollar en la región norte del país”, dijo.
“Pero hay que seguir con nuevas líneas de transmisión importantes, la 345, que debe ir desde el 15 de Azua hasta Punta Catalina. Esa también será vital para todas las renovables del sur, y contribuirá al desarrollo económico que impulsa el Gobierno en esa región», agregó. En ese sentido, recordó la integración al SENI de la provincia Pedernales, la cual, hasta hace poco más de un mes se mantenía aislada del sistema.
Manifestó que el Gobierno continúa trabajando para fortalecer las redes de distribución, combatir el fraude eléctrico (sobre todo con conexiones ilegales), lograr que la ciudadanía cumpla con el pago del servicio, la repotencialización de las líneas, entre otros.
“En un aspecto que yo sí pediría comprensión de la población, es sobre algunas interrupciones anunciadas que se hacen por razones de mantenimiento, que para nada tienen que ver con otras situaciones que puedan surgir”, solicitó el ministro.
Durante la entrevista, Santos también abordó otros temas relevantes que contribuyen al desarrollo económico de la República Dominicana, como la minería, hidrocarburos, entre otros.
Ginlong (Solis) Technologies, uno de los fabricantes de inversores string para energía fotovoltaica más grandes y experimentados del mundo, continúa su misión de ofrecer soluciones energéticas innovadoras, confiables y sostenibles con la introducción de su Serie Solis Solarator al mercado chileno.
Chile es reconocido como uno de los líderes en América Latina en adopción de energías renovables, contando con algunos de los niveles de irradiación solar más altos del mundo, especialmente en el norte. Sin embargo, a pesar de su progreso, el país aún enfrenta desafíos relacionados con los costos y la disponibilidad de energía. Con tarifas eléctricas en hora punta que alcanzan los $260 CLP/kWh durante los períodos de alta demanda (18:00–00:00), las empresas buscan soluciones eficientes para reducir sus gastos operativos.
Aunque los cortes de energía son relativamente poco frecuentes, la optimización de costos y la independencia energética siguen siendo prioridades clave, especialmente mientras Chile trabaja para alcanzar ambiciosas metas de energía limpia en la próxima década.
La Serie Solarator responde directamente a estas necesidades. El inversor híbrido S6-EH3P(30-50)K-H está diseñado para sistemas trifásicos de almacenamiento de alta tensión, soportando hasta un 200% de relación DC/AC para maximizar la generación solar y el uso del almacenamiento. Ofrece dos segundos de capacidad de sobrecarga al 160%, funciones de “peak shaving” y compatibilidad con todos los módulos fotovoltaicos de alta potencia del mercado. La monitorización en tiempo real de la batería, las actualizaciones de firmware a distancia y la función de regeneración de batería garantizan un rendimiento y confiabilidad a largo plazo.
En esta instalación en Chile, el sistema respaldará una amplia gama de cargas, incluyendo iluminación, operaciones de centros de datos, maquinaria CNC y láser, sierras industriales, equipos de soldadura, sistemas HVAC y demandas comerciales/residenciales generales. La estrategia es cargar la batería durante las horas de generación solar (09:00–17:00) y descargarla durante las horas de tarifa punta (18:00–00:00), reduciendo así los costos de electricidad y asegurando una operación continua.
Con un consumo diario de 5,400 kWh, la configuración está optimizada para manejar cargas pico de 50 kW y aumentará progresivamente su autonomía de la red, con el objetivo de alcanzar el 100% de independencia energética en un año. La combinación de la tecnología avanzada de inversores de Solis y la batería de alta capacidad de Dyness posiciona este proyecto como un referente en la reducción de costos energéticos y eficiencia operativa en los sectores comerciales e industriales de Chile.
“Chile es un mercado increíblemente importante para Solis. La Serie Solarator no se trata solo de añadir más capacidad renovable — se trata de ofrecer soluciones inteligentes y optimizadas en costos que aborden directamente los desafíos del mercado local, permitiendo a las empresas tomar el control de su futuro energético», afirmó Sergio Rodríguez – CTO LATAM de Solis.
Este proyecto es un ejemplo del compromiso de Solis para impulsar a América Latina con soluciones innovadoras de energía solar + almacenamiento, que combinan la experiencia global con el conocimiento del mercado local. A medida que Chile continúa modernizando su infraestructura energética, sistemas híbridos avanzados como la Serie Solarator desempeñarán un papel crucial en aportar estabilidad, sostenibilidad y ahorros a las industrias en todo el país.
Con una trayectoria de más de tres décadas en el sector energético de El Salvador, Ingrid Chávez de Mendoza, Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services compartió su recorrido profesional y personal en un entorno históricamente masculinizado.
“Para la mujer siempre fue retador el poder crecer y tener posiciones de liderazgo en nuestros países.Siempre se requirió más esfuerzo que cualquiera”, aseguró.
La ejecutiva explicó que su carrera se desarrolló en todos los niveles del sector: comenzó en las empresas estatales integradas, pasó por el regulador, trabajó 19 años en la distribuidora y desde hace más de cinco años se desempeña en el área de gas natural.
“Siempre trabajé más que los demás y me organicé al máximo para equilibrar trabajo y familia”, afirmó.
Chávez de Mendoza también abordó las desigualdades persistentes, incluyendo la carga doméstica no remunerada que enfrentan las mujeres.
Entre los principales obstáculos que enfrentan las mujeres, señaló la inseguridad y la autolimitación.
“Una no tiene que limitarse a sí misma”, advirtió. “A los hombres se les pregunta si pueden hacer algo y dicen sí, aunque no sepan cómo. Nosotras dudamos más. Yo les digo a las jóvenes: cualquier cosa que les digan, digan sí, y después averigüen cómo hacerlo”, aconsejó.
También explicó que muchas veces las mujeres no exigen lo que merecen. “Cuando te ofrecen una posición, lo primero que tienes que decir es cuánto más me vas a pagar”, señaló. “Muchas veces somos culpables de la inequidad salarial porque no preguntamos”.
Además de su trayectoria técnica, Chávez de Mendoza lideró procesos de integración femenina en el sector. Es una de las fundadoras de la primera red centroamericana de mujeres ejecutivas en energía, formalizada en noviembre de 2024 en Costa Rica.
“Tenemos participantes en todos los países. Todas pensamos que tenemos la capacidad de tocar temas técnicos y llevarlos adelante”, dijo.
En esa línea, destacó la importancia de construir espacios de visibilidad. Está organizando un panel técnico regional con participación femenina en el marco del Congreso Regional de Energía, que se realizará del 4 al 6 de septiembre en El Salvador.
“La idea es que vengan y escuchen mujeres, porque siempre son solo hombres los que hablan”, remarcó.
Por otro lado, trabaja junto a KPMG en iniciativas de inclusión. Una de ellas es el ciclo Momentum 2025, que se iniciará con un webinar el 26 de agosto enfocado en productividad y sostenibilidad energética. Luego, en la semana del 9 de septiembre, se realizarán talleres presenciales en El Salvador, Guatemala, Honduras y Costa Rica, centrados en equidad de género.
“Queremos llegar a los CEOs con un toolkit para mostrarles cómo mejorar la equidad de género y cómo eso puede mejorar la productividad”, explicó.
Finalmente, Chávez de Mendoza defendió la necesidad de implementar cuotas de género en empresas del sector, especialmente en áreas técnicas.
“Antes no creía en las cuotas, pero ahora veo que son necesarias”, admitió.
La ejecutiva concluyó: “no es fácil que las empresas permitan esa participación de la mujer en estas áreas. Es una preconcepción muy instalada”.
La política energética de Bolivia tomará un nuevo rumbo a partir del resultado de la primera vuelta en las elecciones presidenciales celebradas el último domingo. Entre las prioridades estarán la urgencia por resolver el crónico desabastecimiento de combustibles y la necesidad de reactivar la inversión privada en exploración de gas natural, según lo expuesto por el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Ríos. «Haga lo que se haga vamos a necesitar gas argentino por un tiempo», advirtió Ríos en un diálogo con EconoJournal.
El resultado del domingo marcó un punto final para la hegemonía política construida por los espacios de izquierda en los últimos 20 años bajo el liderazgo de Evo Morales. La interna por el liderazgo entre el ex presidente y el presidente Luis Arce y la crisis económica se conjugaron para detonar las posibilidades electorales del Movimiento al Socialismo (MAS).
El senador y candidato del Partido Demócrata Cristiano, Rodrigo Paz Pereira, Rodrigo Paz se consagró como ganador con el 32,14% de los votos. A pesar de su victoria, los resultados no fueron suficientes y deberá ir a balotaje contra el ex presidente y candidato del Partido del Jorge “Tuto” Quiroga, quien quedó segundo con el 26,81%. El tercer puesto fue ocupado por el empresario Samuel Doria Medina, de la alianza Unidad, con el 19,86%. Muy lejos quedó el candidato del oficialismo por el MAS-IPSP, Eduardo del Castillo, con el 3,16% de los votos.
Paz Pereira y Quiroga Ramírez.
Los espacios de derecha liderados por Rodrigo Paz Pereira y Jorge “Tuto” Quiroga Ramírez competirán en el balotaje previsto para el 19 de octubre con dos certezas. La primera es una nueva composición del Congreso que será presumiblemente favorable para la introducción de reformas. La segunda es la aguda necesidad de enfrentar el desabastecimiento de productos en general pero especialmente de combustibles.
Subsidios, YPFB y gas argentino
El ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia y actual director d ela consultora Gas Energy Latin America analizó cuáles serán las prioridades de un próximo gobierno y la perspectiva que se abre en la política energética boliviana. «Los tres espacios más liberales, de apertura mercado, tienen la mayoría tanto en diputados como en senadores. Van a tener que pactar estas tres fuerzas opositoras en el parlamento para aprobar leyes muy importantes como la ley de litio, una nueva ley de hidrocarburos, una nueva ley de minería», apuntó Ríos.
–¿Cuáles son los temas urgentes a atender en el plano energético para un próximo gobierno?
