Colombia dio un nuevo paso en su camino para convertirse en miembro de la Agencia Internacional de Energía (AIE), al sostener una reunión bilateral entre la delegación del Ministerio de Minas y Energía y la directora ejecutiva adjunta de la Agencia, Mary Warlick, en Santiago de Chile.
“Colombia está lista para asumir un rol activo en la AIE, como socio responsable, como voz regional y como país comprometido con una transición energética justa”, aseguró Gabriela Riaño, jefa de cooperación internacional del Ministerio de Minas y Energía. Agregó que esta adhesión le permitirá al país fortalecer su institucionalidad energética y proyectarse como puente entre América Latina y la comunidad internacional.
Durante el encuentro se resaltó el valor estratégico del estudio Net Zero en Colombia, elaborado en conjunto con la AIE, que servirá como hoja de ruta para avanzar hacia la descarbonización de la matriz energética.
La visita técnica de la Agencia, programada para la segunda semana de octubre, será determinante para verificar los avances regulatorios, técnicos e institucionales que ha consolidado el país. Con este paso, reafirma su compromiso con una transición energética justa, segura y sostenible.
Así mismo, tras la solicitud del Ministerio de Minas y Energía para el intercambio de experiencia técnica en las reducciones de las tarifas para los usuarios colombianos, el organismo, que hace parte de la OCDE, expresó su interés en acompañar con sus conocimientos y experiencias globales en transmisión energética.
Estos avances se alcanzaron durante la X Semana de la Energía que adelanta la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en la ciudad de Santiago de Chile.
Camuzzi informa a la comunidad que el plan maestro de obras inherentes a la potenciación del Sistema Cordillerano Patagónico continúa avanzando a buen ritmo.
Con fecha 02 de Junio de 2025 se han dado inicio a las tareas para la construcción de la nueva Planta Compresora de Alto Rio Senguer, como así también al montaje del nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa, habiendo movilizado recientemente a campo las maquinarias, herramientas, obradores, retroexcavadoras y equipos necesarios para su ejecución.
Es oportuno destacar que la obra que dará solución definitiva a la problemática de las factibilidades en la región es mucho más amplia que la que se había planteado oportunamente, dado que el paso del tiempo y las nuevas condiciones operativas sobre el Sistema Cordillerano Patagónico hicieron necesario reconfigurar el diseño original.
De esta forma, a la concreción de las Plantas Compresoras de Gobernador Costa y Rio Senguer previstas en el plan inicial, se sumaron 2 nuevos frentes de obra necesarios que también ya han iniciado.
Por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martin, que permitirá reemplazar la actual inyección de gas natural desde un único yacimiento en el extremo sur del sistema. De esta forma, el gasoducto quedará conectado en forma directa con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, otorgando una mayor confiabilidad y sostenibilidad a la operación.
Finalmente, y a los efectos de incrementar la presión del gas natural en este punto, para que pueda ser transportado a las distintas localidades en las condiciones operativas necesarias, próximamente se dará inicio a la construcción de una nueva Planta Compresora, en la localidad de Holdich, también en la provincia del Chubut.
La finalización de las obras inconclusas de Gobernador Costa y Rio Senguer son financiadas por los Bancos Provinciales del Chubut y Neuquén, por un monto de $24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi, en tanto que la interconexión mencionada y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la Licenciataria, de $25.812 millones adicionales.
Esta obra tan importante y esperada para la cordillera patagónica, que permitirá garantizar la incorporación de nuevos usuarios al sistema tras su habilitación integral, implica una inversión superior a los 50.600 millones de pesos.
El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 km. de gasoductos troncales y más de 200 km. de loops, superando los 1.700 km. de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas. El Sistema abastece a un total de 25 localidades de las provincias de:
Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.
Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.
Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.
Como consecuencia del incremento de la demanda de gas natural y la falta de concreción – en tiempo y forma – de las obras necesarias que permitan acompañar operativamente esta evolución del consumo, la compañía se vio en la obligación, de acuerdo con el marco regulatorio vigente, de condicionar las factibilidades para nuevos usuarios a partir del año 2022.
Gracias al trabajo mancomunado entre las gobernaciones provinciales, el ENARGAS, la Secretaria de Energía de la Nación y ENARSA, la obra pudo ser retomada para, tras su habilitación, permitir el desarrollo sostenido y a largo plazo de las 25 localidades de toda esta región.
El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, encabezó en Comodoro Rivadavia una reunión de trabajo con dirigentes gremiales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción, de la que también participó el intendente local Othar Macharashvili.
En el marco del encuentro, el mandatario adelantó que en los próximos días será recibido en Buenos Aires por el ministro del Interior de la Nación, Lisandro Catalán, con el objetivo de avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para las cuencas convencionales.
“La Provincia cumplió en lo que hace a la baja de regalías, sobre todo en áreas marginales, y los trabajadores cumplieron en materia de productividad. Ahora vamos a exigir al Gobierno Nacional que cumpla con esta medida que potenciaría las inversiones en Chubut”, manifestó el gobernador.
De la reunión participaron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado, Jorge Ávila; de Camioneros, Jorge Taboada; de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Llugdar, y de la UOCRA, Raúl Silva.
En la reunión también se brindó un panorama de las inversiones comprometidas para el año en curso y se presentó un avance preliminar de los planes proyectados para 2026, en línea con lo ejecutado en el presente ejercicio.
Se acordó, además, exigir la priorización de aquellos trabajos con mayor generación de empleo asociado, como la perforación, y de los que tengan posibilidad de revitalizar la cuenca, como la actividad de exploración de convencional que lleva adelante Pan American Energy.
Asimismo, en el caso puntual de las áreas Manantiales Behr y El Tordillo, el Gobierno Provincial transmitió que, como requisito para autorizar la cesión, se trabajará en la presentación de un plan de inversiones que se traduzca en beneficios concretos para Chubut y los trabajadores.
En ese marco, Torres adelantó que en los próximos días se reunirá con el presidente de YPF, Horacio Marín, y representantes gremiales “para clarificar cuestiones ambientales, laborales y de inversión, que la Provincia exigirá a las empresas interesadas en adjudicarse el yacimiento Manantiales Behr”.
“En breve vamos a tener una reunión en YPF para ver la proyección de las inversiones”, indicó el mandatario, y agregó: “Las operadoras ya nos pasaron un presupuesto preliminar de lo que van a invertir, y nosotros vamos a trabajar en el desglose porque hay algunas inversiones que generan un puesto de trabajo y otras que generan diez con el mismo dinero. Tenemos que ser inteligentes a la hora de analizar los compromisos y por eso lo estamos trabajando junto con los gremios”.
Compre Local
Por otra parte, en la reunión se abordó la iniciativa Compre Local. Dada la existencia de personal calificado y competitivo en la provincia, se consensuó avanzar de manera conjunta, con aportes del gobierno, gremios, empresas y cámaras, en un marco normativo que contemple la priorización de proveedores y trabajadores locales, como medida para morigerar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional.
La medida se implementará a través de un proyecto de Ley que será elevado a la Legislatura una vez que se logre el consenso necesario. “Tenemos que trabajarla seriamente: hay ejemplos exitosos como los de Neuquén y Río Negro, y otros en los que se declaró la inconstitucionalidad, y eso no nos puede pasar”, señaló Torres.
La caída de los precios del petróleo a valores menores a los de 2022 y a pesar de los esfuerzos de la OPEP en mantener los recortes para sostener el precio han derivado en un reordenamiento de las cuentas de las grandes petroleras.
La reestructuración global de empresas como Exxon incluye despidos masivos, y la industria del shale en EE. UU. es especialmente golpeada por esta situación.
Las Big Oil prometieron a los inversores eficiencia y ahorros de costos el año pasado, cuando los precios del petróleo se normalizaron desde los máximos de 100 dólares por barril en 2022 que trajeron ganancias inesperadas a la industria en 2022 y 2023.
Las ganancias se “normalizaron” en 2024 y han tendido a la baja respecto a los años anteriores hasta ahora en 2025, lo que impulsa a las principales firmas de petróleo y gas a buscar ahorros de costos adicionales con precios del petróleo en los 60 dólares por barril, en comparación con un precio promedio del crudo Brent de 81 dólares por barril en 2024.
Las enormes ganancias de 2022 también fueron seguidas por una ola de consolidación, especialmente en Estados Unidos, donde ExxonMobil y Chevron, así como ConocoPhillips, anunciaron acuerdos de miles de millones de dólares para expandir su presencia en el negocio del esquisto y en los puntos calientes globales para exploración y producción.
Por otro lado las cuencas petroleras enfrentan una caída geológica en su producción, y la falta de inversión en exploración agrava la situación. Pero no solo las grandes petroleras están buscando ahorros de costos reduciendo el número de trabajadores. Las compañías en la zona de esquisto de EE.UU. están a la caza de consolidación, sinergias, eficiencias y recortes de costos para poder sostener los pagos a los accionistas con precios del petróleo de EE.UU. en 60 dólares por barril, y posiblemente más bajos más adelante este año.
Los primeros ajustes incluyen diferir las terminaciones de pozos y bombear más con menos, lo que significa que los empleos tienen que irse.
La desaceleración de la actividad de perforación se ha extendido a los grupos de servicios de campos petroleros. Se dice que Halliburton, por ejemplo, ha iniciado despidos en al menos tres unidades de negocio, con reducciones de personal que oscilan entre el 20% y el 40%. Estas reducciones se producen en medio del aumento de los costos, precios más débiles y una mayor volatilidad en todo el sector.
“La industria del petróleo y el gas se ha desacelerado dramáticamente debido a los bajos precios y al aumento del costo de las materias primas y los materiales y suministros terminados”, dijo un ejecutivo de una firma de servicios de campos petroleros en comentarios a la última Encuesta de Energía del Dallas Fed el mes pasado.
La provincia exigirá a Nación la quita de derechos de exportación para las cuencas convencionales, basándose en un compromiso de las operadoras de volcar el ingreso adicional a nuevas inversiones.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó este jueves en Comodoro Rivadavia una reunión de trabajo con dirigentes gremiales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción, de la que también participó el intendente local Othar Macharashvili. En el marco del encuentro, el mandatario adelantó que en los próximos días será recibido en Buenos Aires por el ministro del Interior de la Nación, Lisandro Catalán, con el objetivo de avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para las cuencas convencionales.
“La Provincia cumplió en lo que hace a la baja de regalías, sobre todo en áreas marginales, y los trabajadores cumplieron en materia de productividad. Ahora vamos a exigir al Gobierno Nacional que cumpla con esta medida que potenciaría las inversiones en Chubut”, manifestó el gobernador al término de la reunión de la que participaron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado, Jorge Ávila; de Camioneros, Jorge Taboada; de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Llugdar, y de la UOCRA, Raúl Silva.
Compromiso de las operadoras
Durante el encuentro, en el que además estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, y el presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar, Torres sostuvo que, dentro del reclamo que viene llevando adelante la Provincia, “mantuvimos una comunicación con el ministro nacional y se comprometió a trabajar en la eliminación de los derechos de exportación”.
El gobernador subrayó que la baja del tributo reforzaría las inversiones en la provincia, “dado que existe un compromiso escrito de las operadoras de volcar cada dólar adicional de ingreso percibido a nuevas inversiones en Chubut”.
Inversiones y empleo
El mandatario reveló que en la reunión también se brindó un panorama de las inversiones comprometidas para el año en curso y se presentó un avance preliminar de los planes proyectados para 2026, en línea con lo ejecutado en el presente ejercicio.
Se acordó, además, exigir la priorización de aquellos trabajos con mayor generación de empleo asociado, como la perforación, y de los que tengan posibilidad de revitalizar la cuenca, como la actividad de exploración de convencional que lleva adelante Pan American Energy, con quien se realizó una comunicación durante el encuentro.
En el caso puntual de las áreas Manantiales Behr y El Tordillo, el Gobierno Provincial transmitió que, como requisito para autorizar la cesión, se trabajará en la presentación de un plan de inversiones superador que se traduzca en beneficios concretos para Chubut y los trabajadores.
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En ese marco, Torres adelantó que en los próximos días se reunirá con el presidente de YPF, Horacio Marín, y representantes gremiales “para clarificar cuestiones ambientales, laborales y de inversión, que la Provincia exigirá a las empresas interesadas en adjudicarse el yacimiento Manantiales Behr”.
“En breve vamos a tener una reunión en YPF para ver la proyección de las inversiones”, indicó el mandatario, y agregó: “Las operadoras ya nos pasaron un presupuesto preliminar de lo que van a invertir, y nosotros vamos a trabajar en el desglose porque hay algunas inversiones que generan un puesto de trabajo y otras que generan diez con el mismo dinero. Tenemos que ser inteligentes a la hora de analizar los compromisos y por eso lo estamos trabajando junto con los gremios”.
Compre Local
Por otra parte, en la reunión se abordó la iniciativa Compre Local. Dada la existencia de personal calificado y competitivo en la provincia, se consensuó avanzar de manera conjunta, con aportes del gobierno, gremios, empresas y cámaras, en un marco normativo que contemple la priorización de proveedores y trabajadores locales, como medida para morigerar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional.
El Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, afirmó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.
Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70 % de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.
“Nuestra región aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó, en el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizada en Santiago de Chile, y de cuya inauguración participó el Presidente de Chile, Gabriel Boric.
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El Mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.
Durante la jornada se anunció la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.
Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.
En Mendoza, líderes y empresarios debatieron sobre minería, energía y acuerdos fiscales; Romano Group anunció ingreso al REM, IA aplicada y nuevas oficinas.
La consultora mendocina Reomano Group reunió a más de un centenar de empresarios, dirigentes y líderes políticos en un evento donde se debatieron las perspectivas económicas y políticas de la Argentina a días de las elecciones legislativas.WhatsApp Image 2025-10-02 at 11.33.55 AM (1)
Con el lema “Perspectivas políticas y económicas para 2026”, la consultora Romano Group celebró su encuentro anual en Mendoza. La jornada convocó a más de un centenar de empresarios, dirigentes y referentes políticos de la provincia y la región Cuyo.
Entre los principales disertantes se destacaron el analista político Sergio Berensztein y el economista Alfredo Romano, quienes ofrecieron un análisis del escenario nacional en un contexto marcado por la cercanía de las elecciones legislativas.
Consensos económicos pendientes
En su intervención, Romano advirtió sobre la falta de acuerdos sostenidos en materia fiscal: “Hemos convivido con déficit fiscal más de 100 años. Hasta que no haya un consenso político que garantice la continuidad de políticas como el equilibrio fiscal, más allá de los ciclos políticos, la Argentina seguirá navegando en la volatilidad”.
Energía y minería como motores
Por su parte, Berensztein puso el foco en las oportunidades de mediano plazo: “En los próximos cinco años, sectores como la minería y la energía generarán un superávit comercial que la Argentina nunca tuvo. Aunque hoy atravesamos alta volatilidad, el país tiene muy cerca posibilidades que no existieron antes”.
Romano Group, una consultora en expansión
Durante el encuentro, Florencia Romano, directora del área de Public Policy, presentó los avances de la firma: Este año, Romano Group fue incorporada por el Banco Central al Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM), convirtiéndose en la primera consultora de Cuyo en sumarse a este prestigioso grupo de analistas.
La firma amplió su portafolio con proyectos vinculados a inteligencia artificial, entre ellos TEO, un agente especializado en compliance e integridad pública.
También se sumó como socio fundador de AMCHAM Cuyo, la cámara de comercio de Estados Unidos en la región, para fortalecer lazos con empresas nacionales e internacionales.
Finalmente, anunciaron la próxima apertura de nuevas oficinas en Buenos Aires, en el marco de un plan de expansión nacional.
El gobierno provincial aumentó el gravamen a un insumo clave para la fractura hidráulica en el shale neuquino. La medida busca compensar el impacto de los camiones en las rutas y moderar la carga impositiva sobre otras actividades como la construcción.
El gobierno de Entre Ríos actualizó la Guía de Tránsito de Minerales, también conocida como “guía minera”, que se aplica al transporte de arena y otros minerales extraídos en la provincia. El Decreto N° 1136 fijó en 2.250 pesos por tonelada el valor de la arena silícea destinada a la estimulación hidráulica en Vaca Muerta.
El incremento se debe a que el valor anterior se había mantenido congelado durante años, a pesar de la alta inflación registrada. El nuevo gravamen, que un camión de 33 toneladas abonaría por un valor de 74.000 pesos por viaje, es seis veces superior al monto vigente hasta abril. La medida busca compensar el deterioro de las rutas provinciales y nacionales provocado por el transporte pesado de arena, un insumo clave para la fractura hidráulica de pozos en Vaca Muerta.
Características de la arena y el impacto
Actualmente, Entre Ríos abastece más del 80% de la demanda nacional de arena para Vaca Muerta. La arena extraída en la provincia, especialmente en Ibicuy y Diamante, tiene características superiores como su mayor pureza y forma esférica, que facilitan su desempeño en la fractura hidráulica. En contraste, la arena de Neuquén presenta un mayor contenido de impurezas y arcilla, lo que requiere procesos adicionales que incrementan los costos.
En General Villegas, en el oeste bonaerense, un grupo de empresarios agropecuarios impulsan una planta para producir bioetanol y subproductos para la hacienda; buscan sumar más inversores.
En pleno corazón del noroeste bonaerense, en el partido de General Villegas, se gesta un proyecto que promete revolucionar la matriz energética y productiva de la Argentina: BioVi. En el establecimiento “El Clarinete”, sobre la ruta 188, el productor agropecuario Pierre Courreges encabeza una iniciativa ambiciosa: la instalación de una planta de bioetanol a base de maíz, concebida bajo un modelo asociativo con la empresa Bio4, de Río Cuarto, en Córdoba.
La inversión estimada supera los US$100 millones. La propuesta no solo busca generar energía renovable y sumarse a la agenda global de la descarbonización, sino también potenciar la economía regional, dinamizar la ganadería y consolidar a General Villegas como un polo de energía verde en el país. La planta proyectada tendrá una capacidad productiva de 88.855 metros cúbicos de bioetanol por año, con una notable conversión: cada tonelada de maíz se transformará en 410 litros de etanol automotor.
Pero el proyecto excede la generación de combustible. El proceso industrial también producirá 0,931 toneladas de burlanda húmeda y 15 kilos de aceite de maíz por cada tonelada procesada. Estos subproductos son estratégicos: la burlanda, por ejemplo, se ha convertido en un insumo clave y más económico que el maíz para la alimentación de ganado en feedlots y tambos. De hecho, la futura planta generaría diariamente la cantidad suficiente de burlanda para alimentar 80.000 cabezas de ganado. La burlanda representa en torno a un 30% de la dieta en ganadería y el 10% en lechería.
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La elección de General Villegas no fue casual. La planta requerirá 234.000 toneladas de maíz al año, una demanda fácilmente cubierta en una región donde en 2023 la producción del cereal alcanzó los 9,8 millones de toneladas. Esto al considerarse producción de esa zona del oeste bonaerense más el sur de Córdoba, el este de La Pampa y el sur de Santa Fe. La región mencionada, además, es un polo ganadero con un rodeo bovino de 1,65 millones de cabezas, lo que potencia la integración productiva. La ubicación también ofrece ventajas logísticas: “Disponibilidad de tren para transportar bioetanol”, detalla el plan.
Actualmente, en la Argentina el corte de bioetanol en combustibles es del 12%, dividido en partes iguales entre maíz y caña de azúcar. Aunque solo el 3,7% del maíz nacional se destina hoy a esta industria, las empresas buscan con el Gobierno que se eleve el nivel al 15%.
La iniciativa en General Villegas está directamente ligada a ese cambio regulatorio. Courreges lo resumió de manera contundente: “Si no sale la ley [por el incremento del corte] no se hace nada porque el mercado está abastecido. En cambio, con ese 3% adicional se abren nuevas oportunidades de inversión”.
El proyecto BioVillegas tiene como socio estratégico a Bio4, una compañía fundada por Manuel Ron y Marcelo Otero en Río Cuarto, que ya probó el modelo asociativo con éxito. El punto de inflexión llegó cuando Courreges y su grupo viajaron a Río Cuarto para conocer de cerca la experiencia de esa empresa.
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“Cuando fuimos a Bio4, la sensación fue de una industria impresionante. Esa planta la hicieron con 30 productores de la zona. Entonces se nos ocurrió que nosotros también podríamos hacer eso”, contó a LA NACION Courreges. Esa visita despertó la convicción de que un modelo similar podía replicarse en General Villegas, con el impulso de los productores locales y bajo un esquema asociativo. La reunión derivó en algo más que inspiración: en un compromiso concreto.
“Charlamos con ellos y nos dijeron que estaban para ayudarnos a hacerlo y ser parte del proyecto. Tienen el know-how, saben cómo hacerlo, llevan diez años en el mercado y conocen todos los vericuetos y vaivenes que puede tener esto, y nos pareció bárbaro”, explicó.
Así nació BioVi, la sociedad creada para llevar adelante la planta. Al principio, el interés estaba puesto en la burlanda, el subproducto del proceso, pero pronto comprendieron que la clave estaba en el combustible. “Había otro negocio que no habíamos considerado: el etanol. El desperdicio es el desperdicio. Esa es la realidad. El 70% de la facturación es etanol”, subrayó.
La inversión estimada asciende a US$107 millones. Hasta ahora, los impulsores ya consiguieron la mitad de los socios, con productores e inversores locales, y ahora buscan completar el resto con financiamiento internacional, créditos verdes y la incorporación de nuevos socios.
Un legado familiar
El motor de este emprendimiento tiene raíces profundas. La historia de la familia Courreges en el agro argentino se remonta a 1905, cuando Pierre Ferdinand Courreges, abuelo del actual productor, llegó a Buenos Aires.
“Mi abuelo llegó de Francia en 1905 con 15 años. Primero consiguió trabajo como ayudante de dentista sobre la avenida 9 de Julio, pero enseguida dijo que quería ir al campo porque era lo que conocía”, recordó el productor.
Su vida no fue sencilla. “Primero se fue en carreta hasta Robert, partido de Lincoln, con mi abuela que también era francesa, de Biarritz, y daba clases a las familias pudientes de ese entonces. Ahí trabajaron de encargados en un almacén de Ramos Generales. Después, mi abuelo comenzó a alquilar lotes y sembrar trigo. Se fundió cinco veces: una vuelta sembró un trigo, se le brotó en la espiga por la humedad y no sirvió para nada. Hasta que consiguió comprar un campito en cuotas, se hizo una casa de adobe y empezó a producir”, relató.
Con perseverancia, su abuelo logró transformar la adversidad en oportunidad y consolidar una explotación de 1400 hectáreas que marcó el inicio de la historia familiar. Courreges recordó con orgullo: “En la crisis del 30, muchos productores devolvieron los campos porque no podían pagarlos. Mi abuelo fue al Banco Nación y le dijo al gerente que, si le daban esas tierras, él empezaba a pagar las cuotas. Así consiguió sus primeras 1400 hectáreas. Llovió y pudo cumplir con los pagos y; se armó su campo. Incluso se cambió el nombre porque quería ser argentino: de Pierre Ferdinand pasó a Pedro Ferdinando Courreges”.
Una tradición que se renueva
La historia continuó con su padre, Paul, que amplió las tierras y se dedicó a la agricultura y la ganadería. Pierre, formado como ingeniero en Producción Agropecuaria, tomó la posta con una visión más empresarial. “Hoy tenemos unas 4000 hectáreas de soja, maíz y trigo, y un feedlot de 10.000 cabezas. En 2005 empezamos a encerrar hacienda en General Villegas y trajimos toda la que teníamos en otras provincias. Eso nos permitió crecer en escala”, explicó.