-El primer tema que tienen que abordar es cómo abastecer el país. Diría que el 30% del país está desabastecido desde hace varios meses. Luego ver el tema de los subsidios y después ver también cómo se detona nueva exploración para que podamos producir más hidrocarburos en tres o cuatro años más. Es un proceso lento, pero mientras tanto hay que abrir también a la importación privada, a facilitar almacenaje, dar en concesión almacenaje para que los privados puedan importar gasolina, diésel y GLP. También comenzar a negociar con Argentina cómo vamos a hacer para el tránsito de gas y además importar gas natural en Argentina, porque haga lo que se haga vamos a necesitar gas argentino por un tiempo.
-¿Qué puntos de acuerdo en el plano energético observa entre los principales espacios que van a competir en el balotage?
Básicamente, reducir el tamaño del aparato público, dejar a un lado las empresas estatales. No sé bajo qué forma, algunos hablan de concesiones, otros hablan de riesgo compartido. Pero hay unas doscientas empresas, incluyendo las grandes como YPFB, que pueden hacerse por unidades de negocio, de dejar que el Estado opere esas unidades y sea el sector privado el que las haga sin necesidad de llegar a una privatización. El segundo campo que vemos es definitivamente generar condiciones para que el sector privado venga a operar estas concesiones y también tal vez hacer nuevas inversiones, principalmente en las áreas de recursos naturales. Ahí vienen también reformas a la justicia, varias cosas que que van a necesitar dos tercios en el Congreso, pero inicialmente para prorrogar pagos que se debe por la deuda internacional, contraer nueva deuda con FMI. Será muy importante que estos tres líderes de la oposición estén de acuerdo y se pueda darle viabilidad y sostener al país en una etapa de transición que no va a ser fácil.
-En esa etapa de transición estará el tema de los subsidios a los combustibles. ¿Qué medidas podrían tomar?
Los dos están claramente conscientes de que hay que quitar los subsidios gradualmente. No han dicho la forma específica porque seguramente la van a analizar en la segunda vuelta, y los dos prevén traer plata inicial para abastecer el país unos meses hasta que se vayan quitando los subsidios y la economía se vaya ordenando gradualmente. Hoy hay aproximadamente 2500 millones de dólares que el gobierno ha confiscado a los bolivianos. El grueso de la población boliviana sabe que tiene que venir un ajuste a la subvención de los hidrocarburos. Sabe que va a tener que haber préstamos internacionales y que hacer algunos ajustes fuertes en la economía, como recortes fiscales. No va a ser fácil y requiere un equilibrio muy grande entre lo que se puede hacer para mejorar las condiciones y lo que realmente pase en la calle. La ventaja de Bolivia es que es un país chico, que necesita poca plata para reactivarlo y no es un país violento. La violencia en Bolivia es muy escasa y siempre resolvemos nuestros problemas en el diálogo político o protestando en las calles, pero sin una extrema violencia.
-¿Cuánto esta gastando Bolivia en materia de subsidios a la energía?
En el 2026 vamos a necesitar importar aproximadamente 3200 millones de dólares en gasolina y GLP. Sobre eso, si hablamos en término de dólares, diría que el subsidio está bordeando el cincuenta por ciento. Entonces, habrá una subvención para el próximo año de más o menos 1600 millones de dólares. Eso sí estabilizo el tipo de cambio, ya que la moneda boliviana se siguió devaluando en los últimos meses del presidente Arce. Hay que estabilizar el tipo de cambio, es súper importante para cualquier reforma que se quiera hacer, quitar subsidios y atraer inversiones.
El gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, participaron de la firma de un acuerdo con la compañía FLUXUS formalizando la autorización de cesión de dos concesiones de explotación hidrocarburífera.
Se trata de la concesión de la explotación con objetivos convencionales Centenario (Bloque I y II) y de la concesión de explotación con objetivos no convencionales (CENCH) Centenario Centro, previamente operadas por Pluspetrol S.A.
De parte de la empresa FLUXUS participaron de la firma del acuerdo su CEO, Ricardo Savini, el presidente de FLXS Argentina, Juan Randanne y el director de Operaciones, Jorge Lorenzón.
El ministro Medele relató que FLUXUS ha estado trabajando hace tiempo en la búsqueda de oportunidades para desarrollar hidrocarburos en Neuquén.
“Luego de una larga búsqueda encontraron un yacimiento que les convenía, que les gustaba operativamente, y que también a la provincia le interesaba mucho que ellos adquirieran. Vienen con una experiencia internacional y están buscando crecer no solamente en hidrocarburos, sino que también tienen ambiciones de tomar otras áreas y también quizás ayudarnos a desarrollar otras actividades”, destacó.
Y señaló que “ya con todas las autorizaciones y la aprobación del gobernador, estamos en condiciones de decir que tenemos una nueva operadora en la cuenca neuquina y realmente eso nos llena de orgullo”.
La firma “va a comenzar a operar este año, durante 2025, y lo importante es que ya viene con un plan de trabajo. A todo este periodo también lo usaron para conocer el área, hacer un plan de trabajo, con lo que entendemos que va a ser muy rápida la adaptación”, aseguró Medele.
A su turno, el CEO Ricardo Savini expresó que “estamos muy contentos de llegar a Neuquén. El yacimiento Centenario es un campo histórico para la provincia, para la ciudad, está casi adentro de la ciudad de Neuquén. Y nosotros venimos para invertir muy fuerte, retomar la producción, recuperar pozos y, como decimos, redesarrollar el yacimiento. Vamos a trabajar tanto en el campo convencional como también en Vaca Muerta, porque ahí hay un potencial de Vaca Muerta importante”.
Recordó que se trata del primer activo en Argentina de la empresa. “Hoy somos operadores, somos una empresa brasileña de un grupo privado muy importante en Brasil, que es el grupo J&F. Tenemos operaciones en Bolivia, producimos gas en Bolivia en ese momento. Y a partir del inicio de nuestras operaciones acá, en Centenario, vamos a buscar otras oportunidades en Argentina, especialmente en la provincia más petrolera que es Neuquén”, indicó.
Acerca del acuerdo
El acuerdo -celebrado en los términos de las Leyes Nacionales N° 17.319, 26.197, 27.007, 27.742 y la ley provincial N° 2453- implica la incorporación de un nuevo operador en Vaca Muerta estableciendo un compromiso de inversión inicial de 21,3 millones de dólares, correspondiente a la reactivación de 54 pozos entre los años 2026 y 2027 y al mantenimiento de instalaciones existentes.
Asimismo, establece el abandono de 76 pozos que las empresas cedente y cesionaria han manifestado que no presentan condiciones que permitan considerarlos como activos productivos ni justifican su reactivación.
Uno de los ejes centrales es la puesta en valor de la planta Turboexpander en el área Centenario Centro, que permitirá procesar hidrocarburos localmente y reducir los costos logísticos del abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP), sustituyendo el transporte desde puntos distantes como Bahía Blanca. Esta medida busca optimizar la infraestructura existente, impulsar el desarrollo de proveedores locales y mejorar la competitividad energética provincial.
Respecto de los pagos asociados a la cesión, la empresa deberá abonar en concepto de Responsabilidad Social Empresaria un total de 430.600 dólares y en Impuestos de Sellos la suma aproximada de 169.400 dólares.
Sobre FLUXUS Fluxus es el brazo petrolero de J&F, el mayor grupo económico privado de Brasil con presencia en 190 países. La empresa desarrolla activamente una cartera de producción de petróleo y gas en Latinoamérica, junto a un portafolio exploratorio de alcance global.
La Secretaría de Energía recibió este martes ofertas competitivas y podría adjudicar más de los 500 MW que había previsto inicialmente en la licitación AlmaGBA, la iniciativa destinada a instalar grandes unidades de almacenamiento de energía eléctrica para reforzar el sistema del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La compañía que presentó los precios más competitivos fue Central Puerto, que seguramente se adjudicará dos proyectos, al igual que MSU Energy, Genneia y Coral Energía, una empresa controlada por el grupo Corven.
El pliego licitatorio diseñado por Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), establecía un precio de referencia de US$ 15.000 dólares por MW por mes (US$/MW por mes). En base a eso, el gobierno quería adjudicar 500 MW de almacenamiento a empresas que presenten precios inferiores al 94% de ese valor; es decir, unos US$ 14.100. Como se presentaron varios proyectos por debajo de ese precio, el gobierno podría adjudicar una mayor cantidad de proyectos —medidos en MW— que la prevista inicialmente.
La Secretaría de Energía realizó este martes la apertura de los sobres con las ofertas económicas de AlmaGBA. En total, fueron seleccionadas siete ofertas de las 27 que se habían presentado en la licitación pública.
Fuente: Ayres Renewables
Según un informe elaborado por la consultora Ayres Renewables, que dirige Diego Werner, Central Puerto presentó las ofertas más competivas con dos proyectos; uno por 150 megawatts (MW), con un valor ofertado de 10.161 (US$/MW por mes); y otro por 55 MW en cabeza de Central Costanera —también controlada por Central Puerto—, por 11.147 dólares. Más atrás se ubicaron MSU Green Energy, que presentó una propuesta económica por 11.290 (US$/MW por mes) por un proyecto de 150 MW; y Eólica del Sur, con 11.461 dólares. La intención del gobierno es oficializar a los ganadores del proceso licitatorio el próximo 5 de septiembre.
La iniciativa
En la licitación se habían presentado 15 empresas con 27 ofertas por un total de 1.347 megawatts (MW). Las compañías que más potencia habían ofertado eran MSU Green Energy con 330 MW, Genneia con 170 MW, Central Puerto 150 MW y Sullair Argentina con 144 MW.
La licitación era por un total de hasta 500 MW de potencia de centrales de almacenamiento a fin de para reforzar los nodos críticos del sistema de Edesur y Edenor. Finalmente, la potencia a adjudicar en total fue de 517 MW.
El precio máximo por mes quedó en 12.400 (US$/MW por mes), el precio promedio ponderado en 11.336 (US$/MW por mes), y el precio mínimo en 10.161 (US$/MW por mes). El valor máximo de adjudicación es inferior a los US$ 18.000 dólares que preveía la licitación TerConf que había lanzado la gestión anterior para para sumar generación. Para el área de concesión de Edenor habrá una potencia total de 440 MW y 77 MW serán para Edesur.
El objetivo
Esta iniciativa del gobierno va en línea con el objetivo de reconstituir el funcionamiento del MEM. Esto es así ya que lo que se busca es propiciar la recontractualización entre privados, es decir, distribuidoras y generadoras.
Los contratos de AlmaGBA se llevarán a cabo directamente con las distribuidoras y contarán con el respaldo de Cammesa como garante. En términos reales, la licitación marca un cambio de paradigma puesto que ahora Cammesa ya no será el offtaker (comprador).
Ana Simonato ha sido nombrada Country Manager para Argentina, a partir del 1 de julio. Con base en Buenos Aires, Simonato será responsable de las operaciones de Chevron en el país, donde la empresa opera y posee el bloque El Trapial y tiene una participación no operada del 50 por ciento en las concesiones de Loma Campana y Narambuena.
Simonato cuenta con más de 25 años de trayectoria y amplia experiencia en el negocio de upstream. Comenzó su carrera en Petróleos de Venezuela y luego se unió a Chevron en 2006, donde ha ocupado roles de creciente responsabilidad dentro de los Estados Unidos, como Sponsor de Gestión de Petro-tecnología Empresarial, Gerente General de Tecnología y Servicios Empresariales para el Golfo de América, y varias posiciones de liderazgo en activos no convencionales, incluyendo un rol clave en el equipo de integración de PDC Energy. Simonato es Ingeniera Química de la Universidad Rafael en Venezuela.
“Es un honor asumir este rol de liderazgo en Argentina. Hoy tenemos una posición muy sólida en Vaca Muerta y esperamos que la relevancia de este activo en el portafolio de Chevron crezca en los próximos años”, expresó Simonato. “Estoy muy entusiasmada por la oportunidad de trabajar en Argentina junto a nuestros empleados, socios comerciales, autoridades de gobierno, colegas de la industria y con las comunidades donde operamos para continuar desarrollando el enorme potencial de Vaca Muerta” declaró la ejecutiva.
Acerca de Chevron
Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. Creemos que la energía asequible, confiable y cada vez más limpia es esencial para el progreso humano. En Argentina, Chevron produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria de propiedad total, Chevron Argentina S.R.L. Los intereses de la compañía incluyen la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. Chevron en Argentina opera y posee el bloque El Trapial y también tiene una participación no operada del 50 por ciento en las concesiones de Loma Campana y Narambuena. Mas información sobre Chevron disponible en www.chevron.com.
El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de 7 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia: Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego Fracción A, B, C, D y E.
El acuerdo se firmó en las oficinas de YPF en Buenos Aires, y en la oportunidad, Marín destacó “Quiero agradecer al gobernador de Tierra del Fuego por este acuerdo que es un paso importante para potenciar la producción de hidrocarburos en la provincia, al mismo tiempo que nos da la posibilidad de seguir concentrando los esfuerzos de la compañía en el desarrollo de Vaca Muerta”.
YPF comunicó que mediante este MOU, las partes se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Terra Ignis, la empresa provincial de energía.
“De esta manera, YPF avanza en uno de los pilares estratégicos del “Plan 4×4″ (de reestructuración de actividades) como es el manejo del porfolio de activos que le permite a la compañía reasignar en forma eficiente su capital para el desarrollo de sus proyectos estratégicos que habilitarán exportaciones por 30.000 millones de dólares para 2030”, señaló la empresa de mayoría accionaria estatal.
La petrolera estadodunidense Chevron anunció este martes que Ana Simonato fue nombrada Country Manager para la Argentina, una ingeniera química formada inicialmente en Venezuela, quien inaugura el cargo de la compañía ya que hasta su llegada la conducción de las operaciones en el país formaban parte de la presidencia de Chevron Latinoamérica.
La designación en el cargo tiene vigencia formal desde el 1 de julio, fecha en la cual se dio la salida de Javier La Rosa como presidente de Chevron Latinoamérica, quien pasó a liderar el BAEC – por sus siglas en inglés Base Assets and Emerging Countries (Paises Base y Emergentes)- con sede en la sede central de Chevron en Houston, Estados Unidos.
Con base en Buenos Aires, Simonato será responsable de las operaciones de Chevron en el país, donde la empresa produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria Chevron Argentina. En el país, la que realiza tareas de exploración y desarrollo de recursos no convencionales de la formación Vaca Muerta, donde opera y posee el bloque El Trapial y también tiene una participación no operada del 50% en las concesiones de Loma Campana y Narambuena.
La compañía reseñó que Simonato cuenta con más de 25 años de trayectoria y amplia experiencia en el negocio de upstream. Comenzó su carrera en Petróleos de Venezuela y luego se unió a Chevron en 2006.
Allí ocupó roles de creciente responsabilidad dentro de los Estados Unidos, como Sponsor de Gestión de Petro-tecnología Empresarial, Gerente General de Tecnología y Servicios Empresariales para el Golfo de América, y varias posiciones de liderazgo en activos no convencionales, incluyendo un rol clave en el equipo de integración de PDC Energy.
Formada como Ingeniera Química en la Universidad Rafael, en Venezuela, Simonato expresó que “es un honor asumir este rol de liderazgo en Argentina. Hoy tenemos una posición muy sólida en Vaca Muerta y esperamos que la relevancia de este activo en el portafolio de Chevron crezca en los próximos años”.
“Estoy muy entusiasmada por la oportunidad de trabajar en Argentina junto a nuestros empleados, socios comerciales, autoridades de gobierno, colegas de la industria y con las comunidades donde operamos para continuar desarrollando el enorme potencial de Vaca Muerta”, declaró la ejecutiva.
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La Secretaría de Energía de la Nación y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) abrieron las ofertas económicas (sobres B) de la licitación de 500 MW sistemas de almacenamiento “AlmaGBA” de Argentina.
Energía Estratégica, medio de noticias internacional especializado en el sector renovable, estuvo presente en el Hotel NH City de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, donde se conocieron los precios que propusieron las 14 empresas participantes para los 27 proyectos que compiten.
En términos generales, el precio promedio es de USD 12674 MWmes, con valores mínimos que rozaron los USD 10160 MWmes y máximos de USD 15000 MWmes; es decir que hubo una diferencia de casi un tercio en el precio entre ambos extremos.
Según pudo constatar este portal de noticias, las firmas que mejor se posicionaron con sus propuestas económicas son Central Puerto (ofertas más bajas de toda la licitación), Coral Energía, MSU Green Energy y Rowing, dado los nodos donde participan y ofertas correspondientes.
Si bien resta definirse la adjudicación final en los próximos días (29 de agosto), desde el sector público y privado manifestaron positivismo sobre los resultados de la convocatoriay aseguran que toda la capacidad será adjudicada.
Esto significa que de la potencia mínima (1182,5 MW)y máxima (1346,9 MW) solicitada, repartida en proyectos que van de 10 MW a 150 MW, se adjudicarían los 500 MW disponibles en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires.
Incluso, no se descarta que haya otra convocatoria similar a AlmaGBA a fin de asignar más capacidad en sistemas de almacenamiento de baterías, ya sabiendo el precio ponderado dado en esta oportunidad y la posibilidad de colocar un valor techo en una futura licitación BESS.
“Al haber el doble de potencia ofertada, veremos si la Secretaría de Energía se contenta con asignar 500 MW o si luego habrá una ronda complementaria para aquellos proyectos que no fueran designados”, habían anticipado en diálogo con EnergíaEstratégica.
Es decir que la posibilidad de una ronda adicional no está confirmada, pero se evalúa como una opción si las condiciones del mercado y la calidad de las ofertas así lo permiten.
De todos modos, la adjudicación oficial llegará el viernes 29 de dicho mes y los sistemas BESS que resulten ganadores deberán entrar en operación el 1 de enero de 2027, aunque habrá un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de COD.
A continuación, el detalle de las ofertas económicas:
Cortesía de Aires Renewables
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmó este martes un Memorando de Entendimiento con el gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, para revertir la cesión de las 7 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia. La salida de la petrolera controlada por el Estado Nacional es parte del plan destinado a concentrar su actividad en Vaca Muerta.
“Quiero agradecer al gobernador de Tierra del Fuego por este acuerdo que es un paso importante para potenciar la producción de hidrocarburos en la provincia, al mismo tiempo que nos da la posibilidad de seguir concentrando los esfuerzos de la compañía en el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Marín. Las áreas que revierte son Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego Fracción A, B, C, D y E.
Horacio Marín junto al gobernador Gustavo Melella.
Mediante este MOU, las partes se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Terra Ignis, la empresa provincial de energía creada en junio de 2022 por la Legislatura local, que hasta el momento no opera ningún área.
“Terra Ignis, hasta ahora, es la operadora, pero queremos saber quién es su socio en este proyecto. No se trata de una desesperación, pero sí tenemos ansiedad por conocer a esa empresa y dialogar con ellos para poder informar a los trabajadores con claridad”, aseguró a mediados del mes pasado el secretario general del gremio de petroleros privados, Luis Sosa, luego de mantener una reunión con representantes de YPF y Terra Ignis. En una entrevista con Aire Libre FM también manifestó su preocupación por los puestos de trabajo. “Son entre 450 y 500 trabajadores, contando personal directo de YPF y contratistas. Queremos que todos ellos mantengan sus puestos en el nuevo esquema con Terra Ignis y su socio”, declaró.
–¿Desde YPF o Terra Ignis les comunicaron qué pasará con los trabajadores?, le preguntaron.
–No. No dijeron nada concreto. Pero conocemos cómo se mueve YPF. Estamos atentos, cualquier cosa que ocurra en el campo nos llega. También estamos en contacto con gente de YPF en Buenos Aires.
–¿Hay riesgo de despidos masivos?
–No hablaron de eso. Lo que sabemos es que ofrecen arreglos con el 120% para quienes quieran irse. Pero yo fui claro en la asamblea: no queremos que se vaya ningún trabajador. Algunos quizás decidan irse, pero la mayoría quiere seguir trabajando.