Ese recorrido lo llevó a pensar en un nuevo salto productivo: transformar el maíz en energía y subproductos para la ganadería. El proyecto comenzó a tomar forma a partir de las recorridas del grupo CREA Villegas por distintos países. “Siempre veíamos que uno de los grandes alimentos que utilizaban en los feedlots era la burlanda. Decíamos que era una ventaja enorme tener este subproducto”, contó.
El impulso decisivo llegó cuando se instaló una línea de gas frente a su campo. “El tubo de gas pasa por la tranquera de El Clarinete, donde está el feedlot, y además pasa una línea de alta tensión. Teníamos la energía, solo faltaba el marco país”, relató.
Con la llegada de Javier Milei al poder, Courreges vio que era el momento de apostar. “La idea era invertir y tratar de producir como se hace en cualquier país normal. Entonces salimos a ver dentro de la Argentina tecnologías nuevas y fuimos a Bio4”, recordó.
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El proyecto no solo busca transformar la energía local. Sus impulsores proyectan un impacto ambiental positivo, ya que el bioetanol mejora la descarbonización en un 70% respecto de las naftas tradicionales. En términos económicos, la iniciativa prevé la creación de 100 empleos directos y 300 indirectos, además de dinamizar el mercado de granos y carnes en la región.
El plan se inscribe en un modelo de economía circular que integra agricultura, energía y ganadería, con un impacto regional difícil de replicar en otras zonas del país.
Courreges no dudó en señalar que este impulso tiene raíces familiares. “Capaz que tengo el espíritu de emprendedor de mi abuelo, como me dice mi madre. Soy una persona a la que le gusta invertir, ir para adelante y tratar de sacar cosas que funcionen para la zona rural donde vivo”, aseguró.
Su mirada, dijo, tiene también un trasfondo espiritual. “Miro todo desde el punto de vista cristiano: soy empresario y vengo a este mundo a dar trabajo, a producir, a que el país salga adelante, elegimos ser parte de la solución”, afirmó.
Rockhopper Exploration anunció significativos avances en el proyecto petrolero Sea Lion, ubicado en la Cuenca Norte de las Islas Malvinas. La empresa británica, asociada con la operadora israelí Navitas Petroleum, avanza en este último trimestre del año hacia la Decisión Final de Inversión (FID) para la Fase 1, un movimiento que reaviva la histórica disputa de soberanía de la Argentina sobre el archipiélago y sus recursos.
El cronograma de Rockhopper anticipa FID como hito es crucial, ya que permitiría el desembolso de fondos ya recaudados y el inicio efectivo de las tareas de desarrollo, un hecho que la Argentina califica sistemáticamente como explotación ilegal de recursos naturales en territorio en disputa.
El proyecto Sea Lion es presentado por Rockhopper en los documentos públicos como su “activo principal”. La empresa destaca que el desarrollo del yacimiento posee recursos contingentes netos para Rockhopper de 255 millones de barriles, con un valor presente neto estimado en u$s1.850 millones, a un precio de 70 dólares por barril de Brent.
El proyecto Sea Lion está operado por Navitas Petroleum con una participación del 65%, que quedó como principal socia de Rockhopper que retiene el 35%, tras la salida del consorcio de la empresa de capitales alemanes Harbour Energy (sucesora de Wintershall-Dea), que privilegió las operaciones en la Argentina que tiene con la francesa TotalEnergies y la local Pan American Energy.
El reciente reclamo por Malvinas
A mediados de septiembre la Cancillería Argentina expresó su “más enérgico rechazo a las actividades ilegales llevadas a cabo por la empresa Navitas Petroleum en las Islas Malvinas, que opera de manera ilegítima en territorio argentino sin contar con los permisos de exploración y explotación de hidrocarburos otorgados por la autoridad competente”.
El Palacio San Martín recordó que “toda exploración y explotación unilateral de recursos naturales, renovables y no renovables, en el área en disputa resulta contraria a lo dispuesto por la Resolución 2065 y concordantes de la Asamblea General de las Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización. Dichas resoluciones reconocen la existencia de una disputa de soberanía entre la República Argentina y el Reino Unido, e instan a ambos gobiernos a reanudar negociaciones”.
Diplomáticamente se resaltó que la veda de cualquier actividad por sobre los intereses argentinos incluye las ilegítimas “Declaración de Impacto Ambiental” y “Evaluación de Impacto Socioeconómico” del proyecto “Sea Lion”, la extensión de pretendidas “licencias” de producción, la contratación de proveedores de servicios, así como los recientes anuncios de Navitas sobre la recaudación de fondos para el desarrollo del reservorio hidrocarburífero ubicado en la Cuenca Malvinas Norte.
La Cancillería recordó que mediante una Resolución de la Secretaría de Energía de abril de 2022, la empresa israelí “fue declarada clandestina y sus actividades calificadas de ilegales por desarrollar operaciones hidrocarburíferas en territorio argentino sin autorización de las autoridades competentes”.
El proyecto de Rockhopper en Sea Lion
“Estamos muy agradecidos por el apoyo de los accionistas, tanto antiguos como nuevos, en la reciente recaudación de fondos. Tras la aprobación de todas las resoluciones en la reciente Junta General, u$s140 millones se encuentran actualmente en depósito a la espera de la FID, que esperamos alcanzar para finales de este año”, dijo Amuel Woody, CEO de Rockhopper al presentar los avances del proyecto en su último reporte corporativo.
Rockhopper resalta que la totalidad de sus licencias en las Islas Malvinas fueron extendidas hasta diciembre de 2026, por lo que los tiempos para mostrar resultados son más breves que cualquier otro desarrollo petrolero.
La compañía dio a conocer su reporte en el que reflejó los avances de su estrategia ambiental, social y de gobernanza. La compañía, con más de 30 años de presencia en el país y una potencia instalada de 3.001 MW —47% proveniente de fuentes renovables—, destacó la certificación ISO de todas sus plantas, más de 900 MW en proyectos renovables en desarrollo y una participación del 7% en el mercado eléctrico argentino.
AES Argentina, la empresa dedicada a la generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, presentó su Reporte de Sostenibilidad 2024. El reporte destaca los avances en la reducción de su impacto ambiental, la promoción de entornos laborales seguros y el impulso a la transformación del sector energético hacia un futuro más sustentable.
Entre los principales hitos que exhibió el reporte se destacan los 3.001 MW de potencia instalada, de los cuales 47% es de origen renovable, un 7% de participación en el mercado eléctrico argentino y más de 900 MW en proyectos renovables en desarrollo.
Desde la empresa también remarcaron que, en cuanto a la gestión ambiental, el 100% de sus plantas se encuentran certificadas con normas ISO 45001 y 14001. También, los 4.602.743 MWh de energía generada y los 4.486.381 MWH de energía vendida.
Respecto a la gestión social, el reporte muestra que en la empresa hubo 16.912 horas de capacitación y que realizaron una inversión social de $147,2 millones.
Resultados
“En este segundo reporte de sostenibilidad reafirmamos un camino de mejora continua. Desde la optimización de nuestros procesos de generación eléctrica para reducir emisiones, hasta la consolidación de prácticas laborales que priorizan la seguridad y el bienestar de nuestros colaboradores; cada avance refleja nuestro compromiso con el desarrollo sostenible del país y la ampliación de su matriz energética», destacó Martín Genesio, presidente & CEO de AES Argentina.
El ejecutivo destacó además que la seguridad y el bienestar de nuestro equipo siguen siendo una prioridad innegociable. Por eso, en 2024 renovamos nuestro compromiso con los más altos estándares en salud y seguridad laboral, apostando a la capacitación constante y al liderazgo consciente como ejes para seguir creciendo como organización. En AES Argentina, creemos que el futuro de la energía es sostenible, inteligente y colaborativo, y seguiremos trabajando todos los días para liderar esa transformación”.
La capacidad instalada de refinación de petróleo sigue su expansión global y en 2024 alcanzó los 105 millones de barriles diarios , marcando un incremento del 1,1% respecto al año anterior .
La tendencia creciente, que se ha mantenido durante las últimas décadas, consolida a China como el nuevo líder mundial en capacidad de refinación , por encima de Estados Unidos , que históricamente había ocupado el primer lugar.
Entre 2019 y 2024 , la capacidad global de refinación aumentó en 2.631 kbbl/d (millas de barriles por día), de los cuales el 88% se explica por nuevas plantas instaladas en China, que aportaron 2.315 kbbl/d adicionales, según el informe de Economía & Energía (E&E).
Además del liderazgo chino, en el último año se destacaron los incrementos registrados en países como Nigeria (+501 kbbl/d), Malasia (+200), Omán (+168) y Kuwait (+121) , que fortalecen la presencia de nuevas regiones en el mapa energético global.
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Las regiones con mayor capacidad de refinación continúan siendo Asia Pacífico y América del Norte , mientras que Europa conserva una posición relevante. Por el contrario, Medio Oriente , pese a ser responsable del 31% de la producción mundial de crudo , representa solo el 11% de la capacidad de refinación instalada , lo que evidencia una brecha estructural entre producción y procesamiento.
La tasa de utilización global de las refinerías fue del 79% , con leves diferencias respecto a 2023. Estados Unidos mantuvo un nivel elevado de utilización ( 88% ), mientras que China redujo su nivel al 79%, según las cifras de E&E.
En cuanto a los cambios regionales, África experimentó una caída de 4 puntos porcentuales , mientras que América del Sur y Central mejoraron su utilización en 2 puntos porcentuales , lo que indica un mejor aprovechamiento de la infraestructura instalada.
Por su parte, las exportaciones de productos derivados del petróleo se expandieron con fuerza entre 2010 y 2018, con una tasa anual del 6,3% . Si bien hubo una recuperación tras la caída de 2020, el comercio global actual se mantiene en niveles similares a los de 2018.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz llevó adelante una inspección integral en la plataforma AM-3 del yacimiento Magallanes, supervisando la gestión de residuos, efluentes, sistemas de prevención de derrames y el funcionamiento de medidores y calibraciones, en cumplimiento de la normativa ambiental e hidrocarburífera vigente.
El Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería, realizó días atrás una inspección integral sobre la plataforma AM-3 del yacimiento Magallanes, operada por la empresa Petrolera Santa María.
La instalación se encuentra a 17 km al sudeste de Punta Dúngenes, en el Estrecho de Magallanes, y constituye una de las principales infraestructuras offshore de producción de petróleo y gas en el Mar Argentino.
El operativo estuvo a cargo de un equipo interdisciplinario integrado por Luis Lucero, Director Provincial de Coordinación Inspecciones Zona Sur, de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero; y por Esteban Fernández y Leandro Proz, de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, todos dependientes del Ministerio de Energía y Minería.
Durante la inspección, se verificaron las condiciones ambientales de la plataforma, en relación a la gestión de residuos, abarcando una revisión de la clasificación, almacenamiento y retiro mediante el buque de apoyo Norman Commander; como así también, se solicitó a la empresa el registro completo de volúmenes generados y retirados en lo que va del año.
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También se inspeccionó lo relacionado al control de tratamiento y disposición de los efluentes cloacales; además de acciones que se llevan adelante en materia de prevención de incidentes en caso de derrames de fluidos al mar; al tiempo que se verificó el estado de las bandejas antiderrame en los bines de almacenamiento de combustibles, todo ello en relación a lo dispuesto en Ley Provincial N° 2.568 (de Impacto Ambiental) y en las competencias conferidas a la autoridad de aplicación por la Ley N° 3.885 (Programa de Control Ambiental Energético y Minero).
Por su parte, desde la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se verificaron aspectos técnicos vinculados con la producción, en relación a los medidores de venteo y consumo de gas de la plataforma; como así también en base a la vigencia y registro de la última calibración de los puntos de medición, y en base a lo establecido por la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319, el Decreto Nacional N° 860/1996, junto a la Resolución N° 557/2022 y la Ley Provincial N° 3655 (Sistema de Producción Hidrocarburífera), que aplica a la fiscalización de la actividad.
Ante la disminución en el suministro de crudo pesado, las refinerías de la Costa del Golfo de Estados Unidos están recurriendo a la importación de fueloil. Este cambio estratégico ha llevado las internaciones a su nivel más alto en dos años y medio, con un aumento significativo de cargamentos provenientes de Medio Oriente.
Las importaciones de fueloil a la Costa del Golfo de Estados Unidos se han incrementado en septiembre hasta alcanzar su nivel más alto en dos años y medio. Este fenómeno se debe al aumento de cargamentos provenientes de Medio Oriente, ya que las refinerías estadounidenses buscan alternativas para mitigar la disminución del suministro de crudo pesado, especialmente desde Venezuela.
Análisis de la demanda y suministro
El sector de refinería de la Costa del Golfo, que alberga más del 55% de la capacidad total del país, ha estado incrementando las importaciones de fueloil para cubrir el déficit generado por la caída en el suministro de crudo pesado. En septiembre, las internaciones de fueloil ascendieron a 541.000 barriles por día, según datos de Kpler, lo que representa el nivel más alto desde febrero de 2023.
Las importaciones de fueloil desde países del Golfo Pérsico alcanzaron máximos históricos en agosto y septiembre, impulsadas por el aumento de volúmenes provenientes de Arabia Saudita, Irak y Kuwait. Según Hoa Nguyen, propietario de la firma Sparta, el fin de la temporada de generación eléctrica en Medio Oriente ha liberado más barriles de fueloil para satisfacer la alta demanda en la Costa del Golfo de Estados Unidos.
Factores detrás del cambio de matriz
Una de las principales causas detrás de este cambio es la caída en el suministro disponible de crudo desde Venezuela. De acuerdo con la Administración de Información Energética (EIA), las importaciones de crudo venezolano cayeron a 6.000 barriles por día en julio. El analista sénior de Kpler, Roslan Khasawneh, indicó que esto ha privado a las refinerías de valiosos suministros de crudo pesado, obligándolas a recurrir a importaciones de fueloil.
Grupo Balko estará presente como disertante en el NACS SHOW 2025 que tendrá lugar en Chicago. En su representación expondrán Enrique Chardon y Ernesto Sister mientras que David Freidzon hará lo propio en nombre del Grupo Dislub Equador empresa para la cual Balko desarrolló proyectos ganadores de múltiples premios en Estaciones de Servicio y Locales Comerciales, en Brasil.
“Año a año vamos logrando poner en lo más alto a nivel mundial a la arquitectura en retail de Latam y este 15 de octubre daremos un paso muy especial con una charla en el segmento de conferencias LevelUp de NACS, meca del Convenience Store a nivel mundial, para descubrir las herramientas que utilizamos que destacan una marca y, a través de nuestros casos de éxito, explorar lecciones prácticas e ideas que pueden ser aplicadas en su negocio.”
El gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, en el marco del 271° Aniversario de la ciudad cabecera del departamento Rosario Vera Peñaloza, inauguró el nuevo Parque Solar Fotovoltaico con una potencia instalada de 50 kW, compuesto por 100 paneles solares de última tecnología Jinko Tiger Pro 560 W.
“Quiero saludar a todo el pueblo de Chepes y hacer extensivo el saludo a todo el departamento Rosario Vera Peñaloza, y felicitar a todos los que trabajaron en esta obra.
Este es el octavo municipio donde estamos inaugurando un parque de este tipo, que permite una reducción de costos de la energía del alumbrado público. Este es un presente importante, y más que presente es un futuro, porque la idea es que aprovechemos la energía gratis del sol, para que nutra de energía a cada una de las familias”, afirmó el Gobernador.
En ese marco, el mandatario provincia sostuvo que “lo importante es que este es el comienzo, la iniciación y queremos llegar a que cada departamento tenga un Parque Solar, que permite reducir el consumo, demostrando que se puede generar energía. Y este es un claro ejemplo de que el Estado tiene que intervenir y generar beneficios para la gente”.
Por su parte, el secretario de Energía de la Provincia, Alfredo Pedrali, destacó que “lo importante es que este trabajo se va replicando en cada uno de los lugares de la Provincia; que cada localidad se vaya apropiando de este Parque, y que los técnicos de las municipalidades se capaciten para que esto se multiplique en cada departamento y municipio del interior”.
En el marco de la inauguración del Parque Solar Fotovoltaico, el subsecretario de Energía, Aldo Morales, subrayó que “esto es un gobierno presente; los trabajos están totalmente planificados. Ante las últimas tormentas hubo que suspender actividades, y lo importante es que este parque se encuentra conectado a la red, permitiendo monitorear toda la generación que se realiza, desde un teléfono celular o desde una web”.
Durante el acto, Ignacio Martínez, director de operaciones de Energía Rioja, explicó que “traemos lo que creemos que es darle crecimiento al municipio: un parque solar de primera tecnología, de marca líder en el mundo, montado en una estructura de acero galvanizado, calculado por ingenieros riojanos, lo que hace que pueda resistir las inclemencias del tiempo. Estimamos una vida útil de 25 años, para que las generaciones que vengan puedan gozar de este parque”.
“Agradezco a los ingenieros calculistas y al equipo de obras que trabajan bajo el sol, esforzándose para finalizar cada parque solar con rapidez. Este parque ya se encuentra conectado, generando energía, y el municipio ya se está beneficiando de sus ventajas”, sostuvo además Martínez.
El parque solar se suma a los ya construidos en Villa Castelli, Patquía, Pituil, Milagro, Sanagasta, Ulapes y Cuipán en San Blas de Los Sauces. Continuando con este proyecto, las obras ya iniciaron en Portezuelo, departamento Juan Facundo Quiroga, y próximamente comenzarán en Olta, departamento General Belgrano.
El sistema cuenta con un inversor inteligente Huawei Sun2000 50 KTL, que permite el monitoreo en tiempo real del rendimiento del parque, asegurando eficiencia y confiabilidad. La obra se ejecuta con estructura de acero galvanizado, resistente a las condiciones climáticas de la región, y con mano de obra 100% riojana, garantizando desarrollo local y transferencia de conocimiento.
La compañía líder en generación de energía eléctrica anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXII en el mercado local por un monto total de US$ 79,9 millones a una tasa del 6% con vencimiento 03 de octubre 2026.
La demanda del mercado superó las expectativas con 7.386 órdenes y ofertas por más de US$ 143 millones, confirmando la confianza de los inversores en YPF Luz.
El financiamiento obtenido será destinado al plan de inversiones de capital, refinanciación de deuda de corto plazo e integración de capital de trabajo, entre otros propósitos.
Obligaciones Negociables Clase XXII:
Cantidad de órdenes recibidas: 7.386
Valor Nominal de las órdenes recibidas: US$ 143.187.053
Valor Nominal de las Obligaciones Negociables a emitirse: US$ 79.946.259
Tasa de Interés de las Obligaciones Negociables Clase XXII: 6,00%
Precio de Emisión: 100% del valor nominal
Fecha de Vencimiento: 3 de octubre de 2026
Fecha de Emisión y Liquidación: 3 de octubre de 2025
Ecuador, Chile, Uruguay, Italia, Ucrania, Rumania e Israel se sumaron a Estados Unidos “para apoyar a la República Argentina en su defensa para evitar que la Corte de Apelaciones ratifique el fallo de la Juez Loretta Preska que obliga al país entregar las acciones de YPF a los beneficiarios del fallo”, según detalló hoy en XSebastián Maril de Latam Advisors.
“Se merecen aplausos aquellos que hayan movido los contactos diplomáticos para lograr este apoyo al país en la apelación por la entrega de las acciones de YPF. No conoceremos el resultado hasta el primer trimestre de 2025″, dijo Maril.
El apoyo se da en el marco de la apelación por el turnover (transferencia) de acciones, el capítulo de la extensa causa que Burford Capital intenta ejecutar para cobrarse la condena de más de 18.000 millones de dólares.
En 2023, Preska condenó al Estado argentino local a pagar USD 16.000 millones -cifra que escaló a más de USD 18.000 millones por los intereses que corren desde entonces– a Burford Capital, el estudio inglés que compró los derechos de litigio en esta causa y es el principal beneficiario.
Según replicó Infobae, para defender la tenencia de las acciones, la Procuración del Tesoro de la Nación (PTN) presentó argumentos basados en el derecho internacional y la legislación estadounidense. Entre ellos, destacó la Violación de la inmunidad soberana (la Ley de Inmunidades Soberanas – FSIA – solo se aplica a bienes en EE.UU., no a las acciones de YPF) y la Interpretación errónea del derecho de Nueva York (la norma de turnover no fue diseñada para obligar a un Estado soberano a transferir activos desde su propio territorio).
Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) anunció que lanzará esta semana una licitación internacional para vender el 50% de su subsidiaria YPF Agro, en el marco de un plan que busca captar fondos para concentrar inversiones en Vaca Muerta y avanzar hacia su objetivo de posicionarse entre las 20 petroleras más grandes del mundo.
Según replicó el diario Clarín, la decisión fue confirmada en el marco del Foro Argentino de Inversiones, por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, quien explicó que la operación está alineada con el denominado “Plan 4×4”, la estrategia corporativa que prioriza los negocios principales: producción de petróleo y gas en Vaca Muerta, exportaciones y ventas de combustibles.
De acuerdo con Marín, la petrolera proyecta que a partir de la próxima década Argentina exporte US$ 50.000 millones anuales en energía, de los cuales US$ 20.000 millones provendrán de petróleo y otros US$ 20.000 millones de Gas Natural Licuado (GNL).
YPF Agro es actualmente un proveedor clave de insumos para el campo, con un portafolio que incluye combustibles, lubricantes, semillas y fertilizantes.
El Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería, realizó días atrás una inspección integral sobre la plataforma AM-3 del yacimiento Magallanes, operada por la empresa Petrolera Santa María.
La instalación se encuentra a 17 km al sudeste de Punta Dúngenes, en el Estrecho de Magallanes, y constituye una de las principales infraestructuras offshore de producción de petróleo y gas en el Mar Argentino.
El operativo estuvo a cargo de un equipo interdisciplinario integrado por Luis Lucero, Director Provincial de Coordinación Inspecciones Zona Sur, de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero; y por Esteban Fernández y Leandro Proz, de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, todos dependientes del Ministerio de Energía y Minería.
Durante la inspección, se verificaron las condiciones ambientales de la plataforma, en relación a la gestión de residuos, abarcando una revisión de la clasificación, almacenamiento y retiro mediante el buque de apoyo Norman Commander; como así también, se solicitó a la empresa el registro completo de volúmenes generados y retirados en lo que va del año.
También se inspeccionó lo relacionado al control de tratamiento y disposición de los efluentes cloacales; además de acciones que se llevan adelante en materia de prevención de incidentes en caso de derrames de fluidos al mar; al tiempo que se verificó el estado de las bandejas antiderrame en los bines de almacenamiento de combustibles, todo ello en relación a lo dispuesto en Ley Provincial N° 2.568 (de Impacto Ambiental) y en las competencias conferidas a la autoridad de aplicación por la Ley N° 3.885 (Programa de Control Ambiental Energético y Minero).
Por su parte, desde la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se verificaron aspectos técnicos vinculados con la producción, en relación a los medidores de venteo y consumo de gas de la plataforma; como así también en base a la vigencia y registro de la última calibración de los puntos de medición, y en base a lo establecido por la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319, el Decreto Nacional N° 860/1996, junto a la Resolución N° 557/2022 y la Ley Provincial N° 3655 (Sistema de Producción Hidrocarburífera), que aplica a la fiscalización de la actividad.
Con esta inspección, el Gobierno de Santa Cruz refuerza el control integral sobre la producción hidrocarburífera, asegurando el cumplimiento de la legislación vigente en materia de seguridad operativa, ambiente y desarrollo energético, en línea con su política de resguardar los recursos estratégicos y la sostenibilidad de la actividad en la Cuenca Austral.