En junio YPF oficializó su salida de Santa Cruz al cederle las diez áreas que controlaba a Fomicruz, la empresa provincial de energía. La semana pasada José Lludgar, Secretario General del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz, aseguró que 1800 petroleros jerárquicos se quedaron sin trabajo en la provincia por la salida de YPF y se estima que en total la medida afectó al menos a 4000 trabajadores.
La compañía informó además el 31 de julio que cerró la primera etapa del Proyecto Andes con la cesión de 28 activos convencionales ubicados en las provincias de Chubut, Mendoza, Neuquén y Río Negro. A su vez, abrió una nueva ronda del Proyecto Andes liderado por el Banco Santander que contempla la cesión de otros 16 bloques tanto operados como no operados.
Las áreas incluidas se encuentran agrupadas en: cluster NOA (Salta), cluster Chachahuen (Mendoza), cluster Malargüe (Mendoza), Agua Salada (Río Negro), Manantiales Behr (Chubut), y cluster MZA No Operado (Mendoza/La Pampa).
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Honduras se encamina a transformar su sistema eléctrico con una licitación de largo plazo que prioriza energías renovables, transparencia y respaldo financiero. El objetivo es cubrir la demanda hasta 2030 y reducir el costo de la energía contratada mediante un modelo de subasta inversa, innovador en la región.
“Las metas estratégicas eran cubrir los requerimientos de energía hasta el año 2030 y además bajar los precios de la energía contratada”, manifestó el ministro de Energía, Erick Tejada, quien también subrayó la necesidad de incrementar el volumen de capacidad firme del sistema eléctrico nacional.
La estructura de la licitación establece una composición del 65% de tecnologías renovables y un 35% de fuentes no renovables, apuntando a una transformación estructural de la matriz energética del país. Un aspecto destacado es la inclusión obligatoria de un 20% de capacidad de almacenamiento, lo cual favorece la competitividad de soluciones renovables con baterías.
“La proporción de almacenamiento requerida era del 20% y las tecnologías renovables en general con almacenamiento iban a poder competir bien”, aseguró Tejada, dejando en claro que el diseño del proceso fomentaba la integración de soluciones limpias y firmes a la vez.
El proceso está a cargo de la consultora Quantum, que implementará una subasta inversa con rondas sucesivas. El esquema incluye un algoritmo de optimización y un software con un oferente virtual que puja a la baja, garantizando un mecanismo competitivo y trazable.
“La ENEE había contratado a la empresa consultora Quantum para que dirigiera el proceso de subasta inversa y rondas sucesivas”, explicó el ministro, quien destacó que “la implementación de un algoritmo de optimización y el software que usaba un oferente virtual que pujaba a la baja en cada ronda, aseguraba que era un mecanismo eficiente para obtener los mejores precios”.
Este modelo, además, está diseñado para garantizar altos estándares de gobernanza. “El sistema era auditable a cada paso, lo que brindaba un soporte de transparencia sólido”, remarcó Tejada.
Desde el punto de vista financiero, el proceso ya cuenta con respaldo concreto: el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) aprobó una línea de crédito de $300 millones para respaldar los contratos adjudicados.
“El financiamiento ya estaba asegurado y era una doble garantía —además de la soberana— para respaldar los pagos de la licitación”, enfatizó el titular de Energía.
El cronograma establecido para la licitación es referencial, ya que —como es habitual en este tipo de procesos— se realizan aclaraciones, consultas y enmiendas que ajustan los plazos. Por eso, la estrategia apunta a asegurar tiempo suficiente para que los oferentes preparen sus propuestas de forma robusta. “Era importante dejar un buen margen de tiempo para que las empresas prepararan sus ofertas”, afirmó el ministro.
En un contexto político de transición, Tejada también resaltó la relevancia de que el proceso trascienda el cambio de gobierno. “La licitación iba a ser responsabilidad compartida entre el gobierno saliente y el entrante. El proceso era tan transparente y bien llevado que sería importante que existiera la continuidad”, advirtió.
El marco normativo también se actualiza para dar paso a procesos ágiles. Recientemente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) emitió un reglamento que habilita mecanismos de contratación rápida.
“Hace poco la CREE emitió un reglamento para licitaciones cortas de compra de potencia y energía”, confirmó Tejada. Y adelantó que “era probable que en este año se saliera con una licitación corta para ampliar capacidad renovable y además traer plantas del mercado de oportunidad al mercado de contratos.”
Esta licitación de largo plazo no solo apunta a robustecer el sistema eléctrico de Honduras con más capacidad firme y precios más competitivos, sino que marca una hoja de ruta para un desarrollo sostenible, con foco en renovables, innovación y transparencia.
La decisión del Gobierno dominicano de incluir el almacenamiento como requisito obligatorio en la próxima licitación de renovablesrepresentó, para ASOFER, un punto de inflexión en la transformación energética del país. Alfonso Rodríguez, presidente de la asociación, sostuvo que la medida respondía a una necesidad urgente de integración eficiente de las renovables, y destacó que “la inclusión obligatoria de almacenamiento respondía directamente a la necesidad urgente de integrar más renovables de forma eficiente y segura”.
En esa línea, Rodríguez remarcó la importancia de la resolución SIE-136-2024, impulsada por la Superintendencia de Electricidad, la cual habilitó servicios de regulación mediante sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems). A su juicio, “esta decisión no solo optimizaba el uso de la energía generada, sino que marcaba un antes y un después en la forma en que concebíamos el sistema eléctrico nacional: más resiliente, más limpio y más competitivo”.
ASOFER consideró que el diseño final de la licitación sería determinante para maximizar su impacto. “Si la licitación permitía que los sistemas de energías renovables con almacenamiento compitieran de acuerdo a sus características óptimas y los servicios que podían prestar, el resultado sería extraordinario”, afirmó Rodríguez. No obstante, advirtió que “en el caso de que se adaptaran a la operación de una máquina térmica, quizá no lográbamos exprimir todo el jugo a esta licitación”.
Desde la asociación también valoraron de forma positiva el cronograma oficial, las nuevas regulaciones técnicas y la reciente infraestructura de transmisión, aunque plantearon ajustes clave para garantizar el éxito.
“El cronograma era ambicioso, y eso era exactamente lo que el país necesitaba: un futuro más sostenible, hoy”, expresó el presidente de ASOFER. Aunque respaldaron el plan, insistieron en que debía ir acompañado de avances concretos en infraestructura, regulación y operación. “Hoy, por ejemplo, se estaba produciendo curtailment o limitación de vertimiento de energía de proyectos de energía renovable en operación, en detrimento de la caja de las distribuidoras y de los proyectos de generación renovable”, señaló Rodríguez.
La resolución CNE-AD-0005-2024 fue identificada como un punto de inflexión. “Fue un catalizador de innovación. ASOFER observó un claro aumento en el interés por proyectos híbridos”, explicó. Además, empresas con plantas operativas evaluaban integrar BESS para mejorar su rentabilidad y prestar servicios de regulación. “Los sistemas BESS no solo cumplían con la normativa, sino que protegían la rentabilidad a largo plazo”, aseguró Rodríguez.
Respecto a los requerimientos técnicos —50% de potencia instalada y cuatro horas de duración para los BESS—, desde ASOFER los consideraron un buen punto de partida, pero no definitivos. “No podíamos aplicar criterios térmicos a soluciones renovables”, subrayó el ejecutivo. Para la asociación, era clave que las regulaciones se ajustaran según tecnología y ubicación. “Adaptar la regulación a estas realidades permitiría una operación más eficiente, evitaría sobrecostos y maximizaría los beneficios para todos los usuarios”.
Rodríguez insistió en que el país debía avanzar hacia una regulación moderna y flexible. “Teníamos ante nosotros la oportunidad de construir un marco regulatorio moderno, flexible y alineado con las mejores prácticas internacionales de hoy”, afirmó. En este marco, planteó como necesario avanzar hacia la liberalización del negocio y la prestación de servicios conforme a los mercados que establezca la SIE.
Desafíos, industria nacional y una infraestructura que acompaña
Los retos técnicos aún eran considerables. “Entre los retos destacaban los costos iniciales, la necesidad de una regulación más ágil, limitaciones en transmisión y la formación técnica local”, indicó Rodríguez. Aun así, vio más oportunidades que obstáculos. “Los sistemas BESS abrían nuevas fuentes de ingresos, como son la potencia, regulación de frecuencia y tensión, servicios auxiliares y otros posibles, que podían ser más competitivos que las soluciones tradicionales”, expresó.
Desde ASOFER estaban trabajando en programas de capacitación, incentivos financieros y propuestas regulatorias para abordar estas barreras. La asociación también vio esta licitación como una oportunidad histórica para dinamizar la industria nacional. “Hoy, más que nunca, debíamos apostar por el contenido local: técnicos especializados, proveedores nacionales, cadenas de valor robustas”, remarcó Rodríguez.
En esa línea, ASOFER colaboraba activamente con INFOTEP e ITLA para capacitar talento en energías renovables y almacenamiento. “Esta licitación sería un catalizador para el desarrollo industrial, y ASOFER estaba lista para liderar ese proceso junto a sus asociados”, sostuvo.
Por último, la reciente entrada en operación de la línea de 345 kV en Montecristi también fue interpretada como un paso fundamental para garantizar la evacuación de energía desde la Zona Noroeste, estratégica para el crecimiento renovable. “Fue una inversión estratégica que fortalecía la capacidad de evacuación desde una región clave para la generación renovable”, afirmó Rodríguez.
Además, la asociación trabajaba junto a ETED para facilitar el acceso a financiamiento y explorar el uso de BESS en transmisión. “Estas tecnologías permitían acelerar la implementación de mejoras, reducir costos y aumentar la eficiencia”, concluyó.
La candidata presidencial de Unidad por Chile, Jeannette Jara, presentó los lineamientos programáticos que llevará a la primera vuelta. En un documento que destaca la transformación energética como oportunidad de desarrollo nacional, Jara propone posicionar a los sistemas de almacenamiento con baterías como uno de los pilares estructurales de su política energética.
“Chile es un país líder en materia de transformación y descarbonización de la matriz de generación eléctrica, y tiene una oportunidad histórica para posicionarse a la vanguardia mundial en la materia”, menciona el documento.
En el corazón de su propuesta energética se encuentra la implementación acelerada de sistemas BESS para aprovechar de forma eficiente el potencial solar del país, particularmente en horario nocturno, desplazando así a los combustibles fósiles.
“Alcanzaremos los 6 GW al año 2028 y crearemos las condiciones de mercado necesarias para que, al 2030, el 20% de la capacidad instalada cuente con almacenamiento”, afirma los lineamientos de la exministra del Trabajo y Previsión Social, quien resultó ganadora de las primarias frente a Carolina Tohá y Gonzalo Winter.
Según la candidatura, este despliegue no solo contribuirá de manera sustancial a la reducción de emisiones, sino que también permitirá una baja estructural en los precios de la electricidad, generando beneficios directos para sectores residenciales e industriales.
En línea con esta estrategia, la visión de Jara apunta a un nuevo ciclo de crecimiento con orientación exportadora, sustentado en el desarrollo de la economía digital, los encadenamientos productivos y la diversificación de la matriz productiva. Recursos clave como el litio y el cobre —fundamentales para la manufactura de baterías— son considerados activos estratégicos para posicionar a Chile como un actor global de la transición energética.
Asimismo, el programa presidencial dedica un capítulo especial al hidrógeno verde, al que define como una industria fundamental para reemplazar el uso de combustibles fósiles en procesos productivos intensivos. De manera que se proyecta que Chile pueda convertirse en potencia exportadora de derivados del H2, en base a una cartera de inversiones proyectada en decenas de miles de millones de dólares para la próxima década.
El foco se concentrará en las regiones de Magallanes y Antofagasta, donde ya existe un ecosistema incipiente para el desarrollo de esta tecnología. Para ello, se ejecutará el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, con medidas iniciales orientadas a generación de capital humano e infraestructura habilitante.
Oficina Presidencial para destrabar inversiones
Para lograr que estas transformaciones se materialicen, la propuesta contempla la creación de una Oficina Presidencial de Proyectos Estratégicos, encargada de coordinar y articular inversiones públicas y privadas de alto impacto.
unidad trabajará con los equipos de seguimiento de los ministerios de Energía, Minería, Obras Públicas, Vivienda, Economía y Trabajo, y tendrá como funciones centrales destrabar cuellos de botella, gestionar la provisión de insumos críticos y emitir instructivos presidenciales para acelerar tramitaciones prioritarias en las distintas agencias del Estado.
HIF Global avanza en Uruguay con el desarrollo de un complejo integrado de generación renovable, infraestructura eléctrica y producción de e-combustibles, en alianza con Alcoholes del Uruguay (ALUR), empresa estatal dependiente de ANCAP.
El proyecto se localiza en las inmediaciones de la ciudad de Paysandú y apunta a convertir la región en un centro estratégico de generación de combustibles sintéticos. A su vez, el complejo tendrá una estructura modular y se dividirá en cuatro fases, siendo la primera de ellas capaz de producir 150000 toneladas anuales de e-fuels, utilizando hidrógeno verde generado por electrólisis y CO₂ biogénico capturado de la planta de etanol de ALUR.
“Estamos actualmente negociando con UTE la provisión de energía”, explicó Pablo Montes Goitia, responsable de las áreas de Ambiente y Comunidades de HIF en Uruguay, durante un evento organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER).
“Como generación adicional desarrollaremos dos parques renovables, también modulares. El parque eólico Elena, ubicado en el centro del departamento de Paysandú, estará compuesto por tres fases de 377 MW de capacidad cada una, destinada a la electrólisis para las fases sucesivas, y que en total tendrá 1131 MW de potencia”, agregó.
En paralelo, se desarrollará el parque solar fotovoltaico Lucía, que aportará 921 MW, también fraccionado en tres fases de 307 MW y, por ende, HIF Uruguay sumará poco más de 2 GW de generación ERNC para producir H2V.
El proyecto también contempla la construcción de 160 kilómetros de infraestructura eléctrica clave para su viabilidad. Se desarrollarán dos líneas de transmisión: una de 50 km que conectará la planta con la subestación San Javier, para integrarse al sistema interconectado nacional, y otra de 110 km que unirá directamente los parques renovables con la planta de e-combustibles, ubicada a 15 km al norte de Paysandú.
Por otro lado, HIF llevó adelante un rediseño de planta basado en criterios de reingeniería que permitió reducir el área ocupada en un 35%, a través de la incorporación de nuevas tecnologías y mejoras en el layout general.
Este ajuste permitió también aumentar en un 60% la superficie de reserva ecológica, pasando de 160 a 260 hectáreas que rodean la instalación y, a su vez, reducir en un 70% el área de monte nativo potencialmente afectado.
Distribución geográfica de los proyectos
Cronograma y próximos hitos
El cronograma de implementación tiene fechas clave. El primer gran avance regulatorio se concretó con la adjudicación a HIF, a través de un proceso licitatorio, del suministro de 150000 toneladas por año de CO₂ biogénico por parte de ALUR.
La compañía espera alcanzar la decisión final de inversión (DFI) del primer módulo durante 2025, para dar inicio a la construcción en el segundo semestre de 2026.
“HIF desarrollará más de 2GW de energía renovable (eólica y solar) con el apoyo de empresas constructoras locales. Para ello está previsto que la ingeniería básica esté terminada en 2025, mientras que la evaluación de impacto ambiental de permisos está avanzando y se espera su aprobación para inicios de 2026”, indicó Pablo Montes Goitia.
La entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico (LESE) en marzo de 2025 marca un punto de inflexión para el mercado mexicano. La nueva regulación, acompañada de un paquete de reglamentos secundarios que aún no fueron publicados, mantiene la prevalencia del Estado en actividades estratégicas, pero abre espacios a los privados. Para Alberto Vázquez Hernández, consultor en proyectos energéticos, aseguró que estos cambios generan un escenario en el que las compañías deben revisar su portafolio y redefinir cómo participan en el mercado.
“Durante el 2021 al 2023 se presentó un estancamiento y un retroceso debido a pausas y cambios en el marco regulatorio que generaron incertidumbre. Las reglas dejaron de ser claras y las empresas debieron replantear sus estrategias para no caer en incumplimientos”, advirtió Vázquez Hernández diálogo con Energía Estratégica.
Frente al contexto actual de cambios regulatorios, la adaptación es la única alternativa: “Antes se vendía al gobierno mediante subastas, ahora puedes buscar otras opciones para colocar tu energía. El reto es adaptar la logística y cumplir las regulaciones para hacerlo viable”, señaló.
Según el especialista, el sector privado ya suma 23 GW de capacidad, equivalentes al 32% del total nacional, y planea invertir 5.000 millones de dólares entre 2025 y 2027. Esa magnitud de capital obliga a diversificar. “Una empresa puede decidir vender activos, asociarse o migrar a contratos privados. Lo importante es evaluar qué estrategia permite sostenerse en el mercado”, apuntó.
Un ejemplo de esta reconfiguración es la salida deIberdrola del mercado mexicanoy la venta de sus activos a Cox Energy por 4.200 millones de dólares, que incluye 15 plantas con 2.600 mw de capacidad entre renovables, ciclos combinados y cogeneración. Con esta operación, la compañía emerge como uno de los principales actores privados en operación, con un plan de inyectar 10.700 millones de dólares adicionales.Para Vázquez Hernández, estos movimientos reflejan la necesidad de que las empresas tomen decisiones estratégicas rápidas ante un marco regulatorio cambiante y con mayores exigencias de cumplimiento.
En paralelo a la reconfiguración empresarial, el sistema enfrenta una presión creciente de la demanda eléctrica, la cual aumenta un 2,9% anual, y mientras la capacidad instalada en 2023 era de 90.000 MW, el sistema requería más de 110.000 MW para cubrir la demanda real. El consumo pasará de 351.000 GWh en 2023 a 435.000 GWh en 2030, lo que convierte en urgente acelerar inversiones y destrabar permisos de conexión. “Hay muchos proyectos que están detenidos por cuestiones nomás de los permisos de conexión. El operador ya invirtió y ahora no sabe cómo va a operar”, señaló Vázquez Hernández.
El nearshoring agrega presión sobre el sistema eléctrico, especialmente en el norte y en regiones aisladas como Yucatán y Baja California. “Hay regiones que demandan mucho más energía y ahí las empresas deben evaluar no solo dónde generar, sino cómo almacenar y distribuir”, agregó el consultor. Tecnologías de almacenamiento como aire comprimido o bombeo hidráulico comienzan a ser parte de la estrategia corporativa.
Sin embargo, la transmisión sigue siendo el mayor obstáculo. El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024–2038 estima que México debe construir 15.000 kilómetros de nuevas líneas y modernizar buena parte de las existentes para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al 2030. Sin esa infraestructura, la expansión quedará limitada.
En este contexto, la generación distribuida emerge como un espacio dinámico de expansión. En 2024 se incorporó más de 1 GW, alcanzando 4,4 GW históricos y un crecimiento interanual del 48,4%. “En generación distribuida no tienes las mismas restricciones de transmisión o conexión que en gran escala. El límite por proyecto permite avanzar más rápido, aunque no sustituye la capacidad que demanda el país”, subrayó Vázquez Hernández. Cabe recordar que la nueva regulación también habilita modelos de autoconsumo de hasta 20 MW, ampliando las posibilidades para privados y consumidores.
En este sentido, el consultor aseguró que las empresas privadas no solo deberán enfocarse en generar energía, sino también en servicios adicionales como eficiencia energética, gestión de consumos, almacenamiento y respaldo. La nueva regulación obliga a un rediseño profundo: de actores que dependían de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como único comprador, a empresas que negocian contratos privados, diversifican clientes y amplían su cartera con servicios complementarios.
La metamorfosis regulatoria en México está reconfigurando el mapa del sector privado. Y, como advierte Vázquez Hernández, el futuro dependerá de cómo los inversionistas logren adaptarse a un mercado que cambia de reglas.