La semana estuvo marcada por un nuevo capítulo en el largo litigio internacional que enfrenta a la Argentina con fondos demandantes por la expropiación de YPF en 2012. El Gobierno argentino presentó una apelación ante la Cámara del Segundo Circuito de Nueva York, buscando revertir el fallo que lo obliga a entregar el 51 % de las acciones de la compañía.
El argumento central de la defensa es que cumplir con esa orden implicaría una cesión directa de soberanía, pues se trata de un paquete accionario que el Estado considera estratégico para el control de los recursos energéticos nacionales. Voceros oficiales remarcaron que la expropiación de YPF fue una decisión política enmarcada en la defensa del interés público, y que judicializarla de este modo constituye una extralimitación que afecta al orden jurídico internacional.
A la par, medios estadounidenses informaron que la corte de apelaciones evalúa suspender de manera temporal la ejecución del fallo mientras analiza los fundamentos de la apelación. Una eventual moratoria en la aplicación de la sentencia permitiría a la Argentina ganar tiempo en una pulseada que no solo es jurídica, sino también geopolítica y financiera.
El Tío Trump
Por otra parte, en julio, el Gobierno de Estados Unidos anunció que intervendría como amicus curiae en el caso de YPF, respaldando la posición argentina frente al fallo que ordena entregar la mayoría accionaria de la petrolera. Esa decisión se interpretó como un gesto político significativo, para reforzar los vínculos entre Washington y Buenos Aires en un contexto de supuesta afinidad ideológica entre ambas administraciones.
En el reciente encuentro entre Trump y Milei, si bien no hubo confirmaciones oficiales de que YPF fuera parte explícita de la agenda, fuentes diplomáticas señalaron que el litigio estuvo presente en las conversaciones de contexto más amplio. El solo hecho de que el gobierno estadounidense haya dado señales de apoyo en tribunales abre un frente de negociación que trasciende lo jurídico y adquiere un peso estratégico en la relación bilateral.
Vaca Muerta se mueve
Mientras la cuestión judicial concentraba la atención internacional, YPF avanzó con decisiones de envergadura en el terreno productivo. La compañía cerró la compra de una participación del 45 % en dos bloques de petróleo y gas no convencionales ubicados en Vaca Muerta, hasta ahora bajo control de la francesa TotalEnergies. La operación, valuada en unos 500 millones de dólares, refuerza la posición dominante de la petrolera argentina en la principal cuenca energética del país. El movimiento no es menor: YPF asegura así un mayor control sobre áreas que concentran parte del futuro energético de la Argentina, y sienta las bases para ampliar la producción en un escenario de creciente demanda regional.
A su vez, trascendió que la empresa planea perforar tres pozos exploratorios en la formación Palermo Aike, ubicada en el sur del país. Este reservorio, considerado una suerte de “hermana menor” de Vaca Muerta, se perfila como una frontera energética con alto potencial, capaz de diversificar la geografía de la producción de hidrocarburos no convencionales.
Por un puñado de dólares
Los movimientos de YPF se desarrollan bajo una estricta mirada institucional. Analistas locales recordaron que cualquier eventual desprendimiento de las acciones de la petrolera —si finalmente se cumplieran las sentencias judiciales internacionales— debería contar con la aprobación expresa del Congreso argentino. Este punto subraya que el futuro de la compañía no es solo un asunto empresarial, sino un tema profundamente político y soberano.
En el terreno regulatorio, la empresa dio también señales de gestión territorial. Concluyó obras clave para asegurar el suministro de gas en el municipio de Añelo, en Neuquén, localidad que se ha convertido en el epicentro logístico y humano del desarrollo de Vaca Muerta.
Este avance, aunque menos estridente que las grandes operaciones financieras, tiene un impacto inmediato en la vida de las comunidades vinculadas al polo energético.
Entre soberanía y producción
La semana dejó en evidencia la dualidad que atraviesa el presente de YPF: por un lado, una pulseada judicial de resonancia internacional que pone en juego la noción misma de soberanía; por otro, un despliegue productivo que busca consolidar a la empresa como motor de la transición energética argentina.
En este delicado equilibrio entre tribunales extranjeros y perforaciones en la Patagonia se juega buena parte del futuro energético y político del país.
El Ministerio de Energía de Chile presentó la versión definitiva del Plan de Descarbonización, documento estructural que marca la hoja de ruta para el retiro de centrales termoeléctricas a carbón, la transformación del mercado eléctrico y la consolidación de un sistema energético más flexible, renovable y moderno.
Con 28 medidas distribuidas en cuatro ejes, el plan representa el núcleo técnico de la Agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética, impulsada por el gobierno del presidente Gabriel Boric.
Desde 2019, el país ha retirado 11 centrales a carbón, lo que representa una reducción de 1679 MW de capacidad instalada, y para 2026 se estima que otras 9 unidades estarán disponibles para su retiro o reconversión, por un total adicional de 2,2 GW.
No obstante, autoridades del Ministerio de Energía advirtieron que en la segunda etapa se deben reemplazar “atributos operacionales deseables”, como por ejemplo inercia, potencia firme o control de frecuencia, que tradicionalmente entregaban las centrales a carbón.
Ante este escenario, el plan avanza hacia una transformación estructural del diseño de mercado eléctrico. Una de las principales reformas es la creación de un mercado mayorista de energía basado en ofertas, que transitará desde el actual sistema de costos auditados hacia uno más competitivo, eficiente y transparente.
Para lograrlo, se propone la implementación progresiva de un esquema “day-ahead” financieramente vinculante, que permita a los agentes del mercado gestionar riesgos, enviar señales de precios más claras e incentivar inversiones.
Este nuevo modelo considera una etapa intermedia de transición, que habilitará gradualmente la operación de un mercado de ofertas sin comprometer la seguridad del sistema. Se evaluarán mecanismos para reducir las brechas entre el mercado diario y el de tiempo real, incluyendo la posibilidad de incorporar agentes financieros y ofertas virtuales, como ocurre en mercados más avanzados.
Otro punto central del Plan de Descarbonización es la revisión de los modelos de contratos de largo plazo, esenciales para financiar tecnologías de almacenamiento y flexibilidad. Se propone incorporar esquemas como contratos por diferencias, Cap and Floor y la coordinación con contratos por Servicios Complementarios (SSCC).
“El objetivo es viabilizar el apalancamiento de múltiples fuentes de ingresos, una práctica conocida como revenue stacking, que ha demostrado ser efectiva en países como Reino Unido o Australia”, señala el documento.
En paralelo, se avanzará en una reforma integral del mercado de Servicios Complementarios, con la redefinición de sus categorías, incorporación de la demanda como actor activo y la eliminación de barreras de entrada. Una agenda de corto plazo se desarrollará en 2026 y se complementará con una propuesta de modificación a la Ley General de Servicios Eléctricos en 2027, lo que da cuenta de un cronograma de implementación claro y escalonado.
El rol de la transmisión eléctrica también se pone en la mira como habilitante estructural del nuevo sistema eléctrico chileno. Para ello, se propone modificar la Ley General de Servicios Eléctricos incorporando el concepto de “necesidades estratégicas de capacidad de transmisión”, alineado con los Escenarios Energéticos de planificación de largo plazo.
A su vez, se reforzará el uso del Informe de Criterios y Variables Ambientales y Territoriales (ICVAT), y se iniciarán estudios para valorar económicamente variables sociales y ambientales en la planificación.
El documento también plantea la mejora del régimen de acceso abierto a la red de transmisión, con criterios adicionales para evitar especulación en las solicitudes de conexión.
Sumado a que se busca habilitar la inversión privada a riesgo en infraestructura de transmisión y se desarrollará un Estudio de Remuneración de la Transmisión en 2026, además de una propuesta de reforma legislativa en ese mismo año.
Las reformas regulatorias vendrán acompañadas por la presentación de un proyecto de ley que crea un régimen transitorio acelerado para la descarbonización, el cual prevé agilizar la tramitación de permisos sectoriales y ambientales para los proyectos considerados estratégicos.
“Estamos en una etapa de modificaciones regulatorias – normativas que habiliten y den las señales adecuadas para incentivar la inversión y tener esos atributos a través de otras tecnologías”, subrayaron desde el Ministerio de Energía.
Además, se contempla una revisión obligatoria del Plan dentro de cinco años, lo que permitirá ajustar medidas en función del avance real del proceso. Esta revisión marcará el ingreso a una tercera etapa, orientada a consolidar el retiro de todas las centrales a carbón operativas, siempre que los atributos de respaldo ya estén asegurados por nuevas tecnologías.
Nuevos incentivos económicos y fiscales para impulsar la descarbonización
Junto con las reformas regulatorias, el Plan propone una serie de instrumentos de incentivo que apuntan a viabilizar el reemplazo del carbón mediante energías limpias y almacenamiento. Uno de los más relevantes es la modificación al impuesto a las emisiones en fuentes fijas, con un aumento gradual del impuesto verde y su incorporación al cálculo del costo marginal, lo que permitirá internalizar el costo ambiental en la operación del sistema.
También se habilitarán proyectos de almacenamiento y reconversión de centrales existentes, facilitando su transición hacia combustibles de bajas emisiones o tecnologías limpias. Asimismo, se reconoce oficialmente a RENOVA como la plataforma de trazabilidad de atributos renovables, lo que permitirá valorizar y certificar la energía verde inyectada a la red.
Finalmente, se impulsarán mecanismos para que los proyectos estratégicos obtengan ventajas competitivas en licitaciones de suministro, uso de terrenos o transmisión, y se promoverán los proyectos comunitarios de generación distribuida, permitiendo una mayor democratización de los beneficios de la transición energética.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) publicó el Proyecto de Decreto Supremo que aprueba el Reglamento de la Ley N.º 31992, Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, mediante la Resolución Ministerial N.° 314-2025-MINEM/DM. Se trata de un avance normativo que busca establecer un marco técnico y regulatorio integral para impulsar el desarrollo de esta tecnología en el país, con la apertura de un proceso participativo de quince días calendario para recibir aportes de la ciudadanía, entidades públicas y privadas.
El reglamento, compuesto por cuatro títulos, 32 artículos, cinco disposiciones complementarias finales y cuatro transitorias, regula todas las actividades asociadas a la cadena de valor del hidrógeno verde: producción, almacenamiento, transformación, acondicionamiento, transporte, distribución, comercialización, exportación y uso. Establece definiciones técnicas como amoníaco verde, blending, nodos, certificación de origen y combustible sintético, además de clasificar los proyectos por escalas: mini los menores a 0.15 MW, pequeña de 0.15 a 10 MW, mediana de 15 a 100 MW y gran escala mayores a 100 mw.
Cada categoría de proyecto cuenta con requisitos diferenciados para su autorización, que incluyen estudios técnicos, certificaciones ambientales, medidas de seguridad y reportes de planificación de integración. El Ministerio de Energía y Minas actuará como autoridad competente para emitir las autorizaciones, mientras que otros organismos –como el Ministerio del Ambiente, el Ministerio de Economía y Finanzas, el Ministerio de la Producción y Osinergmin– tendrán responsabilidades complementarias. También se crea una Comisión de Trabajo Multisectorial Permanente para dar seguimiento al desarrollo normativo y técnico del sector.
El reglamento señala que el hidrógeno verde debe contar con la certificación de Origen emitida por un organismo acreditado ante el INACAL en el marco del procedimiento de certificación del hidrógeno verde aprobado por el MINEM mediante Resolución Ministerial, sin perjuicio de los esquemas de certificación internacionales vigentes. Además, la investigación y desarrollo incluye proyectos piloto enfocados en tecnologías de producción, eficiencia en electrólisis, reducción de costos y optimización de aplicaciones del hidrógeno verde.
Desde la asociación Peruana de hidrógeno (H2 Perú) venían impulsando activamente la aprobación de este reglamento como condición clave para habilitar el despliegue de proyectos. En ese marco, Daniel Camac, presidente de la entidad, aseguró: “Es necesario un marco regulatorio claro y eficiente, que permita conceptualizar proyectos, agilizar la obtención de permisos y licencias, y brindar reglas precisas para su implementación y desarrollo”. Agregó que se requieren también “incentivos fiscales y regulatorios que atraigan inversión, estimulen la demanda de hidrógeno y sus derivados, y garanticen la viabilidad y competitividad del hub”. Asimismo, resaltó que debe existir “una armonización regulatoria entre distintos niveles de gobierno y sectores, que evite barreras normativas, asegure coherencia en los requisitos y facilite la integración del hub con mercados nacionales e internacionales”.
La publicación del reglamento se produce tras un proceso de elaboración técnica liderado por el MINEM, aunque el plazo legal para su aprobación –establecido para septiembre de 2024– ya había vencido. Desde H2 Perú señalaron en su momento que esta demora podría tener implicancias para la competitividad del país en la región. “Cada semana de demora pone a Perú en riesgo de perder competitividad en la carrera regional por el hidrógeno”, remarcó Camac dos meses atrás en diálogo con Energía Estratégica. “Potencialmente, cada mes de retraso desplaza a Perú en el radar de estos inversionistas, incrementando el riesgo de que capital y tecnología se dirijan a esos mercados vecinos”, advirtió.
En paralelo, el país mantiene ventajas competitivas a nivel regional. Según Edmundo Farge Inga, CEO de Batech Energy, actualmente los costos de producción de hidrógeno verde en Perú se ubican entre 3 y 5 dólares por kilogramo, cifras significativamente menores frente a los 8 a 11 euros/kg que se registran en Europa y Estados Unidos. Esto posiciona al país como un actor atractivo para inversiones, siempre que se garantice previsibilidad y coherencia regulatoria.
La publicación del reglamento, aunque aún en fase de consulta, representa un paso técnico relevante para alinear la estrategia nacional con los estándares internacionales del sector. Su implementación efectiva permitirá abrir oportunidades para el desarrollo industrial, el posicionamiento de Perú en mercados de exportación y la transición hacia una matriz energética más limpia.
En ese contexto se llevó a cabo el Panel 1: Estado de la energía solar fotovoltaica en Perú: Visión de líderes, donde participó Cristhian Romero, Sales Manager para Perú, Ecuador y Bolivia en JA Solar, junto a ejecutivos de Acciona Energía y Statkraft.
“Como JA Solar, ya tenemos más de 600 MW en contratos firmados en el país, los cuales serán entregados entre este y el próximo año”, anunció Romero en el inicio de su intervención. Según detalló, esto representa un compromiso importante para la compañía, que en 2024 celebra 20 años de trayectoria global como fabricante de módulos fotovoltaicos.
Además, anticipó que el mercado peruano está por marcar un récord histórico en materia de importaciones: “Según nuestras proyecciones, se podrían superar los 900 MW en 2025, e incluso alcanzar 1 GW. Sería un hito tanto a nivel nacional como regional”.
Desde su visión, la evolución de este segmento dependerá de la consolidación de un marco regulatorio confiable, ya que «existe una clara necesidad de reglas claras que otorguen confianza a los inversores” según Romero, al referirse a los avances en torno al reglamento de modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas y al esperado reglamento de generación distribuida.
La estrategia de JA Solar se apoya en tres pilares que resultan fundamentales para asegurar resultados predecibles a largo plazo: calidad técnica, solidez financiera y acompañamiento técnico local.
“Producimos módulos validados por terceros y con un alto rendimiento, pero no nos quedamos solo en eso. Apostamos por un modelo de soporte técnico permanente que garantice que el sistema fotovoltaico entregue —o incluso supere— la energía estimada en fase de simulación”, explicó.
A nivel tecnológico, destacó que los módulos de la compañía ya superan el 23% de eficiencia, gracias a una celda patentada con más del 26%. “No basta con tener un módulo de última generación. Necesitamos asegurar que esa tecnología funcione con eficiencia y durabilidad comprobada en condiciones reales”, enfatizó.
De hecho, Romero advirtió sobre tecnologías emergentes que muestran valores elevados en hojas técnicas, pero que en campo presentan degradaciones de hasta el 8%, cuando deberían estar por debajo del 3%. Por ello, destacó el posicionamiento de JA Solar como una marca que prioriza la confiabilidad por sobre la novedad.
Crecimiento del autoconsumo y el rol del nuevo reglamento
Consultado sobre el impacto que tendrá el futuro reglamento de generación distribuida de la Ley 32249, Romero fue contundente: “Vemos que ya se están desarrollando proyectos de hasta 10 MW para autoconsumo en Perú. Una vez se publique el reglamento, esa tendencia va a escalar significativamente”.
Según explicó, actualmente existen utilities que trabajan directamente con sus usuarios libres en soluciones de generación fotovoltaica in situ. En ese contexto, el nuevo marco permitiría a la industria inyectar excedentes al sistema, lo que abriría la puerta a nuevos modelos de negocio y mayores retornos.
Romero estima que los proyectos de 1 o 2 MW que hoy dominan el segmento podrían duplicar o triplicar su escala: “Con un entorno de precios competitivo y tecnología confiable, los inversores ya están tomando decisiones. Con reglas claras, el crecimiento será aún mayor”.
En su mensaje final, el ejecutivo resaltó el valor de generar espacios de intercambio entre actores del sector. “Instancias como el FES son clave para compartir conocimiento, buenas prácticas y experiencias de otros mercados”, aseguró.
Mencionó particularmente los aprendizajes provenientes de países como Chile y Brasil, donde la expansión solar ha venido acompañada por una curva de madurez técnica y regulatoria. “La prevención es clave. El conocimiento compartido permite evitar errores y garantizar que los proyectos cumplan con las expectativas de generación y retorno”, concluyó.
En el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), celebrada en Santiago de Chile durante la X Semana de la Energía, el presidente de la República de Chile, Gabriel Boric, encabezó la ceremonia inaugural de la máxima instancia política de decisión en materia energética de América Latina y el Caribe.
El mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.
En su intervención, el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, subrayó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.
Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70% de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.
“Nuestra región es una región solución que aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó.
Uno de los anuncios más destacados de la jornada fue la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.
Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.
En el ámbito de la integración, fortaleció su rol como Secretaría Técnica de CELAC y promovió iniciativas como RELAC y CertiHLac, al tiempo que avanzó en la integración gasífera del MERCOSUR. A nivel institucional, se sumó la Unión Europea como observador permanente, reactivaron su participación Argelia y Haití, y se crearon nuevos órganos como el Consejo de Planificación Regional, el Consejo Empresarial y el Observatorio de Metano (OEMLAC).
En cooperación internacional se ampliaron alianzas con organismos como IKI, GEAPP, AFD, AECID y UNEP, mientras que en formación y capacitación se dictaron cursos y talleres que beneficiaron a más de 16.500 personas, incluyendo una maestría y dos diplomados. También se impulsó una agenda inclusiva con programas para mujeres y jóvenes, el fortalecimiento de RedLACME, la creación de la Academia Juvenil de Transiciones Energéticas y la organización del Primer Encuentro de Juventudes de ALC en Energía. En comunicación y posicionamiento, OLADE incrementó su presencia en la prensa internacional y lanzó nuevas publicaciones mensuales sobre generación, inflación energética y notas técnicas.
La LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE concluirá con la adopción de lineamientos estratégicos en integración eléctrica, modernización de redes, diversificación tecnológica y financiamiento climático, reafirmando a la Organización como el principal articulador de la agenda energética de América Latina y el Caribe.
La llegada de Prosolia Energy a México se concreta en un momento que la empresa considera clave. Si bien la firma fue constituida en el país a finales de 2024, fue durante 2025 que comenzó a estructurarse el equipo y a delinearse la estrategia local. “El objetivo de Prosolia es generar energía y ofrecerla a precios competitivos, ya sea bajo esquemas de generación distribuida como de utility scale”, manifestó Sergio Torres de la Cruz, Country Manager México, en diálogo con Energía Estratégica.
Con presencia consolidada en Europa, Prosolia proyecta alcanzar 3 GW operativos a nivel global hacia 2032, de los cuales México representará entre un 10 y 13% del total. “Estamos hablando de 300 a 400 megas repartidos entre proyectos de autoconsumo y también utility scale”, detalló el directivo.
En el contexto mexicano, la empresa observa una coyuntura favorable, apalancada por reformas que apuntan a dinamizar el sector. “Actualmente ha habido avances importantes. Uno de ellos es el incremento de la capacidad para no necesitar permiso de generación de 0.5 a 0.7 megas”, subrayó Torres de la Cruz. A ello se suman esfuerzos regulatorios por simplificar trámites e incentivar el autoconsumo, aunque aún persiste cierta incertidumbre normativa.
En cuanto al mix tecnológico, el enfoque será claro: solar y almacenamiento. “Creo que ya es una realidad que el almacenamiento está siendo bastante rentable, no solo en México, sino a nivel mundial”, indicó. Aunque la eólica no se descarta completamente, los esfuerzos se concentrarán en la combinación fotovoltaica y baterías, apuntando a instalaciones que brinden estabilidad, rentabilidad y continuidad en la oferta.
México aparece también como un mercado estratégico por su tejido industrial y su proximidad con Estados Unidos. “Tenemos grandes automotrices y sus proveedores, además de la industria alimentaria. También parques industriales donde llegan empresas de todo el mundo por la ubicación estratégica del país”, describió el Country Manager. En esa línea, subraya una premisa simple pero potente: “Si consumes energía, eres nuestro cliente”.
Esta visión se traduce en una propuesta clara: contratos PPA de largo plazo. “Como productora independiente de energía no vamos a vender los sistemas. Será una modalidad en esquemas PPAs, con plazos de 10, 15 o 20 años para nuestros clientes”, precisó. Esta decisión se basa en la vida útil de los equipos y en la necesidad de ofrecer certidumbre a los consumidores finales.
La apuesta fuerte por la generación distribuida encuentra respaldo en la evolución del mercado local. “Creo que la generación distribuida ha jugado un papel importante en México, pero ahora se va a abrir otro candadito: los proyectos de más de 0.7 MW a 20 MW”, explicó Torres de la Cruz. Esto abre una segunda ola de oportunidades para el segmento, que podrá ampliarse con proyectos “hechos a la medida”. En ese sentido, afirmó: “Cada uno de estos proyectos es artesanal. Cada cliente tiene ideas distintas de lo que es un proyecto de este tipo”.
A esta perspectiva se suma el aprendizaje cruzado con España, donde Prosolia cuenta con una sólida trayectoria. “Para el equipo de México, la ventaja es toda la experiencia que ya tiene el equipo de allá. Hemos estado en un sinnúmero de pláticas, compartiendo buenas prácticas tanto de instalación como regulatorias”, comentó. El intercambio no es unidireccional: “Sin duda hay cosas que ellos están aprendiendo de nosotros también. Compartiendo la información, se puede llegar a ese punto medio para adaptar buenas prácticas al mercado mexicano”.
Para lograr el desarrollo pleno de estos proyectos, el directivo señaló la necesidad de incentivos adicionales. “Si bien ya existen beneficios fiscales y certificados que respaldan la generación, considero que aún faltan estímulos que motiven a las empresas a voltear al tema de estas tecnologías”, sostuvo. Y agregó: “Es clave que los clientes no perciban solo un ahorro o un beneficio ambiental, sino que también cuenten con apoyos que faciliten la integración de este tipo de energía”.
Por otra parte, Prosolia no descarta su participación en proyectos de utility scale, aunque reconoce que en ese segmento la infraestructura de transmisión y distribución es un desafío. “Las redes se están quedando cortas frente a lo que podríamos estar nosotros como inversionistas. Es un trabajo conjunto entre dependencias y privados que tenemos que sentarnos a ver soluciones”, afirmó.
La elección de México responde a una estrategia de largo plazo que busca consolidar al país como hub regional. “México siempre ha estado en el radar. Se tomó la decisión de apostar fuertemente por este mercado, y sí, va de la mano con todos estos cambios regulatorios que se están dando”, enfatizó Torres de la Cruz. La visión es clara: instalar bases sólidas para una futura expansión hacia Latinoamérica y Estados Unidos.