Brasil se prepara para ingresar en la era de la energía eólica marina, y la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) ya traza una hoja de ruta concreta.
El cronograma proyectado augura la realización de una primera subasta de cesión de áreas offshore en 2026 y la entrada en operación de los primeros parques offshore después de 2030. Así lo anticipó la presidenta ejecutiva de la entidad, Elbia Gannoum, quien además resaltó la importancia de iniciar cuanto antes el debate técnico, normativo y estratégico.
“La eólica offshore está en un escenario posterior a 2030, quizá en 2032. Pero se debe debatir ahora para llegar a la vanguardia”, sostuvo Gannoum durante el encuentro “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, organizado por FES
El Poder Ejecutivo trabaja actualmente en la reglamentación de la ley de eólica offshore, lo que implicará la publicación de un decreto y ordenanzas específicas. Una vez finalizado ese proceso, se espera una subasta para la cesión de uso del mar, seguida por la obtención de licencias ambientales y la estructuración de los contratos y financiamiento de los proyectos.
“Si imaginamos una subasta en 2026, más otros tres años para la licencia hasta 2029 y la búsqueda del PPA y la construcción del proyecto, hablamos para luego del 2030”, puntualizó la referente de ABEEólica.
El cronograma coincide con las últimas decisiones del Ministerio de Minas y Energía (MME), que en julio publicó una ordenanza clave para abrir una consulta pública. El objetivo es recibir contribuciones sobre la metodología de selección de áreas destinadas a la generación offshore, un paso fundamental hacia la planificación estratégica de los futuros desarrollos.
El proceso contempla la delimitación de zonas marítimas o “prismas” que podrán licitarse bajo esquemas de oferta permanente o planificada. Además, los proyectos deberán cumplir con requisitos ambientales y técnicos, asegurar la compatibilidad con otras actividades marítimas y contemplar compensaciones económicas a comunidades costeras.
Por otro lado, la competitividad de la energía eólica offshore crece de la mano de una fuerte baja de costos a nivel internacional, a tal punto que, según Gannoum, en los últimos cuatro años, el coste de los servicios offshore ha caído “alrededor de un 40%, porque el mundo está invirtiendo fuertemente en ellos, principalmente China”.
Esta dinámica se combina con una creciente ganancia de escala, que genera condiciones más atractivas para proyectos a largo plazo. A partir de 2030, Brasil espera una “rampa de consumo elevada” vinculada al crecimiento de data centers, industrias electrointensivas y tecnologías como el hidrógeno verde.
“Será una reanudación del sector con crecimiento de una demanda en GW de capacidad”, estimó la ejecutiva. Y uno de los elementos estructurales del nuevo ciclo será el cambio en la forma de contratación de energía. Gannoum explica que, actualmente, la energía se vende en el mercado libre, y que el modelo tradicional de subastas públicas ha quedado atrás.
“Hoy en día, ya no hay subastas en Brasil. Los proyectos de eólica offshore tendrán contratos PPA como las demás fuentes. No veo ese escenario de subastas públicas”, afirmó. Por lo que, los futuros desarrollos se financiarán mediante contratos bilaterales en el mercado libre, lo cual requerirá una mayor sofisticación técnica, jurídica y financiera por parte de los desarrolladores.
Un sector en crisis que busca reactivarse
La visión a futuro contrasta con la situación actual del mercado eléctrico brasileño. Gannoum advierte que el país atraviesa una crisis, con una fuerte desaceleración de nuevos desarrollos debido a la falta de contratos y ventas firmadas.
A este contexto se suma la incapacidad del mercado para absorber todo el potencial de inversión existente. Situación que genera un freno estructural que exige respuestas urgentes y planificación de mediano y largo plazo.
“Estamos viviendo una verdadera crisis. Pero avizoramos que, en un horizonte de dos o tres años, saldremos de este valle y notaremos una reanudación en el crecimiento de esta industria”, proyectó.
Y uno de los puntos centrales para resolver la actual coyuntura es el cambio regulatorio y legal, que sigue pendiente pese a que el sector eléctrico brasileño no ha tenido una gran reforma desde hace más de dos décadas.
“Sentimos una carencia de cambio regulatorio. Eso explica la lluvia de medidas provisionales que hay en el Congreso, considerando que la gran reforma que experimentó el sector eléctrico ya tiene 21 años”, denuncia Gannoum.
Esta falta de actualización normativa representa un cuello de botella para atraer nuevas inversiones, diversificar la matriz energética y consolidar una transición energética robusta en el país.
En Colombia, el impulso hacia una transición energética más acelerada se enfrenta a múltiples retos: alcanzar para 2030 un 12% de capacidad instalada en FNCER, mejorar la flexibilidad del sistema y diversificar la matriz para reducir la vulnerabilidad a fenómenos como El Niño.
Las demoras en licenciamientos ambientales, la falta de infraestructura de transmisión y la compleja interacción con comunidades en zonas de alto potencial renovable siguen siendo factores críticos.
Para los generadores, la IA ofrece ventajas estratégicas: desde la programación óptima de la producción y el despacho inteligente hasta la predicción de precios y curvas de demanda, incorporando variables climáticas, disponibilidad de recursos y condiciones de mercado.
Estas capacidades permiten maximizar ingresos, reducir penalidades por desbalances y aprovechar oportunidades en mercados intradiarios. También facilitan la detección temprana de anomalías en el consumo o en el desempeño de equipos, lo que reduce riesgos operativos.
“Cada vez las compañías son más conscientes de que la inteligencia artificial viene a cambiar las industrias, en particular el sector eléctrico. Va a haber una curva exponencial en el uso y adquisición de estas herramientas”, afirma Elkin Medina, CEO de MVM Global.
En diálogo con Energía Estratégica, el directivo detalla que la IA puede recomendar “los mejores momentos y qué tipo de energía utilizar y cuáles son las horas de producción más óptimas, o qué máquinas utilizar en qué momento, de acuerdo a los costos de energía”. Este enfoque, señala, no se limita a la reducción de consumo, sino que integra métricas que relacionan la eficiencia con la producción real.
El próximo mercado eléctrico andino de corto plazo entre Colombia, Ecuador y Perú, previsto para 2026, amplificará la necesidad de estas herramientas, al permitir transacciones más ágiles y el aprovechamiento de diferenciales de precio regionales.
En un sector que avanza hacia una operación más dinámica y descentralizada, la IA se perfila como un pilar para una gestión energética más estratégica, flexible y competitiva.
La empresa Glencore anunció su pedido de adhesión de sus proyectos mineros El Pachón y Agua Rica, de los cuales es propietario en un 100 %, al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (“RIGI”), con una inversión de capital prevista de U$S 4.000 millones para el desarrollo de Agua Rica, y U$S 9.500 millones para el desarrollo de El Pachón (Fase 1) durante la próxima década.
Promovido por el gobierno y aprobado en 2024, el RIGI dispone una serie de beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios para inversiones que superen el mínimo de U$S 200 millones.
El proyecto El Pachón es un yacimiento de cobre y molibdeno a gran escala ubicado en la provincia de San Juan. Actualmente, el proyecto cuenta con recursos minerales medidos, indicados e inferidos estimados en aproximadamente 6.000 millones de toneladas de mineral, con leyes promedio de 0,43 % de cobre, 2,2 g/t de plata y 130 g/t de molibdeno.
El Proyecto Agua Rica es un yacimiento a gran escala de cobre, oro, plata y molibdeno ubicado en la provincia de Catamarca. El Proyecto cuenta con recursos minerales medidos e indicados estimados en aproximadamente 1.200 millones de toneladas de mineral, con leyes medias de 0,47 % de cobre, 0,20 g/t de oro, 3,40 g/t de plata y 0,03% g/t de molibdeno. El proyecto tiene previsto utilizar las instalaciones de Alumbrera, ubicadas a 35 km del yacimiento de Agua Rica, para procesar el mineral, dando lugar al proyecto MARA.
Gary Nagle, CEO de Glencore, comentó que “se espera que los Proyectos combinados generen más de 10.000 puestos de trabajo directos durante la fase de construcción y más de 2.500 puestos de trabajo directos durante la fase operativa. Una vez que las solicitudes de adhesión hayan recibido su aprobación por parte de las autoridades relevantes, los Proyectos tendrán acceso a un marco económico de inversión atractiva y a largo plazo, así como a una mayor protección para los inversores”.
Nagle destacó respecto del RIGI que “Este marco ha transformado el panorama de la inversión en Argentina, actuando como un catalizador clave para atraer importantes inversiones extranjeras al país. La presentación de hoy constituye un paso significativo hacia el desarrollo de El Pachón y Agua Rica. Refuerza nuestro compromiso de larga data con Argentina, país en el que hemos sido inversor durante más de dos décadas”.
“Esperamos continuar trabajando con el gobierno nacional y las respectivas administraciones de San Juan y Catamarca para hacer realidad estos proyectos y afianzar la posición de la Argentina como una de las principales jurisdicciones mineras del mundo”, agregó.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó que “La estimación actual de inversión de capital para El Pachón (Fase 1) oscila entre U$S 8.500 y U$S 10.500 millones, mientras que para Agua Rica está entre U$S 3.500 y U$S 4.500 millones. Para efectos de la solicitud de adhesión al RIGI se toma como estimación de capital el punto medio de los rangos”.
Glencore puntualizó que es “una de las mayores empresas productoras y comercializadoras de recursos naturales diversificados del mundo. A través de una red de activos, clientes y proveedores producimos, procesamos, reciclamos, nos abastecemos, comercializamos y distribuimos las materias primas que permiten la descarbonización, satisfaciendo a la vez las necesidades energéticas actuales”.
“Los clientes de Glencore son consumidores industriales, como los de los sectores automovilístico, siderúrgico, de generación de energía, de fabricación de baterías y petróleo. “También proporcionamos financiación, logística y otros servicios a productores y consumidores de productos básicos”, describió la empresa con sede en Suiza.