Actualmente, el grupo cuenta con alrededor de 300 personas en diferentes países, con una política de crecimiento orgánico y atención personalizada. “Lo que buscamos es darle una atención personalizada a los clientes, siendo eficientes con las herramientas tecnológicas disponibles”, concluyó.
El gobierno de Colombia, a través del Decreto 1033 de 2025, expidió oficialmente la Licencia Ambiental Solar con Diseño Optimizado (LASolar), un instrumento destinado a proyectos de energía solar con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW). La medida, elaborada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, busca agilizar el licenciamiento ambiental, sin disminuir la rigurosidad de sus decisiones, contribuyendo así a materializar la Transición Energética Justa en Colombia.
“Hoy Colombia da un paso firme hacia la Transición Energética Justa. Con la firma del Decreto 1033 de 2025 optimizamos el licenciamiento ambiental para proyectos solares entre 10 y 100 MW, lo que permitirá acelerar la penetración de energías limpias tanto en el Sistema Interconectado Nacional como en las Zonas No Interconectadas. Este es un avance decisivo para cumplir nuestras metas climáticas, proteger la diversidad y fortalecer la articulación con las comunidades locales en los territorios donde se desarrollan estos proyectos”, afirmó Irene Vélez Torres, Ministra (e) de Ambiente y Desarrollo Sostenible y Directora General de la ANLA.
Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, celebró la expedición de la LASolar y destacó que este instrumento se alinea con la estrategia 6GW Plus, liderada por su cartera, que busca integrar más de seis gigavatios de capacidad renovable al Sistema Interconectado Nacional y consolidar proyectos que fortalezcan la seguridad energética, la competitividad y el desarrollo territorial.
“Desde el sector de Minas y Energía celebramos esta noticia, porque con LASolar damos señales regulatorias claras y estables para el desarrollo de la energía limpia en Colombia. Este decreto no solo acelera la transición energética, sino que también impulsa programas como Comunidades Energéticas y Colombia Solar, que son banderas del presidente Gustavo Petro y del Gobierno del Cambio. La meta de 6 GW la vamos a alcanzar, y con este paso avanzamos con decisión hacia una Transición Energética Justa”, afirmó Edwin Palma, Ministro de Minas y Energía.
La LASolar optimiza los parámetros, requisitos y procedimientos para la solicitud, evaluación y otorgamiento de licencias ambientales ante la ANLA, pero mantiene criterios estrictos de cuidado ambiental sobre los recursos hídricos y los bosques, así como estimula la participación social de las comunidades en donde los proyectos se desarrollan. Gracias a este esquema, los parques de generación solar podrán incorporar diseños optimizados que reduzcan impactos ambientales.
En el marco de la LASolar, el licenciamiento inicia desde la fase de planeación, cuando la ANLA verifica el cumplimiento de los criterios de diseño optimizado y, en un plazo máximo de 15 días, emite Términos de Referencia Específicos para cada proyecto, ajustados a la sensibilidad del territorio y a las obras previstas. Este esquema, permite reducir hasta en dos terceras partes los tiempos de un trámite regular en la ANLA.
Además, la licencia incorpora por primera vez la obligación de implementar una Estrategia de Gestión Social, que promueva el respeto por los territorios, la cultura y los derechos humanos. Se incentiva también la creación de comunidades energéticas y proyectos productivos locales como medidas de compensación del medio biótico, fortaleciendo la participación de la sociedad en la transición energética.
Con LASolar, el Gobierno del Cambio consolida la articulación entre el Ministerio de Ambiente, el Ministerio de Minas y Energía y la ANLA en torno a una agenda que acelera la transición energética justa y fortalece la confianza ciudadana en las instituciones. Este decreto se convierte en un hito que demuestra que Colombia avanza con decisión hacia un modelo energético sostenible, competitivo y comprometido con la vida y los territorios.
MetroGAS presentó su 6° Reporte de Sustentabilidad, en el que expone los logros de su gestión en eficiencia operativa, infraestructura y compromiso con la comunidad mediante programas educativos y sociales alineado con la estrategia de la compañía basada en la sostenibilidad y la transparencia.
En este reporte, el segundo que realiza de manera anual, la distribuidora de gas natural por redes más grande de la Argentina reafirma su compromiso con el cliente, a quien pone en el centro de todas sus acciones.
“El 2024 fue un año de consolidación y desafíos superados que quedaron reflejados en este Reporte de Sustentabilidad, que contiene los resultados de la gestión de la compañía alineados al Plan Estratégico”, dijo el CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli.
Con más de 2,4 millones de clientes y una red de 18.502 km de cañerías en CABA y el conurbano bonaerense, la compañía consolidó su modelo de atención ágil y accesible. Durante 2024, más de 1,38 millones de usuarios optaron por la factura digital, lo que representa un crecimiento del 9,3 % respecto al año anterior, y el 81 % de las gestiones se realizaron de forma digital o por autogestión telefónica.
En materia de infraestructura, se ejecutaron 9 proyectos de renovación de redes, se reemplazaron 66 kilómetros de cañerías de hierro fundido y se inspeccionaron 24.100 kilómetros con tecnología de última generación.
El reporte también resalta el compromiso de MetroGAS con la gestión ambiental. A lo largo del año se realizaron estudios de biometano e hidrógeno, se midieron las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y se desarrollaron campañas como “Comunidad del Sí” y “Árbol”, esta última con 1.538 adhesiones y la plantación de 77 nuevos ejemplares.
En el plano comunitario, se reactivó el programa Hogar Cálido Hogar en escuelas primarias, se capacitaron 1.372 estudiantes en el oficio de gasista matriculado y se asistió a 1.344 familias a través del programa Instalaciones Solidarias, que obtuvo el Premio APSAL 2024. Además, se organizaron 8 jornadas de voluntariado, con la participación de 137 colaboradores que dedicaron 3.400 horas a distintas iniciativas sociales.
“Operación segura y confiable, cliente en el centro, eficiencia operativa, capital humano, grupos de interés y desarrollo sostenible constituyen las seis líneas de acción que hoy, gracias al trabajo colaborativo de nuestros equipos, hemos convertido en avances concretos”, destacó Mazzucchelli durante la presentación del reporte.
En el encuentro estuvieron presentes autoridades de la compañía; el director general de CEADS, Sebastián Bigorito; el director de Economía Social y Sociolaboral del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, Nicolás Caldarola; y el representante de la organización civil “Ingeniería Sin Frontera”, Rodrigo Morales, entre otros.
Con certificaciones vigentes ISO 9001, 45001 y 14001 hasta 2027, MetroGAS reafirma su compromiso con la excelencia operativa, la transparencia y el desarrollo sostenible e integra la innovación y el cuidado del ambiente en cada aspecto de su operación. Acceder al reporte en el siguiente link https://sustentabilidadmetrogas.com.ar/
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 13/10/2025 al 02/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 37 ofertas por un volumen total de 41,6 millones de metros cúbicos diarios, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,28 el millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,96 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 1,61 hasta u$s 2,53 el MBTU según el punto de ingreso. Los precios de llegada al GBA fueron desde u$s 2,08 hasta u$s 3,43 el MBTU.
Desde Neuquén se recibieron 13 ofertas por un volumen total de 15,9 MMm3/día. Desde Santa Cruz se realizaron 6 ofertas por un total de 4,3 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 8 y totalizaron 12.7 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste se hicieron 6 ofertas por un volumen total de 4,3 MMm3/día. Y desde Chubut las ofertas fueron 4, por un volumen total de 4,4 MMm3/día.
El Gobierno de Argentina ratificó la prórroga por diez años, a partir de noviembre de 2027, de las concesiones de transporte de hidrocarburos operadas por la petrolera estatal YPF que se extienden por las provincias de Neuquén, Mendoza, San Luis, Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires.
En el proyecto aprobado se incluye un plan de trabajo e inversiones presentado por la compañía para este período de prórroga de la concesión valorado en US$364,3 millones (310,3 millones de euros), según se recoge en el Decreto 698/2025 publicado en el Boletín Oficial.
Esta cuantía está enfocada a ampliar la capacidad y optimizar los sistemas de transporte, mejorar la seguridad operativa, aplicar actualizaciones tecnológicas y modernizar los equipos.
Antes de iniciarte la prórroga de las concesiones, YPF deberá ejecutar de manera adicional inversiones por valor de US$278,1 millones (236,9 millones de euros) entre 2025 y 2027, además de reportar semestralmente el avance de estas obras a la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos.
El incumplimiento de esta inversión inicial, según se explica en el decreto, justificará la retirada de las concesiones por parte del Ejecutivo a la petrolera.
La empresa también deberá cumplir con las normas ambientales, de seguridad y de acceso abierto vigentes.
Como parte de la celebración por el 121° aniversario de la ciudad de Neuquén, se realizó este miércoles un acto institucional cargado de simbolismo: el gobernador Rolando Figueroa, junto al intendente Mariano Gaido, entregaron la llave de la ciudad a Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. La distinción, considerada la máxima que puede otorgar un municipio, se llevó a cabo en el edificio del Polo Científico Tecnológico donde funcionará el Instituto Vaca Muerta, un espacio que consolida la articulación entre el sector público y privado.
“Las llaves de la ciudad significan mucho para Neuquén: Es el reconocimiento a una persona que viene a acrecentar las posibilidades de crecimiento de esta gran ciudad que de hecho es la más importante de la Patagonia y lo va a continuar siendo”, afirmó el gobernador.
Figueroa subrayó el valor estratégico de esta instancia para la provincia y la región y enfatizó que “el Instituto Vaca Muerta es la evolución de la relación que hemos tenido con YPF. Recordemos que el primer pozo comenzó en 1918. En aquel momento, si bien nosotros contribuíamos a la Argentina, nosotros ni siquiera elegíamos presidente, tampoco elegíamos quiénes nos representaban”.
En este sentido, indicó: “Yo valoro mucho esta nueva etapa y quiero rescatar la suerte que he tenido de poder ser gobernador cuando Mariano Gaido es intendente de la capital y cuando Horacio Marín es presidente de YPF, porque es una nueva forma de vincularse lo público y lo privado, pero con dos personas que ven la planificación como una herramienta fundamental para la toma de decisiones”.
En la misma línea, el mandatario provincial sostuvo que el aporte de YPF bajo la conducción de Marín marca un hito. “YPF ha sido pionero siempre, y siempre es pionero a partir de sus decisiones y de su mirada. Horacio Marín lo que le vino a dar ha sido esa mirada ambiciosa. Nosotros necesitamos gente que tenga este liderazgo, Horacio lo tiene en la industria, a partir del trabajo y de la humildad”, aseguró.
Por su parte, el intendente Gaido destacó la trascendencia del reconocimiento en el aniversario de la ciudad y expresó: “Horacio, bienvenido a casa, poner en valor y proyectar este polo científico-tecnológico no hubiese sido posible si no es que tenemos tu decisión, de llevar adelante una empresa con la eficiencia como YPF. La verdad es un orgullo en el país. Has desarrollado a YPF de una manera que nos sentimos parte y la verdad que la has transformado”.
“Que tengamos la posibilidad de llevar adelante la entrega a Horacio de este corazón de la ciudad que es la llave, nos llena de orgullo y de emoción. Así que en su decisión, junto con el gobernador, de haber desarrollado el polo científico-tecnológico, de desarrollar Vaca Muerta, de que ponga el prestigio de la República Argentina a nivel internacional, Neuquén es parte fundamental a través de la entrega de la llave a su persona, a su jerarquía y a su capacidad”.
Visiblemente emocionado, Horacio Marín agradeció el gesto y puso de relieve el compromiso colectivo que requiere el desarrollo de Vaca Muerta. “Soy fuerte y débil, y no tengo problema en mostrar la debilidad. Y la verdad que me emocionan estas cosas, me acuerdo de cuando era muy chico. Y me da un gran orgullo y también me da fuerza para continuar, porque la verdad que yo vine a YPF para hacer algo que siempre escuchaba, que había que desarrollar Vaca Muerta. Porque es un recurso que es ahora o nunca, es ahora que voy a hacerlo. Porque YPF es claramente el protagonista y vine a trabajar con la industria, no contra la industria”, señaló.
En su discurso, el Presidente y CEO de YPF subrayó que el desarrollo de la empresa depende de la unión de todos los actores: “Para mí es un gran orgullo, creo que para YPF también, para todos los de YPF, para todos los trabajadores de YPF. Cuando digo trabajadores de YPF hablo de todos, no hablo solamente de los que sean profesionales. Estoy hablando de todas las personas que trabajamos en YPF, porque YPF se hace entre todos, de los miles que trabajamos. También se hace con la ayuda del gobierno municipal, del gobierno provincial, de los gremios. Creo que entre todos tenemos la obligación de desarrollar Vaca Muerta y vine a eso”.
Participaron del acto el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig; la presidente del Concejo Deliberante, Claudia Argumero, junto a concejalas y concejales; la secretaria-jefa del Gabinete Municipal, María Pasqualini, e integrantes del Gabinete municipal.
La central nuclear ucraniana de Chernóbil sufrió fluctuaciones de energía el miércoles por la mañana debido a un problema técnico, según el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA).
La planta perdió la conexión con la línea de 330 kV de su subestación de Slavutych. Al cambiar rápidamente a líneas alternativas, se restableció el suministro eléctrico, excepto en el Nuevo Confinamiento Seguro (NCS), informó el miércoles por la noche la OIEA en la plataforma social X.
Earlier today, Ukraine’s Chornobyl NPP experienced power fluctuations after losing connection to its Slavutych substation 330 kV line.
The site swiftly switched to alternate lines and power was restored, except for the New Safe Confinement (NSC), which covers the old… pic.twitter.com/aqSBzQNtHJ
— IAEA – International Atomic Energy Agency (@iaeaorg) October 1, 2025
Dos generadores diésel de emergencia suministran actualmente electricidad al NCS, que cubre el antiguo sarcófago construido tras el accidente de Chernóbil en 1986, según la agencia de la ONU.
El Ministerio de Energía de Ucrania responsabilizó a Rusia de un nuevo ataque y precisó que tras las sobretensiones provocadas por el ataque, la estructura quedó sin energía, dificultando las tareas de supervisión y contención de materiales radiactivos.
“Como resultado de las sobretensiones, el Nuevo Confinamiento Seguro, una instalación clave que aísla la cuarta unidad destruida de la central nuclear de Chernóbil y evita la liberación de materiales radiactivos al medio ambiente, quedó sin electricidad”, comunicó el organismo.
El Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, afirmó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.
Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70 % de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.
“Nuestra región aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó, en el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizada en Santiago de Chile, y de cuya inauguración participó el Presidente de Chile, Gabriel Boric.
El Mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.
Durante la jornada se anunció la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.
Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.
En el ámbito de la integración, fortaleció su rol como Secretaría Técnica de CELAC y promovió iniciativas como RELAC y CertiHLac, al tiempo que avanzó en la integración gasífera del MERCOSUR. A nivel institucional, se sumó la Unión Europea como observador permanente, reactivaron su participación Argelia y Haití, y se crearon nuevos órganos como el Consejo de Planificación Regional, el Consejo Empresarial y el Observatorio de Metano (OEMLAC). En cooperación internacional se ampliaron alianzas con organismos como IKI, GEAPP, AFD, AECID y UNEP.
La LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE concluirá con la adopción de lineamientos estratégicos en integración eléctrica, modernización de redes, diversificación tecnológica y financiamiento climático, reafirmando a la Organización como el principal articulador de la agenda energética de América Latina y el Caribe.
La transición energética en Chile está atravesando una transformación acelerada. La masificación de sistemas de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage Systems) está mostrando no solo avances técnicos, sino impactos concretos en el mercado mayorista.
Uno de los datos más relevantes es la caída de hasta USD 100/MWh en el costo marginal durante las horas solares, efecto atribuido directamente a la presencia creciente de estas tecnologías en nodos clave del sistema.
“La instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones de Chile”, manifestó el ministro de Energía, Diego Pardow, durante su intervención en la X Semana de la Energía, que lleva adelante la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
“Disminuir cerca de US$100/MWh el costo marginal, y estabilizar los ingresos en el mercado mayorista, es un cambio en las reglas del juego para cualquiera que se dedique a desarrollar proyectos. Es un salto de productividad”, agregó.
Desde su perspectiva, esta evolución marca un giro decisivo en la dinámica de la transición energética, pasando de tener un obstáculo en la transición a un aliado en los planes de carbono neutralidad del país.
El ministro también remarcó que el país alcanzará 2 GW de almacenamiento en operación para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030.
La expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción: “Si miramos las declaraciones de proyectos de almacenamiento en construcción, no solo nos estamos anticipando a la meta del 2030 (2 GW), sino también el objetivo de 6 GW a 2050”.
¿Por qué? Según datos del gobierno, el país andino cuenta con 8 GW de capacidad BESS declarada en construcción, y, de concretarse, superará la meta de las próximas décadas.
Tras la intervención del ministro, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Marco Mancilla, profundizó las proyecciones del organismo. Según indicó, la capacidad instalada de almacenamiento en Chile podría alcanzar los 8.606 MW en 2027.
Esta cifra, en términos prácticos, equivaldría a abastecer una porción significativa de la demanda nacional con energía proveniente exclusivamente de baterías. “Se podría estar abasteciendo el 75% de la demanda nacional, solamente con almacenamiento”, señaló Mancilla.
Desde la CNE destacan que este fenómeno es posible gracias a las mejoras regulatorias que ha impulsado el Estado. En particular, Mancilla subraya la modificación del reglamento de transferencia de potencia, que reconoce formalmente a los BESS dentro del mercado eléctrico, incluyendo proyectos stand alone.
Además, anticipa que los ajustes en curso en el marco de la definición de Servicios Complementarios también permitirán mejoras económicas, considerando que ya se encuentra en marcha una versión definitiva de la norma que define la metodología de remuneración de BESS en el mercado de SSCC.
Es decir que habilitar los BESS podría significar un gran paso para el sector al haber un beneficio que se puede cuantificar y con ello, demostrar el potencial de las baterías en un sistema eléctrico cada vez más renovable, pero también más desafiante.
El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, JoelSantos, anunció que el gobierno trabaja en un plan estratégico de fortalecimiento y desarrollo del sistema eléctrico dominicano por los próximos 25 años, basado en el impulso a las energías renovables y los sistemas de almacenamiento.
Santos dijo que se trata de una actualización del Plan Energético Nacional 2025-2038, con alcance al 2025, para garantizar el éxito de la transición y la seguridad energética a largo plazo y suplir el aumento de la demanda eléctrica que producirá el crecimiento económico que proyecta el programa Meta 2036.
«Este año, a través de la Comisión Nacional de Energía, estaremos presentando un plan energético revisado, de cara a los próximos 25 años. La estrategia de este gobierno no es solo dejar sentadas las bases en términos de disponibilidad energética para su período en cuestión, sino, generar una reserva fría importante para el país”, aseguró el ministro.
Indicó que entre los planes inmediatos está sobrepasar los 2600 MW de capacidad instalada en generación de energías renovables para el 2028, para lo cual hay 70 proyectos en distintas etapas del proceso, de los cuales 20 están en construcción y 39 contarán con capacidad de almacenamiento.
El objetivo es que en los próximos tres años el país pueda contar con entre 500 y 600 MW de capacidad de almacenamiento para manejar el sistema con frecuencia estabilidad.
Bajo ese panorama se vislumbra la nueva licitación de hasta 600 MW de capacidad ERNC, y por la cual introdujo un elemento inédito en el mercado caribeño: el almacenamiento BESS como componente obligatorio en los proyectos adjudicados.
Eso permite estructurar APP que combinen PPAs con distribuidoras, contratos corporativos con grandes consumidores industriales y coinversión en infraestructura de transmisión con ETED. Y esta exigencia representa un salto en términos de estabilidad del sistema y abre oportunidades de inversión con estructuras más complejas pero financieramente más sólidas.
Incluso, durante una entrevista realizada en FES Caribe, el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, vaticinó la preparación del nuevo Plan Energético Nacional y reveló que incluye dos escenarios de crecimiento.
Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicarse el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.
Además de dichas iniciativas, el país impulsa una serie de proyectos energéticos que aportarán 612 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en los próximos seis meses: 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.
«Es importante entender que un sector como el energético no lo desarrolla un gobierno por sí solo, sino, que tiene que trabajar de la mano con el sector privado, que es una de las fortalezas de este gobierno”, sostuvo Santos, al resaltar la atracción de la inversión extranjera directa (IED), segundo en los sectores estratégicos del país, con más de mil millones de dólares anuales, en los últimos tres años.
Luciano Silva, product manager LATAM de Trina Storage, afirmó que los sistemas BESS están listos para liderar la próxima etapa de licitaciones renovables en América Latina, de modo que aseguró aseguró que la tecnología alcanzó su madurez y hoy ofrece una relación costo-eficiencia ideal.
“Hoy es el mejor momento para diseñar una planta solar híbrida con baterías, con ambas tecnologías en su máxima madurez y máxima costo-eficiencia”, sostuvo durante el Renovables y storage: Oportunidades de negocio para acelerar la diversificación de la matriz energética peruana” de Future Energy Summit (FES) Perú.
“Los sistemas BESS serán protagonista de la transición energética en cualquier mercado, de la adopción de las energías renovables, ya que las baterías dotan de despachabilidad y de flexibilidad a las ERNC”, añadió.
Bajo su óptica, los proyectos híbridos solar + BESS o eólica + BESS serán los más competitivos. Los bloques horarios que se aplicarán en Perú podrían reforzar esta tendencia, de manera que los generadores ya buscan trasladar su energía a momentos de mayor valor.
Silva comentó que Perú ya tiene experiencia con BESS de baja energía para regulación de frecuencia. Los desarrolladores peruanos ya presentan proyectos solares y eólicos que incluyen BESS en la evaluación ambiental. “Seguramente esos proyectos vayan a invertirse con BESS o no, pero ya están siendo evaluados con esa posibilidad”, dijo el ejecutivo.
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Mientras que Argentina y Colombia también exploran el uso de BESS en licitaciones, como la ya adjudicada AlmaGBA por casi 700 MW en sistemas de baterías, a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
Aunque Silva advirtió que el diseño de estos procesos debe basarse en las necesidades reales de cada mercado y considerar que los BESS también pueden actuar como infraestructura o como parte del parque generador. Por lo que dicha versatilidad les permite adaptarse a distintos escenarios.
“Es una tecnología que puede resolver casi cualquier problema en las redes de una manera como una cirugía de urgencia a las redes. Es la única tecnología que puede hacerlo en 18 meses”, apuntó.
“No tengo duda que los BESS serán protagonistas en solucionar cualquiera de las necesidades que aparezcan, sean necesidades en transmisión y las baterías remuneradas como un pago de infraestructura. Y desde el punto de vista generación tendremos iniciativas privadas como parte de complementación de generación solar, eólica, entre otras”, insistió.
Eficiencia por integración vertical
Trina Storage apuesta por la integración vertical para mejorar la competitividad de sus soluciones. La empresa mantendrá el formato de contenedor de 5 MWh en 2026, aunque con una celda optimizada. Mientras que hacia 2027, lanzará un nuevo sistema. E
El producto alcanzará los 6,25 MWh en un contenedor de 20 pies. Esta mejora será posible gracias a la celda de 587 Ah y el nuevo diseño aumentará la densidad energética sin incrementar el volumen del sistema.
APsystems avanza en su expansión regional con el lanzamiento del nuevo APstorage 11.4K y los microinversores DS3-LV y DS3-H, como parte de su estrategia de innovación continua y con un enfoque en soluciones adaptadas a cada necesidad técnica del mercado.
Estas tecnologías están orientadas a fortalecer la autonomía energética de los hogares y negocios en América Latina, un mercado que demanda soluciones eficientes, inteligentes y fáciles de integrar.
“El almacenamiento ya no es una moda, sino una necesidad que se está presentando en muchos países donde hay cortes de energía por falta de abasto suficiente”, manifestó Gustavo Marín, Branch Manager LATAM de APsystems, en el marco del ciclo Líderes organizado por Strategic Energy Corp.
Bajo el concepto de energía inteligente, la compañía promueve el uso de tecnologías de electrónica de potencia a nivel modular (MLPE, por sus siglas en inglés) como herramienta clave para mejorar la autonomía energética. “Ya hay equipos de inteligencia artificial que están eligiendo nuestros productos por su modularidad”, sostuvo Marín, quien remarcó que esta tendencia comienza a instalarse con fuerza en la región.
Uno de los focos de desarrollo más recientes es el APstorage 11.4K, un sistema de almacenamiento que integra en un solo equipo la fase dividida para el mercado latinoamericano, eliminando la necesidad de contar con un autotransformador adicional. “Con este equipo ya no es necesario agregar nada más. Es una solución que hace la instalación muy sencilla y cuenta con varios modos de aplicación: respaldo, autoconsumo, o para cubrir picos de voltaje”, detalló el directivo.
Además de su funcionalidad, el APstorage 11.4K se presenta como una solución escalable que complementa las necesidades reales de los usuarios. “Tenemos también el equipo de 5K, y ahora el 11.4, porque son potencias según la necesidad que se tenga de respaldo”, explica Marín. Esta versatilidad resulta clave para los mercados residenciales y comerciales, especialmente en países donde la infraestructura eléctrica enfrenta limitaciones o cortes frecuentes.
Por su parte, el microinversor DS3-LV surge como una respuesta directa a las condiciones de baja tensión eléctrica que predominan en América Latina, particularmente en sistemas que utilizan línea-neutro de 127 volts. “Con este equipo no tienes que cambiar tu instalación eléctrica. Lo colocas y tienes generación inmediata”, afirma Marín.
Diseñado especialmente para el uso residencial, el DS3-LV alcanza una potencia de salida de 900 hasta 1.000 watts, permitiendo acompañar la tendencia global hacia módulos fotovoltaicos de mayor capacidad. “Sabemos que los módulos vienen con más potencia y más amperaje. Por eso nos adaptamos a esa demanda con un inversor que puede operar desde 89 hasta 164 volts”, indica el ejecutivo.
Esta amplitud de operación representa un diferencial frente a otras marcas y evita la desconexión del sistema en condiciones de voltaje inestable. “Tropicalizamos nuestros productos para el mercado latinoamericano. Ya no es prueba y error, sino que nuestros equipos están diseñados para funcionar correctamente desde su instalación”, aclara Marín.
En paralelo, el DS3-H se presenta como una solución intermedia dentro de la misma familia de productos. “Este equipo tiene 1.050 watts de potencia para dos módulos y permite inyectar directamente en dos fases a 220 volts”, explica el representante de APsystems. Gracias a su compatibilidad con aplicaciones trifásicas —junto al modelo QT2—, este inversor está pensado para sistemas más exigentes o híbridos, donde se necesita balance de fases y autonomía.
En este contexto, la tendencia hacia el almacenamiento continúa consolidándose como un pilar central del portafolio de APsystems. “Lo más básico hoy es la luz y el internet. Si se corta la energía y el módem se apaga, ya no puedes conectarte ni trabajar. Por eso vemos una necesidad real y creciente del almacenamiento en la región”, reflexiona Marín.
Con una presencia de más de una década en América Latina, la compañía ha consolidado operaciones en países como Argentina, Chile y Colombia, y se prepara para expandirse aprovechando las aperturas regulatorias y los nuevos incentivos. “Ya no se tiene la mentalidad de que los sistemas son inaccesibles o caros. Lo que hace falta es información y acercamiento con instaladores y distribuidores”, apunta el ejecutivo.
La estrategia de APsystems también se alinea con el crecimiento de la movilidad eléctrica, anticipando soluciones para la carga de vehículos directamente desde sistemas residenciales. “Vamos a tener nuestras propias electrolineras en casa. Las baterías de los autos también podrán servir como almacenamiento provisional”, proyecta Marín.
En cuanto al futuro, la empresa ya trabaja en nuevas tecnologías de baterías de litio y en acelerar la integración entre almacenamiento, generación solar y software. “Estamos recibiendo e investigando tecnologías que permitirán cargas más rápidas, más inteligentes y más eficientes”, concluye.
En el marco del fortalecimiento energético del norte provincial, un eje central de la política pública que lleva adelante el gobernador Sergio Ziliotto, este lunes se realizó en las oficinas de Pampetrol SAPEM la apertura de sobres de la Licitación Pública N° 1/25, destinada al desarrollo, construcción y operación de un Parque Solar Fotovoltaico de 15 MW en General Pico.
El acto consistió en la apertura de los sobres que contienen las propuestas recibidas por parte de tres empresas oferentes; dichas ofertas fueron presentadas por: Albares Renovables S.A. – Vial A S.A. – TPS Constructora S.A.; Cimepro S.A. – Martínez y De la Fuente S.A. – Megatrans S.A.; y Austro SA. Esta documentación será ahora analizada por una Comisión de Preadjudicación, marcando un paso clave en el proceso licitatorio que refleja la intención del Gobierno provincial de transparencia y planificación estratégica.
La apertura tuvo lugar en las oficinas de la empresa estatal de energía y fue presidida por la presidenta de Pampetrol SAPEM, María de los Ángeles Roveda. Estuvieron presentes el secretario de Energía y Minería, Matias Toso, la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso, el director ejecutivo de la Agencia de Inversiones y Comercio Exterior (I-COMEX) SebastiánLastiri, miembros del Directorio y síndicos de Pampetrol, la subsecretaria de Energías Renovables, Georgina Doroni, el administrador Provincial de Energía, Cristian Andrés, y representantes de las empresas oferentes.
Este proyecto constituye una propuesta inédita de asociación público-privada en la Provincia. La iniciativa prevé que Pampetrol participe con un 20% en la Unión Transitoria (UT) que resulte adjudicataria.
La empresa seleccionada, por su parte, se hará cargo del 80% del financiamiento, la provisión de equipos y materiales, la construcción, montaje, conexión, puesta en marcha, operación y mantenimiento del parque durante los primeros doce meses de su habilitación comercial.
El desarrollo del Parque Solar no solo permitirá incrementar la generación de energía limpia, sino también fomentar el empleo local, ya que el pliego establece que al menos un 70% de la mano de obra contratada debe ser pampeana. La obra abastecerá de energía al Polo de Desarrollo Energético, al Parque de Actividades Económicas y a la Estación Transformadora de General Pico.
“Esta licitación marca un nuevo hito para la provincia de La Pampa. Mientras el Estado nacional se retiró de la planificación y la inversión, La Pampa tomó la decisión política y estratégica de sostener una presencia activa, con una visión clara y de largo plazo. Desde Pampetrol demostramos que, cuando el sector público conduce con seriedad, el capital privado acompaña y apuesta. Institucionalmente, reafirmamos el valor de contar con empresas estatales fuertes, con capacidad de gestionar, convocar y garantizar procesos transparentes», destacó María de los Ángeles Roveda.
«La participación de oferentes confirma que la provincia genera confianza porque ofrece seguridad jurídica, previsibilidad económica y reglas de juego estables. En lo técnico, el parque solar de 15 MW en General Pico es mucho más que una obra: es parte de una planificación energética que diversifica la matriz, mejora la infraestructura eléctrica y fortalece la soberanía energética provincial. Este resultado es la prueba concreta de que la sinergia público–privada funciona cuando hay dirección política, institucionalidad y un marco técnico estratégico”, agregó.
Por su parte, el secretario de Energía y Minería, Matías Toso, afirmó que el gobernador Sergio Ziliotto, a través del Plan Estratégico de Energía, «no solo está garantizando el abastecimiento energético de las necesidades actuales de La Pampa en tiempos en los que el sistema nacional colapsa, sino que además con este proyecto sienta las bases para que en el futuro la energía disponible en el nuevo Parque Industrial de General Pico permita una expansión productiva exponencial en el norte de la provincia».
«Hoy se pudo ver el compromiso del sector público y privado con la transición energética, que no es un mero relato sino una gran oportunidad para el desarrollo, la creación de empleo y destacar la matriz productiva», complementó.
Con esta iniciativa, que tiene como antecedente la obra del Parque Solar Antü Mamüll en Victorica, hito en materia de transición energética provincial, la Provincia reafirma su compromiso de seguir avanzando en la diversificación de la matriz energética, fortaleciendo el rol del Estado como motor de desarrollo y posicionando a La Pampa como referente regional en energías renovables.
La industria solar pierde miles de millones de dólares cada año por fallas no detectadas. En ese contexto, BLC Industrial Services, empresa integrante del grupo BLC Global, desarrolló Optimum INDRONE, una solución que combina inteligencia artificial, termografía y precisión operativa para detectar lo que el ojo humano no ve.
Según estadísticas globales, los parques solares están perdiendo la posibilidad de generar cada año más de 130000 kWh por MW instalado como consecuencia de anomalías sin resolver. En un escenario donde los parques aumentan en tamaño y complejidad, y el personal técnico resulta cada vez más escaso, la detección temprana de fallas se convierte en un factor decisivo para proteger la rentabilidad de los proyectos.
Frente a este panorama, Optimum INDRONE ofrece una respuesta ágil y precisa. Mediante drones equipados con cámaras RGB y térmicas, y analizado con inteligencia artificial, el sistema detecta, clasifica y georreferencia anomalías con un nivel de detalle imposible de alcanzar mediante inspecciones convencionales. El análisis termográfico permite identificar una gran diversidad de anomalías, como por ejemplo puntos calientes, diodos en falla o strings inactivos, mientras que la georreferenciación automática facilita que los equipos de operación y mantenimiento prioricen fallas críticas y planifiquen acciones correctivas exactas y eficientes.
Los resultados son concretos: mayor producción gracias a la detección temprana de anomalías, menores costos de operación y mantenimiento al reducir hasta un 97% los tiempos de diagnóstico respecto de métodos manuales y un nivel superior de seguridad al limitar la exposición del personal a zonas de riesgo. Al mejorar la operación de los parques solares, la solución también contribuye a optimizar la generación energética renovable y, en consecuencia, reducir la huella de carbono.
Con experiencia acumulada en inspecciones por más de 800 MW de capacidad instalada, BLC Industrial Services demuestra su conocimiento técnico y capacidad operativa en campo. Los resultados obtenidos en Argentina no solo validan la solución: establecen un nuevo estándar en la manera de gestionar activos solares a gran escala en la región.
La tendencia global apunta hacia inspecciones más frecuentes, automatizadas y basadas en inteligencia artificial aplicada. En esa dirección, Optimum INDRONE se consolida como una solución lista para responder a las nuevas exigencias del sector, acompañando a generadores, operadores, inversores y empresas de mantenimiento en la transición hacia una operación más rentable, segura y sostenible.
“Optimum INDRONE no se limita a encontrar fallas: transforma la manera en que operan los parques solares. Con cada inspección recuperamos capacidad de generación, reducimos riesgos y maximizamos la rentabilidad del activo”, afirma Leonardo Alassia, gerente de la empresa.
BLC Industrial Services reafirma su compromiso de acompañar la transición energética con herramientas de alto impacto tecnológico. Optimum INDRONE no solo resuelve los desafíos actuales del mantenimiento solar, sino que convierte cada anomalía detectada a tiempo en energía recuperada, inversiones protegidas y un futuro renovable que no puede esperar.
Uno de los pocos sectores de la economía que viene brindando alegrías al gobierno de Javier Milei es el hidrocarburífero.
La balanza comercial del sector se tornó el gran pulmón externo: en el primer semestre registró el mayor superávit en 35 años (US$ 3.761 millones) y, en marzo, el saldo energético mensual fue de US$ 527 millones. Por ello, el Gobierno proyecta un superávit anual cercano a US$ 8.000 millones, apoyado en Vaca Muerta y en la reducción de importaciones de gas.
En paralelo, 2024 cerró con un salto productivo que cimentó este giro: petróleo +9,7% interanual y gas +4,3%, con el shale como motor y con perspectivas de más exportaciones en 2025.
En el mercado interno, el precio monómico de la electricidad promedió alrededor de US$ 65/MWh en marzo y continuó elevado en el segundo trimestre. Al mismo tiempo, el esquema tarifario aceleró la recomposición: según el IIEP-UBA, un hogar tipo del AMBA sin subsidios destinaba $142.548 en abril y $181.194 en julio para cubrir luz, gas y agua. A la vez, los subsidios energéticos cayeron con fuerza en términos reales, lo que ayudó al ancla fiscal.
De aquí en adelante, el cuadro luce de “realismo competitivo”: exportaciones de crudo y gas en ascenso, un superávit energético que sostiene reservas y un sendero de precios regulados que, si bien alivia las cuentas públicas, impone desafíos de asequibilidad y segmentación fina para resguardar a los consumidores vulnerables.
Tres pilares
En petróleo, el impulso exportador de Neuquén se afirma con precios de realización competitivos y una logística algo menos trabada. Consultoras y bancos de investigación prevén que 2025 será el año con la producción más alta del siglo, con el superávit energético desplazando al agro como segundo complejo exportador en algunos escenarios.
En gas, el menor uso de GNL y la estacionalidad andina ampliaron el margen comercial. La clave seguirá siendo expandir el transporte y consolidar contratos firmes con Brasil y Chile para aplanar la curva invernal. En electricidad, CAMMESA reporta costos de sistema elevados y una cobertura tarifaria que mejora, aunque aún lejos de la plena convergencia. El ajuste regulatorio de 2025 (ENRE/Secretaría de Energía) recalibra precios estacionales y márgenes de redes. A su vez, el IIEP constata que las tarifas crecieron más que la inflación en lo que va del año, mientras los subsidios se recortan a mínimos de más de una década. No obstante, el sector que por fin aporta dólares netos exige cuidar las inversiones en infraestructura (oleoductos, gasoductos y transporte eléctrico) y diseñar un esquema tarifario quirúrgico, de modo que el equilibrio macroeconómico no erosione el contrato social de la energía.
Cambio, cambio…
En medio de un esquema de creciente endeudamiento público y privado y de anémico crecimiento de las reservas, las empresas energéticas e hidrocarburíferas ocuparon un lugar central.
Pluspetrol, perteneciente a las familias Rey Rodríguez y Poli, adquirió a fines de 2024 la participación de Exxon Mobil en Vaca Muerta por US$ 1.700 millones, operación financiada en gran parte con deuda que deberá afrontarse en divisas cuyo precio final es incierto a causa de la persistente devaluación iniciada en septiembre de 2025. Paralelamente, un conjunto de compañías de peso en el sector energético recurrió a los mercados internacionales para colocar deuda en dólares: YPF, Pampa Energía, Tecpetrol, Compañía General de Combustibles, la mexicana Vista Energy S.A.B. de C.V., TGS y el conglomerado CAPEX-CAPSA de la familia Götz. A ellas se sumaron otras firmas no estrictamente petroleras, como IRSA, Cresud, Edenor, Genneia y Telecom. En conjunto, estas emisiones alcanzaron la cifra de US$ 23.932 millones hacia julio de 2025, reflejando el fuerte endeudamiento del empresariado local. Más allá de las promesas iniciales de inversión, muchas de estas compañías se retiraron de los proyectos que habían comprometido, valiéndose de un dólar barato para desarmar posiciones. En esta dinámica, el texto advierte sobre la estrategia de trasladar la carga de sus pasivos al Estado nacional mediante los denominados seguros de cambio: un mecanismo por el cual las empresas acuerdan con el Banco Central cancelar sus deudas en pesos, mientras la Argentina incrementa su endeudamiento externo al asumir en divisas lo que corresponde a los acreedores privados.
País en deuda
Durante la gestión de Javier Milei, la deuda bruta de la Administración Central aumentó en aproximadamente US$ 41.000 millones, pasando de US$ 425.556 millones a US$ 466.686 millones entre fines de 2023 y fines de 2024. Este crecimiento se explica, en parte, porque el Tesoro absorbió pasivos que antes tenía el Banco Central (BCRA). En cuanto al blanqueo de capitales, hasta el cierre de las etapas activas se han declarado US$ 20.631 millones ingresados al sistema mediante cuentas especiales (CERA). En etapas previas y otros bienes, la regulación total declarada ascendió a cerca de US$ 31.252 millones en la segunda etapa, sumando US$ 8.735 millones sólo en esa fase. Además, datos de ARCA indican que se declararon activos en cuentas CERA y ALyC por US$ 24.467 millones y bienes por US$ 11.047 millones.
Ceyla Pazarbasioglu, directora del Departamento de Estrategia, Políticas y Evaluación (SPR) del FMI , se excusó de firmar el acuerdo y advirtió en abril de 2025 sobre la capacidad de repago de nuestro país: “El margen de maniobra sigue siendo limitado, especialmente en el contexto de bajos niveles de reservas, elevadas obligaciones de servicio de la deuda cambiaria, un historial de volatilidad de los flujos de capital y un entorno externo más propenso a shocks”.
También se menciona el ingreso de divisas por liquidaciones del exterior (exportaciones agrícolas, cereales, granos, etc.), aunque no se dispone de una cifra consolidada confiable reciente atribuible en forma exclusiva a la era Milei.
Sumando lo asumido en deuda y lo declarado en el blanqueo de capitales, se vislumbra que el gobierno ha incorporado nuevos pasivos importantes al mismo tiempo que ha ampliado el ingreso de dólares declarados dentro del sistema. Sin embargo, el verdadero impacto dependerá de si esos dólares permanecen en el sistema financiero, de cómo se utilicen (reservas, pago de deuda, inversiones) y de la sostenibilidad fiscal. Estos aspectos generan debate sobre la viabilidad del plan económico.
Según Clarín, el llamado “Plan Bessent”, presentado como salvataje, no es otra cosa que un mecanismo para atar aún más al país a los intereses de Washington. En lugar de una estrategia soberana de desarrollo productivo, el gobierno de Milei se sostiene con swaps, créditos stand by y compras de bonos promovidos desde el Tesoro de Estados Unidos, con el aval político de Trump. Esto implica ceder autonomía en la política económica a cambio de oxígeno financiero de corto plazo.
El hecho de que se plantee “desprenderse del swap chino” a instancias de Bessent muestra cómo el salvataje es también un movimiento geopolítico: alinear a Argentina con la órbita norteamericana y desplazar la influencia de Beijing.
Las balas pican cerca
La acumulación de pasivos y el frágil ingreso de divisas ocurren en un clima político cada vez más enrarecido, en la antesala de las elecciones del 26. El entusiasmo que se respiraba en la Casa Rosada y en el Ministerio de Economía tras el respaldo explícito de Donald Trump se disuelve en el Congreso, donde los libertarios enfrentan una batería de ofensivas opositoras que amenazan con desestabilizar la frágil arquitectura del Gobierno.
En Diputados, la tensión alcanzó un punto crítico cuando se anunció que la ley de emergencia en discapacidad, vetada por Milei pero sostenida por el Parlamento, no sería aplicada por falta de fondos. La oposición respondió con la advertencia de impulsar una moción de censura contra Guillermo Francos, jefe de Gabinete y principal articulador entre el Gobierno y los gobernadores. La mera posibilidad de removerlo —un mecanismo previsto en la Constitución del 94— constituye un golpe político de alta magnitud, que desnuda la vulnerabilidad del oficialismo.
En el Senado, la aprobación de la reforma a la ley de Decretos de Necesidad y Urgencia amenaza con alterar por completo la vida de los gobiernos en minoría: de sancionarse en Diputados, cada DNU necesitaría el aval explícito de ambas Cámaras. El gobierno deberá mejorar su performance electoral para alcanzar el tercio necesario que le permita sostener cualquier veto presidencial.
La comisión investigadora sobre las muertes por fentanilo contaminado, las citaciones a Karina Milei y al ministro de Salud, los reclamos por el financiamiento de hospitales y universidades, y las acusaciones por el caso Libra intensifican la presión sobre el círculo íntimo del Presidente.
A ello se suma el avance de los gobernadores, que, bajo el paraguas de “Provincias Unidas”, buscan arrebatar al Ejecutivo la discrecionalidad en el reparto de fondos y fortalecer las arcas provinciales en plena pulseada por recursos. Lejos de un Parlamento adormecido por la campaña, el Congreso se ha convertido en el escenario central de la batalla política. Allí se decide la gobernabilidad en un clima preelectoral cargado de desconfianza, donde cada sesión parece un anticipo de la votación que definirá, el 26 de octubre, no sólo la suerte legislativa del oficialismo, sino también el horizonte inmediato de la presidencia de Javier Milei. Tax holiday
En ese contexto político y económico, el frente externo volvió a ser determinante. En apenas setenta y dos horas, los exportadores de granos agrupados en CIARA inundaron al Banco Central con órdenes de liquidación por un total de US$ 7.000 millones. Con ello alcanzaron, de manera fulminante, el ciento por ciento del cupo establecido por el Gobierno para operar con retenciones reducidas a cero. La ventana de oportunidad, que en principio se extendía hasta finales de octubre, quedó así agotada de manera anticipada, según confirmó ARCA, organismo sucesor de la AFIP. Desde ahora, toda exportación vuelve a quedar sujeta al pago de derechos: en el caso de la soja, un 26% sobre lo declarado. La irrupción masiva de divisas desató un clima de euforia en el mercado: el dólar spot descendió hasta los $1.350 y el riesgo país retrocedió a 900 puntos. Sin embargo, el fenómeno abrió un interrogante decisivo: ¿optará el Ministerio de Economía por aprovechar el caudal de dólares para recomponer las reservas del Banco Central, o permitirá que se canalicen directamente al mercado con el objetivo de contener la inflación?
El reto inmediato consiste en que, tras este shock inicial, el flujo de divisas tenderá a reducirse. Restan dieciocho ruedas cambiarias hasta las elecciones del 27 de octubre, y el control del tipo de cambio dependerá menos del aporte del agro y más de la estrategia oficial para administrar las expectativas. Algunos operadores sostienen que el Tesoro realizó compras selectivas de reservas en la mañana del miércoles, aunque esa versión carece todavía de confirmación oficial. En paralelo, se encendió la polémica por la expresión “tax holiday” utilizada por el ministro de Economía, Scott Bessent, quien dijo que las retenciones a la soja deberían mantenerse para no perjudicar a los exportadores estadounidenses. Los “farmers” están furiosos por la suspensión de las retenciones, porque de ese modo se beneficia China.
Tensiones internas
Mientras tanto, en el plano corporativo, la compra del 50% de Profertil —la mayor productora de fertilizantes del país— por parte de Adecoagro, en sociedad con YPF, expone tensiones internas en el Gobierno que son difíciles de disimular. Daniel González Casartelli, Coordinador de Energía y Minería y hombre de extrema confianza de Luis “Toto” Caputo, integra desde hace más de una década el directorio de Adecoagro. Hoy aparece, a la vez, como regulador de un área estratégica del Estado y como beneficiario directo de una operación multimillonaria. Ese doble rol lo coloca, simbólicamente, “a ambos lados del mostrador”. La trama se enciende aún más porque la operación no fue inocua: para allanar la llegada de Adecoagro, Caputo habría desplazado a Eduardo Eurnekian, empresario y padrino político de Javier Milei. Corporación América había presentado una oferta que, según versiones del mercado, superaba la de Adecoagro. El trasfondo deja al descubierto un pulso feroz entre facciones de poder: el clan Caputo contra el círculo Francos-Eurnekian, con la Casa Rosada como escenario. El precio de la transacción también marca la magnitud del hecho: US$ 1.350 millones pagados a Nutrien, una multinacional que se retira del país en línea con la posición del JP Morgan. Así, YPF pasó a asociarse con un gigante agropecuario que se expande hacia un negocio estratégico: la producción de fertilizantes que abastecen al 80% del mercado local.