El Estado argentino obtuvo dos fallos favorables en la disputa que mantiene con los fondos Burford Capital y Eton Park por la expropiación de la petrolera concretada en 2012. El viernes la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York aceptó la solicitud de la Argentina y suspendió hasta que se resuelvan las apelaciones la orden que obligaba a entregar el 51% de las acciones de la petrolera. A su vez, este lunes la Justicia de Irlanda rechazó el pedido de ejecutar en ese país el fallo de la jueza Loretta Preska, solicitado por Burford Capital y Eaton Park.
Preska ordenó el pasado 30 de junio al Estado argentino entregar el 51% de las acciones de YPF a los fondos demandantes como forma de pago de la sentencia de primera instancia, que fijó una indemnización de US$ 16.100 millones más intereses.
A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia, como la que dictó la jueza Preska el 15 de septiembre de 2023, sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele, salvo que el demandado solicite una suspensión de ejecución (“stay of execution”). Normalmente, para ello debe presentar una garantía («supersedeas bond») que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.
Argentina no obtuvo un stay y Preska había ordenado entonces la entrega de las acciones. Sin embargo, la defensa argentina apeló la orden y obtuvo un fallo favorable en segunda instancia.
“Esta decisión garantiza que la República Argentina conserve la participación mayoritaria del Estado en la compañía mientras avanza la apelación, constituyendo un paso decisivo en la defensa de un activo estratégico y de los intereses de todos los argentinos”, sostuvo la Procuración del Tesoro.
Sobre la cuestión de fondo la Cámara ya fijó una audiencia para la semana del 27 de octubre. Tras esa audiencia, estará en condiciones de resolver la apelación, aunque no tiene plazo para hacerlo. En lo que respecta al pedido de entrega de las acciones, el tribunal de segunda instancia dispuso que la defensa argentina presente sus argumentos el 25 de septiembre. Hasta esa fecha, se mantendrá suspendida la orden de entrega de las acciones.
El fallo de la Justicia de Irlanda
Burford Capital y Eaton Park se habían presentado de modo paralelo ante la Justicia de Irlanda solicitando ejecutar en ese país el fallo de Preska, pero este lunes el pedido fue rechazado.
En un documento de 77 páginas, la jueza Eileen Roberts, del Tribunal Comercial irlandés, frenó el intento de ejecución en Dublín de la sentencia dictada en Nueva York al asegurar que no hay activos ejecutables de la Argentina en Irlanda, más allá de inmuebles diplomáticos y cuentas oficiales que son inmunes, ni perspectivas razonables de que los haya, de modo que no existe un “beneficio práctico” que justifique litigar allí.
“Este Gobierno, bajo el liderazgo del presidente Javier Milei, continuará defendiendo con firmeza y decisión los intereses nacionales. Este fallo confirma la solidez de la defensa técnica desplegada y nuestro compromiso con la protección de los activos estratégicos de la Nación”, afirmó la Procuración del Tesoro al comunicar el resultado del fallo.
Ambos fondos promovieron acciones similares en otras seis jurisdicciones extranjeras para intentar cobrar. Se presentaron en el Reino Unido y Francia, donde ya hubo audiencias por el tema, aunque sin una resolución aún. También fueron a los tribunales de Luxemburgo, Australia, Canadá y Chipre.
En el marco de su plan de actualización y mejora de la infraestructura gasífera, Camuzzi inicia en la ciudad de Bragado una obra clave de renovación de la red, que demandará una inversión de $ 4.190 millones y un plazo de ejecución estimado de 10 meses.
El proyecto, a cargo de la empresa contratista Cosugas, contempla el reemplazo de un importante segmento de la antigua red de acero por modernas cañerías de polietileno, que ofrecen mayor seguridad y confiablidad operativa.
En total, se renovarán 19.200 metros de red, en un radio determinado por las calles Moya, Rivadavia, El Pampero y San Martín. Además, se actualizarán las vinculaciones a la red de 1.168 viviendas, denominadas técnicamente “servicio”.
A los efectos de reducir al máximo posible los inconvenientes en la vida cotidiana de los habitantes de la ciudad, se utilizará el sistema de tunelera inteligente que reduce significativamente la necesidad de hacer pozos y movimientos de tierra de envergadura, como así también de intervenir en la vía pública con maquinaria más pesada, acelerando los plazos promedio que conllevan este tipo de obras bajo metodologías constructivas tradicionales.
Durante toda la obra, las zonas intervenidas estarán debidamente señalizadas y valladas, y se garantizará el acceso seguro a todos los domicilios.
La nueva obra se suma a otra recientemente finalizada en la localidad, que consistió en la renovación del sistema de odorización, que requirió una inversión adicional superior a los $ 210 millones. Este equipamiento es el encargado de incorporar al gas natural un aditivo especial que le otorga su característico olor, permitiendo que los usuarios puedan detectarlo rápidamente en caso de pérdidas.
De esta manera, Camuzzi reafirma su compromiso con la seguridad y calidad del servicio de distribución que ofrece a los vecinos de Bragado y a todos los usuarios de su extensa área de concesión.
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45 % del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
La petrolera GeoPark confirmó su retorno a Vaca Muerta con un plan de inversión que podría alcanzar hasta US$ 500 millones, en una estrategia que busca consolidar su expansión regional y reposicionarse como jugador relevante en la industria energética argentina.
El anuncio fue realizado por el nuevo CEO de la compañía, Felipe Bayón, quien subrayó que el objetivo es duplicar las reservas probadas y probables, actualmente en 84 millones de barriles, con un potencial de entre 50 y 80 millones de barriles adicionales en la formación neuquina.
“Volver a Vaca Muerta no es solo una decisión geográfica: es estratégica. Apostamos por una formación con potencial probado y por un país que tiene la capacidad de convertirse en un actor energético global”, señaló James F. Park, CEO de GeoPark.
GeoPark tuvo presencia en Vaca Muerta hasta 2021, cuando decidió vender sus activos. En 2024 intentó regresar a través de un acuerdo con Phoenix Global Resources por US$ 320 millones, pero la falta de aprobación regulatoria en Neuquén frustró la iniciativa.
En paralelo, GeoPark reportó resultados financieros sólidos en el segundo trimestre de 2025. A pesar de una caída de 6% en la producción y precios de realización 9% más bajos, alcanzó un EBITDA de US$ 71,5 millones con un margen del 60%
Este movimiento se articula también con el proyecto Argentina LNG, que busca exportar gas de Vaca Muerta al mercado global. La incorporación de GeoPark como socio estratégico podría contribuir a fortalecer la capacidad exportadora del país.
Aunque aún no se precisó qué bloques serán su foco, trascendió que GeoPark está en etapas avanzadas de negociación con socios locales para participar en áreas productivas dentro de la Cuenca Neuquina.
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa se movilizará este jueves a la Cámara de Diputados de La Pampa en el marco del tratamiento que recibirá el proyecto de Ley Medanito, un área que es operada por PCR y su concesión es vital para el entramado económico de la provincia.
La marcha fue confirmada por el secretario general del gremio de los petroleros, Marcelo Rucci, quien se mostró muy molesto por la dilación en la Legislatura a partir del proyecto que envió el Ejecutivo provincial.
“No se trata de si va a continuar PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia, actual concesionaria de la zona) o quién va a continuar. Se trata de que se saque a licitación un área que, por cuestiones que no termino de entender, se ha dilatado muchísimo. Porque esto no solo perjudica a los municipios en la coparticipación, sino también a los trabajadores, con quienes acordamos con la empresa que hoy explota el yacimiento que no haya despidos y mantener a algunos compañeros provisoriamente hasta que esto salga”, resaltó Rucci en un comunicado de prensa.
“Apostamos a la responsabilidad que tienen los legisladores y el Gobierno de La Pampa, porque acá se está en una discusión que no tiene sentido. Se habla de un data room que va a decir lo mismo que nosotros: no hay misterios, son yacimientos maduros con gran posibilidad de recuperación secundaria y terciaria, y con potencial todavía importante. Si esto se sigue dilatando, quedarán trabajadores en la calle, municipios en condiciones desfavorables, no habrá inversión y nos terminarán echando gente a la calle”, advirtió Rucci.
Se espera una multitudinaria marcha que contará con el apoyo de los vecinos de la localidad de 25, del Sindicato de Camioneros, y del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa.
El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó este lunes una inversión minera por US$ 13.300 millones en las provincias de San Juan y Catamarca.
“Glencore, una de las empresas mineras más importantes del mundo, presentó hoy dos nuevos proyectos de minería de cobre al RIGI: Pachón, en la provincia de San Juan, y Minera Agua Rica, en Catamarca”, señaló el jefe del Palacio de Hacienda en un posteo en redes sociales.
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Glencore, una de las empresas mineras más importantes del mundo, presentó hoy dos nuevos proyectos de minería de cobre al RIGI: Pachón, en la provincia de San Juan, y Minera Agua Rica, en Catamarca. Estos proyectos implican una inversión conjunta de USD13.300…
Caputo indicó que “estos proyectos implican una inversión conjunta de US$13.300 millones”. “Con esto, ya se presentaron al RIGI 20 proyectos en distintos sectores industriales por más de USD33.600 millones”, completó el ministro.
Tras meses de negociaciones, el Gobierno nacional logró un acuerdo con las provincias de Neuquén y Río Negro, lo que permitió destrabar un paso fundamental para la reprivatización de cuatro represas hidroeléctricas en el Comahue.
Según lo pactado, el Ejecutivo nacional se aseguró la administración de los recursos hídricos y el canon que recibirán esas jurisdicciones por la generación de energía eléctrica de las centrales. Como consecuencia, en los próximos días se abrirá el proceso de licitación nacional e internacional para operarlas durante 30 años, en el que se espera una recaudación de 500 millones de dólares.
El ministro de Economía, Luis Caputo, fue quien calculó la suma de US$500 millones, que el Gobierno espera recaudar con el convenio. Según fuentes del sector energético, la licitación para el proceso de concesión de las sociedades hidroeléctricas Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila se oficializaría este lunes 18 de agosto.
Las centrales están ubicadas sobre el río Limay, en Neuquén y Río Negro, y son las que representan el 10% de la generación de energía del país. Además, se trata de una producción limpia, y el costo es menor que el de las que utilizan combustibles fósiles para operar.