A través de una serie de resoluciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, y del Ente Nacional Regulador del Gas, el ministerio de Economía activó nuevas subas en las tarifas de estos servicios, con vigencia a partir del 1 de octubre.
Desde la Secretaría de Energía se aseveró que en ambos casos las tarifas registran un aumento cuya incidencia, en promedio, no supera el 2 por ciento “en la factura final a nivel nacional”. Cada usuario podrá corroborar comparando con la factura del mes anterior, considerando el mismo nivel de consumo.
En el caso de la electricidad, las resoluciones del ENRE publicadas en el Boletín Oficial van desde la 675 hasta la 695/2025 y comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras Transener, Transba, Transnea, EPEN, Transpa, Transnoa, Distrocuyo,Transcomahue, Transba, Intesar, Interandes, Transacue, DPEC, Enecor, Edersa, Litsa, Limsa, Yacylec, Transportel Minera, Edesur, y Edenor.
Los nuevos cuadros tarifarios son variados. Actualizan los valores horarios a pagar por el equipamiento regulado de cada transportadora, y también los valores mensuales por dicho equipamiento desde el 1/6 hasta el 1/12 inclusive. En el caso de Transener, por ejemplo, la actualización es de 4,31 %.
También comprenden una actualización mensual de la remuneración de cada transportadora en base a un índice combinado del IPIM (67%) y del IPC (33%) que arrojaron un resultado de 2,70 % en setiembre por este concepto.
En los casos de las distribuidoras Edesur y Edenor, la actualización del Costo Propio de Distribución a aplicar en octubre con respecto a setiembre es de 3,07 % y 3,13 %, respectivamente.
Regirá como tarifa plena para el usuario Residencial Nivel 1, y con descuentos por subsidio parcial para los consumos de los usuarios niveles 2 y 3 ( ingresos bajos y medios). El ajuste subsidiado también comprende a los Clubes de barrio y de pueblo.
Para el caso de Edesur el VAD Medio al 1/10 es de $ 48,22. La tarifa Residencial para un consumo de hasta 150 kw/mes es de $ 1.292,64 más $ 12,36 por Kw/hora. Para un consumo de 401 hasta 500 kw mensuales la tarifa es de $ 8.881,43 mensuales más $ 21,70 por kw/hora consumido.
Para el caso de Edenor el VAD medio es de $ 52,20. La tarifa Residencial 1, hasta 150 kw/mes es de $ 1.309,77 más $ 12,18 el kw/hora consumido.
Resoluciones Enargas
En el caso del Enargas la serie de resoluciones oficializadas van desde la 722 hasta la 741/2025 y los nuevos cuadros tarifarios contemplan los nuevos precios (dolarizados) del gas en el PIST (punto de ingreso al sistema de transporte), la aplicación de la escala de ajustes mensuales para los conceptos de transporte y distribución que resultan de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y que comprenden 31 aumentos mensuales y consecutivos del 0,3 %. También se aplica la actualización mensual de la tarifa en base a la evolución de la inflación del mes previo.
La ristra de resoluciones comprende a las empresas MetroGAS, Litoral Gas, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, GasNea, Redengas, TGS, TGN, Enarsa, Transportadora de Gas Mercosur, GasAndes, Gas Link, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Refinería del Norte, y Compañía Enterriana de Gas.
A modo de ejemplo cabe referir que, en el caso de MetroGAS, se indicó que en octubre el promedio de actualización en la factura de un usuario categoría R2-3 Nivel 1 (altos ingresos y tarifa plena) es de 1,57 % de incremento respecto a una factura de igual consumo de setiembre.
Para un usuario Residencial R2-3 de CABA el cargo fijo es de $ 14.686 mensual y el cargo por cada metro cúbico de consumo es de $ 209,88. Si el usuario de la misma categoría se domicilia en el GBA el cargo fijo es de $ 13.165,13 y el cargo por m3 consumido es de $ 209,88.
Para estas tarifas también rige el esquema de subsidio parcial para usuarios Nivel 2 y Nivel 3.
Zona Fría
En otro orden, el Enargas oficializó la resolución 742/2025 en la que hace referencia a la Ley 25.565 de creación del Fondo Fiduciario para el subsidio de consumos residenciales de gas a usuarios del servicio en Zona Fría.
El Ente Regulador estableció que, a partir de octubre, el cargo a cobrar a los usuarios sobre el precio del gas natural en el PIST, por cada metro cúbico consumido por cualquier tipo de uso, será de entre 7,07 hasta 7,37 % de dicho componente tarifario, según un detalle anexo a la resolución por subzonas del país.
Los precios del petróleo cayeron significativamente el lunes, lastrados por las previsiones de un aumento de la producción de crudo de los países de la OPEP+.
El precio del barril de Brent del mar del Norte, para entrega en noviembre, cayó un 3,08%, hasta los US$67,97. En tanto, el equivalente estadounidense, el West Texas Intermediate (WTI) para entrega en el mismo mes, perdió un 3,45%, hasta los US$63,45.
Los precios del petróleo alcanzaron la semana pasada sus máximos de los dos últimos meses, debido a la escalada entre Rusia y Estados Unidos, y las amenazas del endurecimiento de las sanciones contra el sector petrolero de Moscú.
Según el último reporte de corto plazo publicado por la Agencia de Información Energética de Estados Unidos (EIA), el precio internacional del petróleo crudo Brent podría caer hasta los U$S 50 por barril hacia mediados de 2026.
La previsión llega en un momento clave para el sector energético argentino, justo cuando las petroleras están definiendo sus presupuestos para el próximo año. Con una producción récord pero una actividad en descenso, el panorama de precios más bajos pone en jaque la rentabilidad de los proyectos no convencionales, especialmente los de shale oil.
Según el reporte de la EIA, la presión bajista sobre el precio del crudo responde principalmente al exceso de inventarios globales y al fin anticipado de los recortes voluntarios de producción por parte de los países de la OPEP+.
“Estimamos que los inventarios de petróleo aumentarán en más de 2 millones de barriles por día entre el tercer trimestre de 2025 y el primero de 2026, lo que empujará los precios a la baja”, advierte la EIA.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, inauguró la ampliación de la Estación Transformadora Coihue 132/33/13,2 kV, ubicada sobre la Ruta Provincial N° 70: una obra considerada que representa un salto de calidad en el servicio eléctrico de toda la Comarca Andina, tanto en lo que respecta a la provincia de Chubut como así también a las localidades cordilleranas de Río Negro.
En esta ocasión, acompañaron al mandatario el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck; la diputada nacional Ana Clara Romero; los legisladores provinciales Jacqueline Caminoa, Daniel Hollmann y Sergio Ongarato; el secretario de Infraestructura, Energía y Planificación, Hernán Tórtola; funcionarios del gabinete provincial; los intendentes de toda la Comarca Andina; el gerente comercial de la empresa Incopa SRL, Nicolás González; y el titular de la empresa Transacue, Fabián Smith.
Con la nueva infraestructura, el sistema eléctrico de la Cordillera adquirirá mayor estabilidad, eficiencia y capacidad de crecimiento, acompañando el desarrollo productivo y social de la región.
Asimismo, un factor clave de la ampliación es que el nuevo campo habilitado permite duplicar la energía disponible en la zona, mejorando de manera directa la oferta eléctrica para familias, comercios y emprendimientos productivos.
Crecimiento ordenado y sostenible
En su discurso, Torres destacó que “esta obra es una deuda pendiente desde hace más de 15 años, y estamos hablando de duplicar la capacidad energética no solamente en Chubut, sino también en Río Negro”.
En el mismo sentido, el mandatario precisó que la obra “dará estabilidad a toda la Comarca, duplicando la capacidad a partir de una inversión de $15 mil millones que nos va a permitir pensar que la región puede crecer mucho más y dejar de padecer lo que se viene sufriendo hace muchísimos años: la falta de energía, los cortes y la inestabilidad en la tensión”.
La Estación Transformadora “permitirá que Chubut y Río Negro crezcan en forma ordenada y sostenible”, sostuvo el titular del ejecutivo chubutense.
“Hay muchas industrias electrointensivas y productores que tienen una demanda energética hoy insatisfecha, pero esta obra es una respuesta a esa demanda, además de constituirse como una oportunidad única para que la región crezca”, indicó el Gobernador, agregando que “con decisión política, austeridad, responsabilidad y trabajo conjunto con nuestros vecinos de Río Negro, estamos avanzando”.
Por otra parte, Torres advirtió que “hay muchas obras que el Gobierno Nacional decidió frenar, y de manera creativa, las provincias nos estamos poniendo de acuerdo para avanzar”. Resaltó que “esta obra representa el trabajo conjunto entre las provincias hermanadas como región patagónica, y lo cierto es que nos enorgullece poder trabajar con tanta confianza y celebrar, después de 15 años, una obra tan esperada por el pueblo chubutense”.
El mandatario también puso en relieve “el plan de mantenimiento de líneas de baja tensión, que es fundamental para la zona”, y sostuvo que “la inversión más importante es la que ya se hizo y que se ve reflejada en esta obra, que va a generar un salto de calidad en los servicios públicos de la Comarca”.
Por su parte, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, consideró que “este es un momento importante para ambas provincias, las cuales mantenemos una fuerte vinculación y nos ayudamos mutuamente en todos los órdenes”. Añadió que “la Comarca tiene una identidad que va más allá de lo político, y en este vínculo que tenemos con el gobernador Ignacio Torres, el trabajo se profundiza mucho más”.
“Quiero felicitar a la provincia de Chubut, porque realmente es una obra que estuvo muchos años parada, y la decisión y la firmeza que lleva adelante Torres hicieron que hoy esto sea una realidad”, destacó el mandatario rionegrino.
En la misma línea, Weretilneck recordó que “otra obra igual o más importante que esta, liderada por el gobernador de Chubut, es el Gasoducto Cordillerano, y a partir de su firme decisión y del acompañamiento de Neuquén y el nuestro, hoy también es una realidad”.
Obra estratégica
La ampliación de la Estación Transformadora Coihue 132/33/13,2 kV contempla la incorporación de un nuevo transformador trifásico 132/33 kV, que refuerza la capacidad de abastecimiento, además de avanzar en la modernización de equipos de maniobra, control, protección y comunicaciones en toda la estación.
La iniciativa también incluye la instalación de nuevos tableros de servicios auxiliares, control y telecontrol, lo que asegura mayor confiabilidad y seguridad operativa.
La línea compacta de media tensión entre Coihue y Golondrinas, una vez en servicio, brindará mayor confiabilidad al sistema, reduciendo las salidas de servicio y aumentando la disponibilidad de energía en Epuyén y alrededores. Al mismo tiempo, la integración plena con la Estación Transformadora Esquel, a través del nuevo sistema de comunicaciones y teleprotección, también se encuentra en ejecución y permitirá optimizar la operación conjunta de ambas estaciones.
Cabe destacar que la renovación de las celdas de 33 kV quedará operativa en breve, completando la modernización integral de la estación.
El Tribunal Oral Federal 7 resolvió condenar a cuatro años de prisión por el pago indebido de comisiones para importar Gas Natural Licuado al ex ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, y que le habría generado una pérdida de casi 7 mil millones de dólares al Estado.
Los jueces Enrique Méndez Signori, Germán Castelli y Fernando Canero escucharon por la mañana las últimas palabras de los acusados. De Vido sólo se limitó a agradecer al Tribunal al igual que Baratta quien agregó que la inocencia de todos los acusados “ha quedado más que probada”.
Finalmente, pasadas las 16, el tribunal decidió la condena para De Vido. Mientras que también recibieron el veredicto el exfuncionario Roberto Baratta, condenado a tres años y seis meses de prisión, y el empresario Nicolás Dromi San Martino que recibió la pena de tres años de cárcel.
Además, se les impuso a los tres condenados devolverle al Estado cinco millones y medio de dólares en concepto de reparación por la maniobra fraudulenta.
De acuerdo a los alegatos de la Fiscalía, los funcionarios no desarrollaron un procedimiento competitivo de licitaciones, delegaron irregularmente la gestión operativa en la empresa Energía Argentina S.A. (ENARSA), e inobservaron su deber de dictar un reglamento interno de contrataciones, que creó una zona de discrecionalidad e informalidad incompatible con el manejo de fondos públicos.
A partir de esas contrataciones se creó “un esquema de contratación fraudulenta en el que se pagaron más de 5 millones de dólares en comisiones innecesarias y desproporcionadas a empresas sin antecedentes técnicos, con beneficio directo para particulares allegados a ellos”, aseguró la Fiscalía en el juicio.
La Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) planea instalar 400 puestos de carga para autos eléctricos en los próximos dos años en estaciones de servicio, en garajes comerciales y también sobre veredas de parques o plazas y frente a establecimientos públicos administrados por el Gobierno porteño.
La electromovilidad es uno de los grandes desafíos urbanos de la próxima década y Buenos Aires facilita el desarrollo de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos en la vía pública con una nueva normativa.
El programa Electromovilidad Porteña se implementará en conjunto con el sector privado: las empresas estarán a cargo de la inversión, instalación y mantenimiento de los cargadores, mientras que la Ciudad fijará los requisitos técnicos, dará los permisos y garantizará el ordenamiento urbano.
“Queremos ser referentes en infraestructura de carga eléctrica y acompañar el desarrollo de esta industria sin emisiones contaminantes. Nuestro objetivo es alcanzar las 200 estaciones de carga en espacios privados con acceso público y otras 200 en espacios públicos en los próximos dos años”, dijo el Jefe de Gobierno, Jorge Macri, junto a empresarios del sector. Lo acompañaron el jefe de Gabinete, Gabriel Sánchez Zinny, y el ministro de Movilidad e Infraestructura, Pablo Bereciartua.
Buenos Aires se pone a la altura de las grandes capitales del mundo con nuevas reglas para instalar cargadores de autos eléctricos.
Hoy solo hay 42 estaciones, todas privadas, con acceso limitado y muchas sin la potencia mínima de 22 kW.
Una regla clave es que todos los puestos de carga deberán contar con una aplicación que permita consultar en tiempo real la disponibilidad de los cargadores.
Para la implementación en espacios privados de acceso público, como garajes comerciales, estaciones de servicio y estacionamientos de centros comerciales, podrán instalarse equipos a partir de 7 kW (carga lenta) en corriente alterna, con la posibilidad de optar por cargadores de corriente continua. También se prevé la instalación en la vía pública con potencias a partir de 22 kW (carga semi rápida), tanto en corriente alterna como continua.
En la vía pública, las estaciones de carga sólo podrán ubicarse sobre la vereda de parques y plazas no emblemáticas, frente a establecimientos públicos administrados por el Gobierno porteño y frente a locales comerciales. Deberán instalarse en lugares con estacionamiento permitido las 24 horas, con un máximo de dos posiciones de carga por cuadra junto con la señalización correspondiente. Estará prohibida su instalación en la calzada.
“La Ciudad está avanzando hacia la electromovilidad y queremos que el sector privado nos acompañe en este proceso. El parque automotor eléctrico tendrá un aumento significativo y estamos fijando reglas claras para alentar la inversión genuina en Buenos Aires con infraestructura eléctrica de carga”, explicó Pablo Bereciartua.
Estas medidas posicionan a la Ciudad como referente en Argentina en infraestructura de carga eléctrica para promover la movilidad sostenible y se suman a las exenciones de patentes para autos eléctricos (100%) e híbridos (al 100% por 2 años) y a las exenciones en peajes de las autopistas de la Ciudad (hasta agosto de 2026).
En el marco de las políticas de innovación y movilidad sustentable que impulsa la gestión, la primera línea de buses eléctricos transita por el centro porteño y conecta Parque Lezama con Plaza San Martín, en Retiro. Además, el TramBUS, con unidades 100% eléctricas, silenciosas y sin emisiones, beneficiará a unos 50 mil usuarios diarios, al unir Nueva Pompeya con el Aeroparque Jorge Newbery y con Barrancas de Belgrano. Y a partir de 2027 los colectivos de la Ciudad deberán incorporar unidades nuevas con tecnología de energía limpia (eléctricos o GNC) y renovar las unidades antiguas con un tope de 10 años.
Las tarifas de luz y gas aumentan en todo el país 1,9% a partir de este miércoles, según las resoluciones publicadas por los entes reguladores de ambos servicios.
Las subas son producto de una combinación de distintos factores que incluyen la inflación del INDEC y los diferentes precios de producción, transporte y distribución.
Por ejemplo, la Resolución 694/2025 estableció un aumento del 3,07% en el Costo Propio de Distribución (CPD) de Edesur respecto de septiembre, mientras que la Resolución 695/2025 fijó un incremento del 3,13% para Edenor, empresas de distribución en el AMBA.
Estos porcentajes responden al 67% del Indice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y en un 33% el Índice de Precios al Consumidor (IPC), del Indec.
A estos incrementos se le deben sumar el Precio Estacional de la Energía (PEST) y el Precio Estacional del Transporte en Alta Tensión (PEAT), que para octubre tuvieron una baja de 0,22% y un aumento de 7,12%, respectivamente.
También, se actualizó el Valor Agregado de Distribución Medio (VAD Medio), que quedó fijado en $ 48,223 para los usuarios de Edesur y en $ 52,202 para los de Edenor.
Por otra parte, la Resolución 382/2025 del Enargas dispuso un aumento del 2,6% sobre las tarifas vigentes hasta septiembre. Además, incorporó las “Diferencias Diarias Acumuladas” (DDA), un nuevo indicador que influye en los cuadros tarifarios.
A su vez, la Resolución 742/2025 ordenó a las distribuidoras a aplicar un recargo del 7% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), actualizado en dólares por millón de BTU bajo los contratos del Plan Gas.Ar.
El Gobierno dispuso postergar nuevamente la actualización en el impuesto sobre los combustibles líquidos (ICL), al trasladar los efectos de la suba para noviembre, mediante el Decreto 699/2025 publicado este miércoles en el Boletín Oficial.
De esta manera, el Ejecutivo definió volver a diferir los incrementos remanentes en los montos de los Impuestos sobre los Combustibles y al Dióxido de Carbono, derivados de las actualizaciones correspondientes al año calendario 2024 y al primer y segundo trimestres calendario del año 2025, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil.
En el documento oficial, se explicó que se resolvió posponer el incremento “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”, considerando “necesario, para los productos en cuestión, volver a diferir los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.
La decisión se da en un escenario de mayor presión sobre los precios por el salto del dólar tras la derrota del oficialismo en las elecciones legislativas de la provincia de Buenos Aires a principios de septiembre, por lo que el Gobierno busca atenuar un mayor impacto en la inflación en la previa de los comicios nacionales.
El Ejecutivo había estipulado en agosto un reajuste parcial de los impuestos a los combustibles y difirió para septiembre y octubre el resto del ajuste pendiente. Finalmente, el mes pasado también se terminó aplicando una suba parcial y ahora se definió que lo previsto para el décimo mes del año se pospone.
La nueva fecha para aplicar los incrementos diferidos es noviembre, cuando hayan pasado las elecciones legislativas nacionales, para evitar que el impacto en los surtidores y por decantación en la inflación se sienta en las semanas previas a ir a las urnas.
Desde mediados de 2024, la administración de Javier Milei desdobló en 16 oportunidades la actualización de los impuestos fijados a los combustibles para atenuar el impacto en la inflación, en la lucha por consolidar el proceso de desaceleración de los precios.
México enfrenta una situación crítica en materia de redes eléctricas. La infraestructura actual se ha quedado estancada desde hace más de una década y amenaza con frenar el desarrollo industrial, la incorporación de energías renovables y la seguridad del suministro. Para responder a esta urgencia, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha lanzado el Plan de Expansión 2025-2030, que proyecta la construcción de 275 nuevas líneas de transmisión y 524 subestaciones en todo el país, con una inversión de 163,540 millones de pesos.
Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors, advierte que el principal reto es ampliar y fortalecer las redes para garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. “Las redes de transmisión, sobre todo de 115, 230 y 400 kV, prácticamente no se han ampliado en los últimos años”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica. A pesar de que México cuenta actualmente con más de 11,000 kilómetros circuito de líneas de transmisión, en los últimos seis años solo se construyeron 100 kilómetros, según cifras oficiales de la propia CFE.
De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, México requiere al menos 15,000 kilómetros adicionales de nuevas líneas si busca integrar entre 15 y 20 GW de generación renovable al año 2030.
Esta falta de expansión estructural ha sido compensada parcialmente con tecnologías de refuerzo temporal, pero la brecha entre demanda y capacidad de red sigue creciendo.
“Desde 2013, e incluso antes, esta situación se ha venido presentando. Hay una necesidad muy grande de construir nuevas líneas”, sostuvo Carranza. El plan actual propone construir 6,000 kilómetros de redes en cinco años, lo que representa más del 50% de toda la red instalada actualmente. Para el especialista, esta meta “es muy ambiciosa”, pero refleja con claridad la magnitud del desafío.
Además del volumen de obras, Carranza destaca la orientación estratégica del plan. “Los 163 mil millones de pesos son una cifra importante, y lo más relevante es que las autoridades saben perfectamente dónde están las congestiones”, explicó. Este conocimiento detallado de los corredores críticos permite dirigir los recursos públicos hacia los puntos de mayor impacto en la red.
La urgencia no solo responde a un rezago acumulado, sino también al crecimiento constante de la demanda. “Después de la pandemia, la demanda eléctrica nacional ha venido creciendo entre 3 y 4 % anual, por encima del crecimiento económico”, afirmó Carranza.
Este incremento es aún más marcado en regiones como la península de Yucatán y Baja California, donde la demanda se ha disparado hasta un 15% anual. “Estamos hablando de una necesidad muy grande que no se resuelve solo con generación”, remarcó.
El fortalecimiento de las redes también es fundamental para destrabar el desarrollo de fuentes limpias. En este sentido, Carranza es categórico: “Sin transmisión no hay transición”. A su juicio, la falta de inversión en transmisión y distribución ha sido el principal obstáculo para incorporar nueva capacidad renovable en México durante los últimos años. “Hubo una perspectiva política que no estaba convencida de la generación renovable, y eso limitó la parte regulatoria para los privados”, observó.
El panorama, sin embargo, ha comenzado a cambiar. “Con la llegada de la Presidenta Sheinbaum, su equipo energético entiende perfectamente la necesidad de diversificar la matriz”, sostuvo Carranza. Esta nueva visión se traduce en oportunidades concretas: al menos 6,000 megawatts de capacidad renovable podrían integrarse a corto plazo, principalmente desde el sector privado. Pero sin redes ampliadas, estas incorporaciones seguirán enfrentando cuellos de botella. “Esta adición de nueva generación tiene que venir aparejada de proyectos para ampliar y fortalecer las redes eléctricas”, subrayó.
La escasa capacidad instalada también ha incrementado los riesgos de cortes de suministro. “En un contexto de pocas inversiones y cambio climático, con temperaturas elevadas en verano, los estados operativos de alerta fueron cada vez más frecuentes”, indicó Carranza.
Aunque las interrupciones no programadas han sido pocas, su impacto sobre grandes usuarios y la confiabilidad del sistema es significativo. “La falla en el suministro eléctrico es un riesgo que está presente constantemente por la falta de inversiones”, advirtió.
Frente a este escenario, México ha comenzado a incorporar tecnologías complementarias para optimizar la operación del sistema sin necesidad de grandes obras inmediatas. “Se han tomado medidas temporales, principalmente con sistemas de almacenamiento de baterías”, señaló el directivo de Akza Advisors. Estas soluciones, junto con el monitoreo avanzado de redes y líneas con capacidad dinámica y estática, forman parte de una estrategia de transición hacia una infraestructura más confiable. “Son proyectos que ayudan a dar confiabilidad, aunque no reemplazan a los estructurales”, aclaró.