En el acuerdo con las provincias, el Ejecutivo nacional reconoció a Neuquén y Río Negro como propietarias del agua que atraviesa sus territorios e incorporó condiciones reclamadas por las provincias desde hace más de 30 años. Se fijaron también los criterios para la distribución de regalías y un canon específico por el uso del agua, además de los plazos para realizar estudios técnicos y obras de seguridad ante crecidas.
El proceso de privatización de las represas del Comahue incluyó el decreto 718/2024, que fue el que creó las cuatro sociedades hidroeléctricas -Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila- con el objetivo de privatizarlas. Si bien el anterior Gobierno negociaba con las provincias la creación de un ente estatal para administrarlas sin la intervención de privados, el Gobierno nacional extendió la operatoria en manos de los concesionarios vencidos en agosto de 2023.
Durante la gestión de Javier Milei, mientras se negociaba con las provincias, se prorrogaron siete veces los plazos de la operación, incluida la nueva extensión que rige desde el 8 de agosto y que se extenderá hasta el 30 de diciembre de 2025 o hasta que culmine el proceso de licitación.
El vocero presidencial, Manuel Adorni, celebró la decisión de la Corte de Apelaciones de Nueva York de mantener en suspenso la entrega de acciones de YPF, y cargó contra el kirchnerismo por sus “gestiones decadentes” y su “intervencionismo”. Fue la prinera voz del oficialismo tras el fallo.
“Día clave en el juicio YPF. La Corte de Apelaciones de NY otorgó la suspensión en la entrega del 51%. Décadas de intervencionismo y gestiones decadentes nos trajeron hasta acá: nunca más. Fin”, manifestó en sus redes.
Día clave en el juicio YPF. La Corte de Apelaciones de NY otorgó la suspensión en la entrega del 51%. Décadas de intervencionismo y gestiones decadentes nos trajeron hasta acá: nunca más.
De esta manera, el vocero presidencial cargó contra el segundo mandato de la expresidenta Cristina Kirchner, en donde se realizó la expropiación de la petrolera y, en 2012, se embargó el 51% de las acciones de YPF que estaban en manos de Repsol.
La Corte de Apelaciones de Nueva York, en Estados Unidos, resolvió mantener en suspenso la orden de la jueza Loretta Preska de entregar las acciones de la empresa petrolera como pago, en el juicio por la estatización del 51% de la empresa petrolera.
El gigante suizo Glencore solicitó la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para sus proyectos de cobre en la Argentina. Se trata de las iniciativas El Pachón -un yacimiento de cobre y molibdeno emplazado en la provincia de San Juan- y Agua Rica – la mega iniciativa de cobre ubicada en Catamarca- de los cuales la empresa es propietaria en un 100 por ciento.
Según informaron desde la empresa a través de un comunicado difundido ese lunes, existe una inversión de capital prevista de US$4.000 millones para el desarrollo de Agua Rica y US$ 9.500 millones para el desarrollo de El Pachón (Fase 1) durante la próxima década. A su vez, se espera que los proyectos combinados generen más de 10.000 puestos de trabajo directos durante la fase de construcción y más de 2.500 puestos de trabajo directos durante la fase operativa.
El Pachón
Aprobación
Desde la firma precisaron que “una vez que las solicitudes de adhesión hayan recibido su aprobación por parte de las autoridades, los proyectos tendrán acceso a un marco económico de inversión atractiva y a largo plazo, así como a una mayor protección para los inversores”.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, informó que la estimación actual de inversión de capital para El Pachón (Fase 1) oscila entre US$8.500 y US$10.500 millones, mientras que para Agua Rica está entre US$3.500 y US$4.500 millones.
“El RIGI constituye una plataforma clave para el desarrollo de los importantes recursos naturales de Argentina, gracias a su capacidad para atraer significativas inversiones extranjeras. Confío en que el sector minero puede contribuir de forma sustancial a la economía argentina con los proyectos El Pachón y Agua Rica, que respaldan la aspiración del país de convertirse en uno de los principales productores de cobre del mundo”, aseguró Peréz de Solay.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina
Inversión
Gary Nagle, CEO de Glencore, expresó: “El presidente Milei y su administración merecen el reconocimiento por la implementación del RIGI. Este marco ha transformado el panorama de la inversión en Argentina, actuando como un catalizador clave para atraer importantes inversiones extranjeras al país. La presentación de hoy constituye un paso significativo hacia el desarrollo de El Pachón y Agua Rica. Además, refuerza nuestro compromiso de larga data con la Argentina, país en el que hemos sido un orgulloso inversor durante más de dos décadas”.
El ejecutivo aseveró: “Esperamos continuar trabajando con el gobierno nacional y las respectivas administraciones de San Juan y Catamarca para hacer realidad estos proyectos, de tal forma que contribuyan a las economías provinciales y nacional, y afiancen la posición de la Argentina como una de las principales jurisdicciones mineras del mundo.”
Gary Nagle, CEO de Glencore
Los proyectos
El proyecto El Pachón cuenta con recursos minerales medidos, indicados e inferidos estimados en aproximadamente 6.000 millones de toneladas de mineral, con leyes promedio de 0,43% de cobre, 2,2 g/t de plata y 130 g/t de molibdeno.
El Proyecto Agua Rica es un yacimiento a gran escala de cobre, oro, plata y molibdeno. Cuenta con recursos minerales medidos e indicados estimados en aproximadamente 1.200 millones de toneladas de mineral, con leyes medias de 0,47% de cobre, 0,20g/t de oro, 3,40g/t de plata y 0,03%g/t de molibdeno.
A su vez, la iniciativa tiene previsto utilizar las instalaciones de Alumbrera, ubicadas a 35 kilómetros del yacimiento de Agua Rica, para procesar el mineral, dando lugar al proyecto MARA.
El desarrollo en modo factoría de los hidrocarburos no convencionales de la formación de Vaca Muerta requiere ir superando obstáculos en la curva de aprendizaje. Ganar competitividad respecto a otras cuencas no convencionales a nivel mundial, como Permian en Estados Unidos, es la clave para que Vaca Muerta continúe desarrollándose para adquirir mayores volúmenes de producción y exportación. Uno de los desafíos técnicos que atraviesa la industria tiene que ver con superar el efecto Parent – Child (Padre–Hijo), que son las interferencias de fracturas en pozos contiguos que provoca una pérdida de productividad.
Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources, resaltó dos aspectos que tiene que tener en cuenta la industria para mitigar el efecto negativo en los pozos. En primer lugar, “lo que tenemos que hacer es perforar un pad y volver al inmediatamente vecino antes de un año para que, cuando fracturo el nuevo pad, al vecino, que ya estaba en producción, no lo encuentre tan depletado. Esto tiene que ver con cómo planifica el desarrollo del yacimiento”.
En segundo lugar, Bizzoto destacó “la customización del frac plan (plan de fractura) dentrodel mismo pad: para reducir interferencias, el pozo que está lindante a un pad viejo no puede ser fracturado de la misma manera que el pozo del otro lado que da contra roca virgen”.
“El Parent – Child ahora está pasando el costo, pero es un fenómeno que lo conocemos desde hace siete u ocho años”, describió el CEO de Phoenix en el Supplier Day, evento organizado por EconoJournal sobre la cadena de valor de la industria energética.
Impacto negativo
El efecto Parent – Child en la industria de oil & gas se produce cuando la presión de las fracturas de un pozo activo (child) provoca perturbaciones y afecta la producción en un pozo adyacente pasivo (padre) que fue perforado y completado y está productivo. Es decir, es el efecto negativo de las fracturas de un pozo nuevo perforado al lado de otro ya existente que está en producción.
Bizzotto remarcó que, por el fenómeno Parent – Child, “en el Permian está habiendo afectaciones entre el 30% y 40% de pérdida en el EUR (Estimated Ultimate Recovery o Recuperación Final Estimada). Este efecto se produce cuando uno viene a perforar al lado de un pozo existente mucho tiempo después que el primer que fue puesto en producción y esa zona está depletada”.
Las interacciones entre los pozos no convencionales no necesariamente son negativas. Incluso sirven para que no queden recursos sin drenar por las fracturas. Así como existe el efecto negativo Parent – Child, también está la interacción Child – Child (hijo – hermano), que sirve para obtener información para la terminación de los pozos y el espaciamiento entre cada uno y el diseño de fracturas, entre otros aspectos.
“La condición para las interacciones entre pozos hijos parece ser diferente que para las interferencias padre-hijo. Generalmente, las child-child se pasan por alto, quizás porque no están directamente asociadas con efectos negativos (ningún daño evidente para el pozo pasivo o activo)”, señala el artículo Análisis de interferencias por fractura entre pozos hermanos (Child-Child) y sus aplicaciones con casos de estudio de campo, publicado en 2022 por Petrotecnia, la revista del Instituto Argentino de Petróleo y Gas(IAPG).
Vaca Muerta
El CEO de Phoenix Global Resources sostuvo que la mitigación del efecto Parent – Child es un tema que la industria está trabajando en la actualidad en Vaca Muerta. Y señaló que “en general el efecto se da de una manera muy negativa cuando el yacimiento se delineó con conceptos convencionales y no se siguió un barrido de pozo”.
“Cuando no haces bien las cosas tenés impactos grandes. Pero cuando planificás mejor, customizás tu frac plan y evaluás todos los aspectos, uno puede minimizar (el impacto del Parent – Child). Esto es lo mismo que la deformación de casing, que hace unos años hablábamos que era un riesgo para Vaca Muerta y hoy la industria aprendió a convivir con eso. Creo que hay cosas con las que hay que convivir y trabajar para dejarlo en su mínima expresión”, sintetizó Bizzotto.
Por último, advirtió que “lo peor que podemos hacer, y lo digo porque en algunas ocasiones hasta se intentó, essacar regulaciones en la provincia para decirnos dónde tenemos que poner los pozos para deriskear toda el área. Eso es lo mismo que una hipoteca. Es decir, hipotecamos zonas del yacimiento hacia el futuro”.
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