En este punto, Carranza valora positivamente el cambio de actitud institucional. “Me sorprende la conciencia que existe dentro de la CFE sobre la necesidad de usar nuevas tecnologías”, afirmó. No obstante, insiste en que el almacenamiento, por sí solo, no resuelve el problema estructural de capacidad. “Estos sistemas brindan soporte temporal, pero los proyectos de expansión ya están planeados y deben ejecutarse cuanto antes”.
México se encuentra en una encrucijada energética: avanzar con determinación en la expansión de sus redes eléctricas o continuar postergando una infraestructura que limita su desarrollo económico y ambiental. El Plan de Expansión 2025-2030 es un paso firme en la dirección correcta. Su éxito dependerá no solo de la inversión, sino de la voluntad política para ejecutarlo sin dilaciones. Como concluyó Carranza: “Hay una necesidad muy clara de ampliar y fortalecer las redes. Y ahora también hay una oportunidad”.
El almacenamiento de energía se abre paso en Colombia y Erco se convierte en pionera al poner en marcha el primer sistema utility scale en su planta La Martina, de 6,9 MWh, que permiten desplazar la curva de generación solar hacia la noche, alcanza a producir cerca de 22,5 GWh anuales.
Adriana Paola Ascencio Riveros, gerente de Erco Generación, explicó que este proyecto es clave para la confiabilidad del sistema, dado que el país enfrenta un déficit energético derivado del crecimiento de la demanda superior al 4% anual y de la lenta expansión de la oferta.
“Lo que estamos percibiendo en el corto plazo es déficit de oferta energética, lo que a su vez es una oportunidad para la entrada de proyectos de generación de energía”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.
Ante este contexto, Erco también trabaja en grid forming y en el desarrollo de servicios complementarios para aportar estabilidad a la red en un mercado cada vez más penetrado por las renovables.
Aunque inició como EPCista de proyectos de autogeneración solar para clientes comerciales e industriales, hoy opera con verticales de negocio en construcción de proyectos de energía renovable, generación y comercialización, a través de su propio comercializador digital independiente.
El grupo busca consolidarse como un ecosistema energético 100% renovable, incluyendo eficiencia energética y electromovilidad. Actualmente cuenta con 65 MW en operación, más de 100 MW próximos a entrar en servicio, y un pipeline superior a 530 MW en desarrollo y construcción.
Asimismo, la ejecutiva mencionó que están evaluando la adquisición de activos por más de 600 MW, que ayudarán con la meta de alcanzar 1 GW en 2030.
El crecimiento del sector no está exento de obstáculos. En Colombia, un proyecto renovable puede tardar entre 6 y 8 años en desarrollarse, principalmente por trámites ambientales, licencias de construcción y consultas previas con comunidades.
“Mientras no exista consulta previa, no es posible avanzar con la construcción de proyectos con área de influencia de comunidades étnicas”, enfatizó Ascencio. A esto se suma la percepción de riesgo país, que dificulta la financiación de proyectos intensivos en capital y retrasa la asignación de deuda.
Por su parte, la ejecutiva resalta que el mercado colombiano ha migrado hacia los contratos de largo plazo como herramienta fundamental de financiamiento. “Antes era muy difícil cerrar una negociación de 15 años, pero hoy Colombia se ha vuelto un mercado de largo plazo porque justamente estamos viabilizando los proyectos”, señaló.
Esto permitió lograr que los precios de la energía solar se ubiquen en el rango de 65-85 USD/MWh, lo que mantiene competitividad frente a otras alternativas.
Estrategias de comercialización
Erco utiliza diversos mecanismos de comercialización: contratos bilaterales en el mercado mayorista, convocatorias públicas y a través de su propio comercializador.
Sin embargo, estas últimas están bajo revisión por parte del gobierno. La compañía participa de todos los mecanismos, modulando su estrategia según la evolución de la demanda y la regulación.
“Gran parte de nuestra energía se entrega a través de nuestro comercializador directamente al usuario, lo que es una ventaja para garantizar tarifas competitivas”, aclaró Ascencio.
De cara al usuario final, Erco busca un modelo dinámico en el que los clientes participen activamente en la cadena energética. Impulsa esquemas de autogeneración, venta de excedentes y comunidades energéticas, respaldados por la regulación local.
Como piloto, la empresa ya implementó una comunidad energética junto con EPM y la Universidad de Ingeniería de Antioquia.
La visión de la compañía consiste en crecer aceleradamente en capacidad renovable, consolidarse como un actor clave del mercado colombiano y liderar la integración de nuevas tecnologías de almacenamiento, grid forming y modelos de usuario activo que fortalezcan la transición energética del país.
La reducción de costos en proyectos fotovoltaicos no garantiza por sí sola su competitividad. Así lo planteó Alberto Cuter, vicepresidente LATAM & Italia de Jinko Solar, en el Future Energy Summit (FES) Perú, al advertir que enfocarse únicamente en el CAPEX puede arruinar la rentabilidad de las plantas.
El especialista recordó que los paneles, que antes representaban el 50% del CAPEX de un proyecto, hoy equivalen apenas a un 10-12%. Sin embargo, señaló que este cambio en la estructura de costos no debe llevar a subestimar el impacto de la operación y ejemplificó: “Hay países que apostaron al menor CAPEX y luego descubrieron un OPEX mucho más alto del previsto”.
Este desbalance genera que la rentabilidad proyectada al inicio se pierda rápidamente, afectando el retorno de la inversión y la competitividad de largo plazo.
Jinko Solar viene impulsando soluciones tecnológicas que buscan precisamente reducir estos riesgos. La compañía ha consolidado su portafolio con módulos de alta eficiencia basados en tipología de celda TopCon, que hoy dominan el mercado global, y ha comenzado a introducir la tecnología back-contact.
No obstante, el verdadero salto lo proyecta en las celdas tipo Tandem, que combinan silicio con perovskita y ya alcanzan eficiencias cercanas al 35%. Según Cuter, estas innovaciones deberán industrializarse garantizando durabilidad, estabilidad y costos competitivos para que el beneficio tecnológico se traduzca en proyectos rentables a largo plazo.
Para mejorar la competitividad de las plantas, se enfatizó en la necesidad de trabajar de manera integrada en toda la cadena de valor. En su experiencia, varios proyectos europeos dejaron de producir energía porque las decisiones de compra se hicieron mirando solo el Excel de inversión. Por lo que la lección que se debe aprender es que una planta fotovoltaica eficiente no depende solo del precio del módulo o del inversor, sino de la coordinación de todos los componentes y servicios asociados durante los 20 a 30 años de operación.
A este desafío se suma la transmisión, un aspecto que suele ser relegado en el diseño de los proyectos, de manera que Cuter fue contundente: “Uno puede tener la mejor tecnología, pero si la red no acompaña, el proyecto no es rentable”.
En este sentido, retomó ejemplos como los de Chile y Brasil, donde existen plantas de gran escala que no logran inyectar más del 30% de la energía producida por limitaciones en los nodos de conexión.
Casos similares se observan en España e Italia, lo que demuestra que incluso con las tecnologías más avanzadas, sin infraestructura de red adecuada, el valor de la inversión se diluye.
Para evitarlo, el directivo recomendó al sector peruano anticiparse a esos cuellos de botella. La expansión de la transmisión, acompañada por una planificación estratégica del desarrollo renovable, será un factor determinante para que los proyectos puedan entregar toda la energía que generan y no queden subutilizados.
Claves para el futuro del sector
La discusión sobre competitividad también abarcó la fiabilidad de los fabricantes. En esa línea, el referente de Junko Solar indicó que los módulos suelen ofrecer 15 años de garantía de producto y 30 años de garantía de producción, pero este respaldo puede quedar en nada si el fabricante desaparece del mercado.
“¿Qué pasa si después de 4 o 5 años el fabricante ya no existe? La garantía no vale nada”, comentó, subrayando la importancia de elegir socios confiables que puedan acompañar a las plantas durante toda su vida útil.
La reflexión se amplió hacia el futuro del mercado peruano, donde Cuter destacó el potencial de complementar la matriz hidroeléctrica con proyectos solares y eólicos, considerando que alrededor del 10% de la electricidad del país proviene de renovables no convencionales, lo que deja un amplio margen para crecer.
“Perú tiene una oportunidad enorme porque su matriz energética es bastante limpia por la hidro, pero todavía tiene un porcentaje renovable bajo. La hidro y la solar se complementan perfectamente”, apuntó.
Sin embargo, insistió en que el éxito no dependerá únicamente de desplegar proyectos solares a gran escala, sino de hacerlo con el soporte de almacenamiento.
FES Perú marcó un punto de partida para esta discusión en el país. Con más de 400 líderes del sector reunidos en su primera edición, el evento dejó en claro que Perú se enfrenta a un desafío estratégico: transformar su abundante recurso solar en proyectos competitivos, sostenibles y alineados con la transición energética global. La hoja de ruta dependerá de cómo el país gestione hoy sus decisiones de inversión, regulación y planificación de infraestructura.
Formosa está escribiendo un nuevo capítulo en su historia energética con más de USD 192 millones que el sector privado invertirá en parques solares distribuidos en ocho localidades, con una proyección total de 217 MW de potencia instalada. Una provincia que durante décadas fue considerada periférica en el sistema eléctrico nacional hoy busca posicionarse como un polo clave de energías limpias en el NEA.
Esto es gracias a una combinación virtuosa de planificación estatal y el arribo de inversiones privadas millonarias, que diversifican la matriz eléctrica y abren un horizonte de desarrollo sostenible.
El avance de la transición energética en Formosa no es un hecho aislado, sino que parte de un proceso más amplio en el país, donde provincias como Chaco también suman parques solares que sustentan el consumo de miles de hogares.
El caso formoseño se destaca además por las políticas públicas que crearon las condiciones necesarias para que el capital privado encuentre un terreno fértil. La existencia de estaciones transformadoras de 500 kV y de 132 kV en distintas zonas de la provincia, resultado de una estrategia estatal previa, facilitó la llegada de proyectos que hoy ya son una realidad.
El proceso que hoy vive la provincia abre una ventana de oportunidades de largo plazo.Formosa se integra a la agenda global de sostenibilidad y se convierte en un actor estratégico en el nuevo paradigma energético. A nivel mundial, la energía solar se ha convertido en una de las fuentes de energía de más rápido crecimiento debido a la disminución de los costos de los paneles y la tecnología, lo cual explica el interés del sector privado. La implementación de proyectos de este tipo en el país refleja una tendencia hacia la sostenibilidad energética.
Inversiones millonarias en energía solar
La apuesta es contundente. Dos grandes compañías lideran esta transformación: MSU Green Energy y Ambientes y Energía SAS, que en conjunto sumarán inversiones de USD 102 millones.
MSU Green Energy ya tiene dos parques en la provincia: el Parque Solar Las Lomitas (22 MW) que está en desarrollo y el Parque Solar Ingeniero Juárez (15 MW) ya en funcionamiento, que en conjunto aportarán 37 MW. Estas instalaciones, que abarcan 80 hectáreas en total y suman más de 63.000 paneles solares, no solo generarán electricidad renovable, sino que también producirán un fuerte impacto ambiental positivo, al reducir más de 43.000 toneladas de CO₂ al año y abastecer a más de 33.000 hogares formoseños.
Por su parte, Ambiente y Energía SAS desarrolla un megaproyecto de parques solares que, con una inversión estimada de USD 67 millones, tendrá una potencia de 80 MW en la región de Laguna Blanca, Ibarreta y Pirané. Estos parques ya están licitados y adjudicados, por lo que falta la autorización de CAMMESA para que se avance con las obras.
A esto se suman las iniciativas proyectadas en Formosa capital,Clorinda y Güemes, que prevé otros 100 MW. El 30 de septiembre se realizará la licitación para elegir a la firma que lleve adelante dichos parques solares.
Impacto en el desarrollo local
La llegada de estos parques solares genera una cadena de beneficios que trasciende lo energético. En primer lugar, se multiplican las oportunidades de empleo. En paralelo, se impulsa la actividad de proveedores locales y economías regionales, que encuentran en estos proyectos una fuente de crecimiento sostenido.
“Revolucionamos los pueblos donde construimos estos parques, movilizando la economía local y promoviendo el desarrollo”, sintetizó Juan Pablo Martínez, gerente de energía renovable de MSU Green Energy.
Además, genera una alternativa en el servicio eléctrico en distintas zonas de la provincia. En un contexto global marcado por la urgencia de reducir emisiones y afrontar los altos costos de energía que impone la Nación, Formosa aporta con hechos concretos: menos gases de efecto invernadero, más energía limpia y un modelo de desarrollo que conjuga innovación privada, políticas públicas y cuidado ambiental.
Proyección de futuro
La proyección es clara: la energía solar se convierte en un motor de desarrollo económico, social y ambiental, con capacidad para transformar la matriz productiva y abrir nuevas oportunidades en sectores como la industria, los servicios y el turismo sustentable.
Formosa pasa de ser una provincia periférica en el sistema eléctrico a ser estratégica en el nuevo modelo. Lo hace gracias a una combinación de visión estatal, confianza empresarial y compromiso con las generaciones futuras. En un mundo que exige energías más limpias y modelos de desarrollo más inclusivos, Formosa da un paso al frente y se consolida como ejemplo en el NEA.
La transición energética no es un destino lejano, sino un camino que ya empezó a transitarse. YFormosa lo recorre con paso firme, demostrando que la energía del sol puede iluminar no solo hogares, sino también el futuro de toda una comunidad.
Huawei eligió el PVBook2025 como escenario estratégico para presentar dos soluciones de almacenamiento que apuntan a marcar un nuevo estándar en la región: la LUNA2000-4.5MWh-2H1, orientada a proyectos utility-scale, y la LUNA2000-215-2S10, diseñada para el segmento comercial e industrial (C&I).
Ambas responden a los desafíos que enfrenta América Latina en la integración de energías renovables en la red eléctrica, aportando eficiencia, flexibilidad y seguridad en distintas escalas de proyecto, y su información ya se encuentra disponible en el catálogo internacional estratégico y gratuito, desarrollado por Energía Estratégica.
El sistema LUNA2000-4.5MWh-2H1 ofrece 4,5 MWh útiles en un contenedor compacto de 20 pies HQ, con una potencia nominal de 2.236 kW y un régimen de carga/descarga de 0,5 C. Con una eficiencia RTE del 90,3 %, maximiza el retorno de inversión para desarrolladores y operadores.
Además, integra un sistema de enfriamiento líquido que optimiza la temperatura y dispone de certificaciones de protección eléctrica y térmica IP55 y UL9540A. Además, cuenta con diagnóstico inteligente que permite ejecutar operación y mantenimiento en segundos, reduciendo costos y tiempos de gestión.
Por su parte, LUNA2000-215-2S10 se presenta como una solución ideal para empresas e industrias que buscan autonomía energética con fiabilidad. Con 215 kWh útiles, 100 % de profundidad de descarga y un ciclo de eficiencia de 91,3 % a 0,5 C, este sistema destaca por su diseño plug-and-play y su capacidad de monitoreo remoto que simplifica la operación y el mantenimiento.
Su resistencia a entornos exigentes —operando entre –30 °C y 55 °C y a alturas de hasta 4.000 metros sobre el nivel del mar— la convierte en una herramienta adaptada a los desafíos propios de la región.
Estas innovaciones llegan en un momento en que el sector energético latinoamericano atraviesa un crecimiento sostenido en energías renovables y exige cada vez más soluciones de almacenamiento confiables y eficientes.
De este modo, Huawei ha sabido anticiparse a estas necesidades locales con tecnologías que integran no solo eficiencia técnica, sino también capacidades digitales avanzadas como monitoreo inteligente, compatibilidad con sistemas híbridos y gestión de redes. Esta flexibilidad ha sido crucial para su consolidación en un entorno altamente competitivo y tecnológicamente exigente.
En números absolutos, esto representó aproximadamente 11.160 MWac de los más de 28.600 MWac enviados en la región durante el año, una muestra contundente de su capacidad de despliegue y volumen.
El impulso de la firma ha estado marcado por su estrategia de penetración en proyectos utility-scale y productos inteligentes adaptadas a las condiciones específicas de los mercados latinoamericanos, consolidándose como referencia indiscutible en tecnología inversora.
Además de su apuesta por utility-scale, Huawei ha fortalecido su presencia en el segmento C&I con soluciones de storage y nuevos inversores optimizados para grandes instalaciones. También expandió su red de distribución en mercados emergentes como Bolivia, impulsó tecnologías Grid Forming para reforzar la estabilidad de la red y colaboró con CENACE en México en la digitalización de la operación eléctrica. Estos movimientos estratégicos le valieron ser reconocida por cuarto año consecutivo como “Customers’ Choice” en el informe Gartner Peer Insights 2025 para plataformas de almacenamiento, confirmando la confiabilidad y el reconocimiento internacional de sus soluciones.
La participación de Huawei en el PVBook2025, catálogo internacional elaborado por Energía Estratégica y disponible de manera gratuita, constituye un aporte significativo para el ecosistema renovable, ya que acerca información técnica validada a desarrolladores, EPCistas e inversionistas que planifican proyectos en Latinoamérica y Europa. Con la LUNA2000-4.5MWh-2H1 y la LUNA2000-215-2S10, la compañía no solo refuerza su liderazgo en almacenamiento energético, sino que también ratifica su compromiso con una transición energética más limpia, confiable y resiliente en la región.
S-5!, autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos, anuncia nuevas alianzas de distribución en Argentina, Colombia, El Salvador y Guatemala. Estas alianzas estratégicas representan un paso importante en la expansión de S-5! en América Latina, haciendo que su línea completa de soluciones de fijación solar sea más accesible que nunca en la región.
Argentina – Taurus Energía
Taurus Energía, la división de energía renovable de Grupo Taurus en Buenos Aires, se suma a la red de distribución en Argentina. Grupo Taurus, una empresa familiar con más de 60 años de experiencia industrial, lanzó Taurus Energía para atender la creciente demanda de soluciones de energía renovable personalizadas y equipos especializados.
“Vemos a S-5! como una empresa sólida que respalda sus productos y su trayectoria. Con esta nueva alianza, buscamos transmitir la confiabilidad tanto de la marca S-5! como de nuestra empresa a nuestros clientes, quienes tienen necesidades diversas pero comparten un mismo objetivo: trabajar con productos y personas de confianza”, comentó Joaquín Rivero, gerente de Desarrollo de Negocios en Taurus Energía.
Colombia – iNaranja
Con sede en Bogotá, iNaranja es una firma de ingeniería y consultoría energética enfocada en el diseño, desarrollo e implementación de proyectos eléctricos, solares y de eficiencia energética en toda Colombia. Reconocida por su enfoque práctico y experiencia técnica, iNaranja ahora acerca las soluciones de S-5! a clientes que buscan fijaciones solares rentables y de alto rendimiento.
“Probamos los productos de S-5! en nuestras propias instalaciones, lo que confirmó su resistencia, confiabilidad y las ventajas que aportan a nuestro mercado. La innovación detrás de sus productos responde directamente a nuestra necesidad de mantener los costos operativos bajo control sin sacrificar calidad. Las soluciones S-5! nos brindan la confianza de ofrecer lo mejor a nuestros clientes y al mercado regional. Recibimos esta alianza con gran entusiasmo, sabiendo que nos permitirá fortalecer proyectos más eficientes y competitivos”, afirmó Luis Betancourt, ingeniero de Ventas en iNaranja.
El Salvador & Guatemala – Sunrise Latam
Como distribuidor regional de soluciones fotovoltaicas “todo en uno”, Sunrise apoya a EPCs, integradores de sistemas e instaladores con un portafolio integral de productos de calidad, soporte técnico localizado y capacitación continua en El Salvador y Guatemala.
“Elegimos asociarnos con S-5! por su ingeniería comprobada y su portafolio de soluciones específicas por aplicación que preservan la integridad del techo. Con esta alianza, nuestros clientes se beneficiarán de especificaciones precisas, tiempos de respuesta rápidos y disponibilidad local de inventario, lo que en última instancia reducirá los costos generales de los proyectos y elevará el estándar de instalación”, señaló Alejandro Díaz, gerente regional de Ventas en Sunrise.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía bonaerense, firmó un convenio con autoridades de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) y el Foro Regional de Energía de Buenos Aires (FREBA) para financiar el desarrollo y la implementación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de energía undimotriz.
Esta nueva tecnología, también conocida como energía olamotriz, es la que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad y se instalará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata. Se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre Universidad, Estado y sector privado.
El convertidor consta de dos boyas unidas a un núcleo donde se encuentra el mecanismo que transforma el movimiento ondular del mar en un movimiento giratorio continuo que se envía a un generador para producir la energía eléctrica.
El Convenio Específico que se suscribe en esta ocasión, prevé un financiamiento de USD 138.000 con fondos de Investigación y Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos de este Programa provienen de un agregado tarifario para energías renovables que los usuarios abonan con las facturas de electricidad de la Provincia de Buenos Aires.
El convenio fue firmado en el Centro Bonaerense de Energías Renovables por el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; el presidente de FREBA, Fernando Pini; el secretario General del Foro, Gustavo Piuma Justo; el decano de la UTN Regional Buenos Aires, Guillermo Oliveto; y el coordinador del PROINGED, Ricardo Lospinnato.
Beneficios de la tecnología desarrollada
El aumento de la cantidad de energía renovable en la matriz energética.
La disponibilidad energética del mar argentino está considerada como una de las mejores del mundo.
La construcción de los equipos convertidores en nuestro país para fomentar el trabajo nacional.
La inversión necesaria para la construcción de estos equipos es comparable a los aerogeneradores, pero con un potencial 5 veces superior con un factor de capacidad mucho mayor.
El impacto ambiental de esta tecnología es muy bajo, el dispositivo no perturba la flora ni la fauna marina durante su funcionamiento, no requiere el uso de combustibles.
La energía de las ondas marinas es 10 a 30 veces más densa que la energía solar y 5 veces más densa que la energía eólica.
TotalEnergies venderá el 50% de su cartera de proyectos solares en Estados Unidos a la firma de inversión global KKR por alrededor de 1.000 millones de dólares.
TotalEnergies está vendiendo el 50% de una cartera de 1,4 gigavatios (GW) de capacidad instalada combinada en una transacción que valora dicha cartera en 1.250 millones de dólares.
Gracias a las transacciones y la refinanciación bancaria que se está finalizando actualmente, TotalEnergies recibirá un total de 950 millones de dólares al cierre de la venta.
Incluidos en la venta hay seis activos solares a escala de servicios públicos con una capacidad combinada de 1,3 GW, y 41 activos de generación distribuida que totalizan 140 MW, situados principalmente en Estados Unidos. La producción de electricidad de estos proyectos ha sido vendida a terceros o será comercializada por TotalEnergies, informó la empresa.
A diferencia de otras grandes petroleras europeas como BP y Shell, que han reducido directamente el gasto en energías renovables, TotalEnergies tiene una estrategia para alcanzar un objetivo de rentabilidad del 12% para su negocio de Energía Integrada.
Esto significa que TotalEnergies típicamente desinvertiría hasta el 50% de sus activos renovables una vez que alcanzan la fecha de operación comercial (COD) y están libres de riesgos, lo que le permite “maximizar el valor de los activos y gestionar los riesgos”.
En Estados Unidos, los proyectos solares podrían experimentar una desaceleración significativa en el futuro, debido a las políticas de la Administración Trump, advirtió la industria a principios de este mes.
En un informe que elogia la instalación de cerca de 18 GW en nueva capacidad, incluido el almacenamiento en baterías, durante el primer semestre del año, que constituyó el 82% de todas las nuevas adiciones de capacidad, la Asociación de Industrias de Energía Solar también advirtió que la Ley One Big Beautiful Bill ha cambiado sustancialmente la perspectiva a medio plazo.
Los gobernadores de Chubut, Ignacio Torres; de Mendoza, Alfredo Cornejo y de Santa Cruz, Claudio Vidal, se presentaron en el Juzgado Criminal y Correccional Federal 4 de Comodoro Py para constituirse como querellantes en la causa que investiga supuestas irregularidades vinculadas al ingreso de la familia Eskenazi a YPF en 2007.
“De ser necesario, también vamos a acudir al Departamento de Justicia de Estados Unidos para que se suspenda inmediatamente la acción civil hasta tanto se resuelva la causa penal”, adelantó el mandatario chubutense.
“Las provincias petroleras somos accionistas de YPF y vamos a agotar todos los recursos para defender lo que nos pertenece”, reveló Torres e indicó que “ir contra esa operación podría modificar todo lo que siguió”, entre ello, el fallo de la jueza Loretta Preska que obliga al país a pagar 16.000 millones de dólares, más intereses, y entregar el 51 % de las acciones de YPF a los fondos Burford y Eton Park.
Torres apuntó que “ante esta locura, tenemos que hacer causa común y los gobernadores nos vamos a poner al frente de esta discusión para defender YPF y también lo que es propiedad de las provincias productoras”.
El mandatario explicó que “el grupo Eskenazi se hace del 25 % de las acciones de YPF apalancándose financieramente en dividendos futuros y devengados, y esto precede a la expropiación”. “Luego de la expropiación del 51 % de las acciones de YPF, el grupo Eskenazi le vende el juicio que había iniciado contra la República Argentina reclamando una indemnización por el procedimiento expropiatorio a un fondo muy conocido por los argentinos por el daño que le ha hecho al país” e indicó que “en esa expropiación, el 49 % del 51 % expropiado, es de las provincias productoras de petróleo”.
Presentación ante la Corte de Nueva York
Sin perjuicio de la querella penal, la provincia presentó también un amicus curiae ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para defender su participación accionaria en YPF en el marco del juicio que lleva adelante la jueza Preska.
El fallo de la magistrada neoyorkina “no contempla que las provincias petroleras somos accionistas de YPF y que solo se puede embargar lo que le pertenece al demandado, en este caso el Estado Argentino”, manifestó Torres al respecto.
En diciembre de 2007, el grupo Petersen -liderado por el empresario argentino Enrique Eskenazi- firmó un acuerdo con Repsol YPF para adquirir el 25 % de las acciones a través de las empresas Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, radicadas en España. En 2012, el Congreso de la Nación sancionó la Ley 26.741 y aprobó la ley declaración de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51 % de las acciones de YPF, con el objetivo de retomar el control de la compañía.
Para entonces, Repsol contaba con el 57 % de la empresa dado que, tras venderle el 25 % al grupo Petersen, se desprendió de más acciones. La operación terminó de confirmarse en 2014, cuando el consejo de Repsol aceptó la oferta del Gobierno de U$S 5 mil millones como indemnización por la expropiación de la compañía.
El fondo Burford Capital compró el derecho de litigio durante el proceso de quiebra del grupo Petersen, y en abril de 2015 presentó una demanda contra la Argentina ante la justicia de Nueva York, reclamando una indemnización. El argumento de la demanda se basó en que el Estado argentino violó el artículo 7° del Estatuto de YPF, que prevé que si alguien compraba más del 15 % de la empresa debería ofrecer lo mismo a todos los accionistas, algo que en este caso no ocurrió.
En marzo de 2023, la jueza del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, hizo lugar al pedido de los demandantes y señaló que la Argentina “incumplió el contrato” por no ofrecer una compensación a todos los accionistas. No obstante, excluyó de responsabilidad a YPF. En septiembre del mismo año la magistrada ordenó al Gobierno el pago de U$S 16,1 mil millones por la reestatización de YPF.
En junio de 2025, Preska le ordenó a la Argentina entregar el 51 % de las acciones de YPF para pagar una indemnización, sin embargo, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York suspendió preventivamente la orden de la jueza, eximiendo por el momento a la Argentina de entregar las acciones de la petrolera.
La Unión Industrial Argentina (UIA), encabezada por su presidente Martín Rappallini y su secretario Eduardo Nougués, elevó una nota formal al Jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, para solicitar el acompañamiento del Poder Ejecutivo al Proyecto de Ley de Biocombustibles presentado por la Liga de Provincias Bioenergéticas, integrada por Catamarca, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, Misiones, Salta, Santa Fe y Tucumán.
El proyecto, que ya cuenta con estado parlamentario en ambas cámaras, surge de un trabajo de articulación entre sectores públicos y privados con el objetivo de fortalecer la producción de bioetanol y biodiesel, diversificar la matriz energética y promover el desarrollo federal.
En la nota presentada, la UIA destacó la importancia de esta iniciativa para agregar valor a la producción de caña de azúcar, maíz y soja, reducir la dependencia de combustibles fósiles importados con el consecuente ahorro de divisas,sostener cadenas de valor de alto impacto socioeconómico en las provincias productoras y garantizar la continuidad de inversiones en el sector.
Asimismo, subrayó que los biocombustibles permiten mejorar la salud de la población al disminuir emisiones contaminantes y generar empleo genuino en las economías regionales.
El nuevo marco normativo propuesto contempla un incremento progresivo en los cortes obligatorios de biodiesel y bioetanol, la apertura a inversiones en transporte aéreo, marítimo y fluvial, la habilitación de un mercado de libre comercialización por encima de las mezclas mínimas, así como la posibilidad de incorporar motores flex y kits de conversión que optimicen el uso de la materia prima nacional.
Además, reemplaza los cupos y precios fijados por el Estado por un esquema de licitaciones transparentes entre privados, promoviendo competitividad y previsibilidad en el sector, se describió.
En este contexto, Jorge Rocchia Ferro, presidente de la Unión Industrial de Tucumán, advirtió sobre la urgencia que atraviesa el norte argentino y la necesidad de políticas concretas para sostener sus economías regionales.
“El norte argentino está en una situación límite : sin políticas concretas que fortalezcan nuestras economías regionales, el futuro será devastador. Tucumán no tiene petróleo, no tiene minerales, no tiene litio funcionando. Lo que tenemos es una columna vertebral que se llama azúcar, y si no la defendemos con decisión, vamos a condenar a nuestra gente a la pobreza y a la emigración masiva”.
Y agregó, “por eso exigimos que se avance ya en la ampliación del corte de bioetanol. Hoy tenemos un 12 % (6 % maíz y 6 % caña), pero necesitamos que ese porcentaje crezca rápidamente. Esto no es un capricho: es la única manera de darle rentabilidad a nuestra producción, sustituir importaciones de combustibles y generar empleo genuino en el norte”.
Rocchia Ferro también remarcó que este reclamo responde al mandato constitucional de promover un desarrollo equilibrado entre regiones: “No pedimos privilegios, pedimos cumplimiento de la Constitución. El azúcar y el bioetanol son nuestra bandera de desarrollo. Y si el país nos da las condiciones necesarias, el norte no solo va a producir, sino que va a crecer, a educar y a darle dignidad a su gente”.
Con el respaldo de la UIA y de las uniones industriales provinciales, el proyecto busca consolidar un modelo energético federal, competitivo y sostenible, capaz de aprovechar el potencial agroindustrial de la Argentina y garantizar un futuro económico y ambiental más equilibrado para todo el país, se destacó.
El Poder Ejecutivo Nacional, a través del Decreto 695/2025 publicado hoy en el Boletín Oficial, oficializó la autorización para iniciar el proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), la empresa estatal responsable de la generación nuclear del país. Esta medida responde a la política de reducción del déficit fiscal del gobierno y tiene como objetivo principal asegurar la financiación futura y la eficiencia operativa de la compañía mediante la incorporación de capitales privados.La decisión de privatización se impulsa para obtener financiamiento complementario para proyectos estratégicos de gran envergadura y coste elevado. Específicamente, NASA requiere fondos para la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I, cuya reincorporación al sistema eléctrico se anticipa para el año 2027, y para la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II), una obra crucial que permitirá la continuidad de la operación de la Central Nuclear Atucha II. El Estado mantendrá el control mayoritario El plan de desinversión ha sido diseñado para respetar la Ley N° 27.742, que establece la obligatoriedad de que el Estado Nacional mantenga la participación mayoritaria en el capital social de NASA. La venta de acciones se instrumentará mediante un mecanismo dual. Por un lado, el cuarenta y cuatro por ciento (44%) del capital social se ofrecerá a inversores privados a través de una licitación pública de alcance nacional e internacional. Por otro lado, un cinco por ciento (5%) de las acciones será reservado para la organización de un propgrama de propiedad participada, brindando preferencia de adquisición a los empleados de la empresa. Una vez concretadas estas operaciones, el cincuenta y uno por ciento (51%) del paquete accionario de NASA seguirá en poder del Estado Nacional, distribuido entre la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). De esta forma, el gobierno se garantiza la conservación del control estratégico sobre la actividad nuclear nacional. El Ministerio de Economía ha sido designado como la Autoridad de Aplicación del proceso, y deberá dictar todas las normas operativas y complementarias que resulten necesarias, contando con la asistencia de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria Agencia de Transformaciòn de Empresas Pùblicas. Asimismo, la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social deberá intervenir para expedirse sobre la factibilidad de la implementación del Programa de Propiedad Participada. El decreto entra en vigencia al día siguiente de su publicación en el Boletín Oficial.
La venta de combustible al público en todo el país alcanzó los 1.420.350 metros cúbicos, lo que representa una variación positiva del 0,4% en comparación con el mismo mes de 2024.
Sin embargo, el total vendido mostró una caída del 2,9% respecto al mes anterior, julio de 2025, según un informe de la consultora Politikon Chaco.
A nivel provincial, ocho de las 24 jurisdicciones del país presentaron subas interanuales, lideradas por Santiago del Estero (+10,6%), Buenos Aires (+7,0%) y San Juan (+6,8%).
Por el contrario, dieciséis distritos registraron caídas en sus ventas, con los descensos más pronunciados en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (-11,7%), Misiones (-10,6%) y Santa Cruz (-6,5%).
Del total comercializado a nivel nacional, el 56% correspondió a naftas y el 44% a gasoil.
Las ventas de naftas exhibieron un incremento interanual del 3%, impulsado principalmente por el segmento premium que creció un 15,6%, mientras que la súper retrocedió un 0,9%.
En contraste, las ventas de gasoil cayeron un 2,7% interanual. Dentro de este último, el gasoil premium registró un alza del 10% y el común una baja del 9,3%.
En cuanto a la participación por empresas, YPF mantuvo el primer lugar con el 55,1% del mercado y un crecimiento del 4,9% interanual, seguida por Shell, que concentró el 22,6% pero registró una caída del 7,6%.
La información se desprende de un informe elaborado por la consultora Politikon Chaco, en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Los gobernadores de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres; de Mendoza, Alfredo Cornejo; y de Santa Cruz, Claudio Vidal, se presentaron este lunes en el Juzgado Criminal y Correccional Federal N° 4 de Comodoro Py para constituirse como querellantes en la causa que investiga supuestas irregularidades vinculadas al ingreso de la familia Eskenazi a YPF en 2007. “De ser necesario, también vamos a acudir al Departamento de Justicia de Estados Unidos para que se suspenda inmediatamente la acción civil hasta tanto se resuelva la causa penal”, adelantó el mandatario chubutense.
“Las provincias petroleras somos accionistas de YPF y vamos a agotar todos los recursos para defender lo que nos pertenece”, reveló Torres en la Ciudad de Buenos Aires e indicó que “ir contra esa operación podría modificar todo lo que siguió”, como el fallo de la jueza estadounidense Loretta Preska que obliga al país a pagar 16.000 millones de dólares, más intereses, y entregar el 51% de las acciones de YPF a los fondos Burford y Eton Park.
CHUBUT, MENDOZA Y SANTA CRUZ UNIDAS PARA DEFENDER LO NUESTRO
Hoy, la Argentina enfrenta una situación crítica, con un embargo por 16.000 millones de dólares que está en plena ejecución en un tribunal de Nueva York. Por eso las provincias de Chubut, Mendoza y Santa Cruz nos… pic.twitter.com/Cq6bWptaTT
Torres apuntó que “ante esta locura, tenemos que hacer causa común y los gobernadores nos vamos a poner al frente de esta discusión para defender YPF y también lo que es propiedad de las provincias productoras”. Y luego, explicó que “el grupo Eskenazi se hace del 25% de las acciones de YPF apalancándose financieramente en dividendos futuros y devengados, y esto precede a la expropiación”.
En ese sentido, el gobernador de Chubut señaló que, “luego de la expropiación del 51% de las acciones de YPF, el grupo Eskenazi le vende el juicio que había iniciado contra la República Argentina reclamando una indemnización por el procedimiento expropiatorio a un fondo muy conocido por los argentinos por el daño que le ha hecho al país ” y marcó que, “en esa expropiación, el 49% del 51% expropiado, es de las provincias productoras de petróleo”.
Sin perjuicio de la querella penal, Chubut presentó también este lunes un amici curiae ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para defender su participación accionaria en YPF, en el marco del juicio que lleva adelante la jueza Preska.
El fallo de la magistrada neoyorkina “no contempla que las provincias petroleras somos accionistas de YPF y que sólo se puede embargar lo que le pertenece al demandado, en este caso el Estado Argentino”, manifestó Torres al respecto.
El origen de la causa
En diciembre de 2007, el grupo Petersen -liderado por el empresario argentino Enrique Eskenazi- firmó un acuerdo con Repsol YPF para adquirir el 25% de las acciones a través de las empresas Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, radicadas en España. En 2012, el Congreso de la Nación sancionó la Ley 26.741 y aprobó la ley declaración de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% de las acciones de YPF, con el objetivo de retomar el control de la compañía.
Para entonces, Repsol contaba con el 57% de la empresa dado que, tras venderle el 25% al grupo Petersen, se desprendió de más acciones. La operación terminó de confirmarse en 2014, cuando el consejo de Repsol aceptó la oferta del Gobierno de U$S5 .000 millones como indemnización por la expropiación de la compañía.
El fondo Burford Capital compró el derecho de litigio durante el proceso de quiebra del grupo Petersen, y en abril de 2015 presentó una demanda contra la Argentina ante la justicia de Nueva York, reclamando una indemnización. El argumento de la demanda se basó en que el Estado argentino violó el artículo 7° del Estatuto de YPF, que prevé que si alguien compraba más del 15% de la empresa debería ofrecer lo mismo a todos los accionistas, algo que en este caso no ocurrió.
En marzo de 2023, la jueza del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, hizo lugar al pedido de los demandantes y señaló que la Argentina “incumplió el contrato” por no ofrecer una compensación a todos los accionistas. No obstante, excluyó de responsabilidad a YPF. En septiembre del mismo año la magistrada puso fin al litigio, al ordenar al Gobierno el pago de US$ 16,1 mil millones por la reestatización de YPF.
En junio de 2025, Preska le ordenó a la Argentina entregar el 51% de las acciones de YPF para pagar una indemnización. Sin embargo, un mes después, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York suspendió preventivamente la orden de la jueza, eximiendo por el momento a la Argentina de entregar las acciones de la petrolera.
El Gobierno de Río Negro dio un paso clave para integrar a Pichi Mahuida al sistema eléctrico provincial. La semana pasada se abrieron los sobres de la licitación pública para ejecutar la obra, tramitada a través de la empresa estatal Transcomahue.
En el proceso licitatorio se presentaron ofertas por parte de dos empresas: Generar SRL, por $227.500.000; y CEPIEM SRL, por $221.200.000.
En los próximos días, la comisión de preadjudicaciones evaluará las condiciones técnicas, económico-financieras y legales de las propuestas para emitir un dictamen.
El proyecto busca dejar atrás la actual dependencia de una distribuidora pampeana y garantizar que las familias del paraje y su zona de influencia accedan a un servicio bajo las mismas condiciones de calidad y seguridad que el resto de los usuarios rionegrinos.
La obra beneficiará a unas 20 familias del núcleo urbano y a unas 50 personas sumando los alrededores, a través de la provisión de infraestructura de media y baja tensión.
En media tensión, se instalarán 100 metros de cableado subterráneo de 13,2 kV y 290 metros de línea aérea, con reemplazo de 14 postes de 11 metros y un puesto de seccionamiento bajo carga.
En baja tensión, el plan incluye el reemplazo del tablero de alumbrado público, renovación de la subestación transformadora de 63 kVA, instalación de 10 pilares monofásicos con protecciones, extensión de 30 metros de red y la colocación de 31 luminarias LED de 100W.
Con esta obra, Pichi Mahuida quedará incorporada al sistema eléctrico rionegrino, lo que permitirá un servicio más seguro, eficiente y regulado bajo los estándares provinciales.
El Gobierno nacional oficializó, mediante el Decreto 695/2025, el inicio del proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), la empresa estatal encargada de la generación de energía nuclear en el país. La medida combina la venta de acciones a inversores privados y un Programa de Propiedad Participada, aunque el Estado mantendrá la mayoría accionaria.
Cómo quedará la composición accionaria
Actualmente, Nucleoeléctrica está controlada en un 79 % por el Estado nacional, un 20 % por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y un 1 % por Energía Argentina S.A. (ENARSA). Con el nuevo esquema:
Se venderá el 44 % de las acciones mediante licitación pública nacional e internacional.
Se implementará un Programa de Propiedad Participada del 5 %, destinado a trabajadores.
El Estado nacional y la CNEA conservarán el 51 %, asegurando control mayoritario.
Además, se dispuso que ENARSA transfiera el 1 % de sus acciones en NASA al Estado, y que la propia Nucleoeléctrica ceda 0,01 % de su participación en ENARSA.
Razones de la privatización parcial
El Ejecutivo sostiene que la intervención estatal no ha garantizado eficiencia económica y que la incorporación de capital privado permitirá:
Financiar proyectos estratégicos, como la extensión de vida útil de Atucha I (prevista para 2027).
Completar el proyecto de almacenamiento en seco de elementos combustibles para Atucha II.
Reducir el déficit fiscal y diversificar riesgos en la gestión de la empresa.
En 2023, la compañía recibió transferencias de capital del Estado por 700 millones de pesos para sostener inversiones. Pese a ello, el Gobierno insiste en que es necesario sumar socios privados para fortalecer la competitividad.
Un récord en generación nuclear
En 2024, Nucleoeléctrica alcanzó un récord histórico de 10,4 millones de MWh generados, con un factor de carga del 73,3 %. El decreto reconoce la capacidad técnica de la empresa, pero sostiene que para sostener esa performance y encarar nuevas inversiones resulta clave abrir la puerta al capital privado.
El Ministerio de Economía, junto con la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, será el encargado de ejecutar el proceso de privatización. La licitación será pública, con alcance nacional e internacional, bajo los lineamientos de la Ley 23.696.
El decreto también prevé la intervención de la Secretaría de Trabajo para evaluar la factibilidad del Programa de Propiedad Participada y el envío de un informe a la Comisión Bicameral del Congreso, cumpliendo con los requisitos legales.
El Gobierno nacional aumentó el recargo sobre el precio del gas natural destinado a financiar el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas. Lo hizo a través de la Resolución 1448/2025 del Ministerio de Economía publicada hoy en el Boletín Oficial.
La medida establece que dicho recargo será equivalente al 7% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Este porcentaje se aplicará por cada metro cúbico (m³) de nueve mil trescientas kilocalorías (9300 kcal) que ingrese al sistema de ductos en todo el territorio nacional, incluyendo los volúmenes de autoconsumo.
La resolución modifica el valor anterior, que había sido fijado en 6,80% mediante una resolución del 26 de agosto de 2025.
La normativa se fundamenta en la “mayor necesidad de fondos para financiar el régimen de compensaciones” del mencionado fondo fiduciario.
Esta necesidad surge de las modificaciones normativas recientes y del efecto financiero que se genera entre la vigencia de la modificación del recargo y su impacto efectivo en la recaudación.
La medida se enmarca en el contexto de emergencia del Sector Energético Nacional, declarada en diciembre de 2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026.
Asimismo, se alinea con el “Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados”, que busca reestructurar el esquema de subsidios para asegurar el acceso al consumo básico y esencial a los usuarios finales.
El Gobierno sostiene que la política de subsidios generalizados de administraciones anteriores es “incompatible con la situación financiera” de las cuentas públicas.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) será el organismo responsable de ajustar los procedimientos necesarios para la facturación del nuevo recargo.
Según lo establecido, las empresas distribuidoras deberán trasladar este cargo a las facturas de los consumidores finales sin registrar ganancias ni pérdidas por su aplicación.
De igual manera, las comercializadoras aplicarán y trasladarán el recargo en su exacta incidencia sobre el precio del gas que comercializan.
Las disposiciones de esta nueva resolución comenzarán a aplicarse para los consumos realizados a partir del día en que el ENARGAS publique en el Boletín Oficial los procedimientos especiales para su facturación.
Future Energy Summit (FES) Perú expuso el nuevo mapa de inversiones renovables en el país junto a más de 400 líderes del sector, entre representantes de empresas, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales.
La jornada se enfocó en definir regulaciones, analizar las condiciones de mercado y acelerar la transición energética en el país. Por lo que uno de los paneles centrales fue “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú”, donde referentes del sector revelaron cifras concretas y plantearon los principales desafíos que enfrenta la industria.
Uno de los anuncios más destacados fue el de Marco Fragale, CEO de Orygen, quien confirmó que la compañía mantiene su presencia con centrales hidroeléctrica, térmica, solar y eólica, que planea ampliar en los próximos años.
“Mantenemos un amplio portafolio y una cartera priorizada de alrededor de 3 GW de nuevas plantas renovables. Esos 3 GW son solares y eólicos híbridos, con una relación 50-50, aunque un poco más eólico porque hay mucho solar en el sistema, pero tenemos proyectos híbridos que nos ayudan a ser más competitivos”, reconoció.
Por el lado de Fenix, su gerente general Juan Elías Salinas explicó que la empresa, con operaciones integradas entre Chile y Perú, cuenta con cerca de 5000 MW de capacidad instalada, con un 60% proveniente de renovables.
Y en el caso peruano, avanzan con más de 2000 MW en desarrollo. “Queremos encontrar un portafolio diversificado tecnológica y geográficamente en Perú”, afirmó Salinas, en línea con las proyecciones de crecimiento de la demanda.
Mientras que Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, destacó el camino recorrido por su empresa desde 2015 hasta la fecha, con la operación de su primera central hidroeléctrica, la compra de dos parques solares en Arequipa e Ica, y el proceso de adquisición de una tercera planta eólica, lo que completará 400 MW de capacidad.
“Tenemos concesiones de generación hidroeléctrica listas para desarrollar, esperamos hacerlo pronto. Una es de 280 MW y otra de 300 MW, pero para cuando el mercado esté dispuesto a aceptar esa inversión”, vaticinó.
“A futuro pensamos en construir proyectos pequeños pero inteligentes. Apuntamos a un crecimiento gradual, y vemos que los beneficios los puedan tener tanto las grandes industrias como todo el país”, agregó.
La transmisión será fundamental para el ingreso de dichos parques de generación renovable. Es por ello que desde ISA Energía brindaron definiciones sobre las necesidades del sistema a mediano plazo.
Según Cristian Remolina, gerente general de la compañía, se requerirán 3000 MW de capacidad adicional hasta 2028 para sostener el equilibrio de la matriz. Aunque aclaró que las redes planificadas están diseñadas para responder a la demanda de las próximas décadas.
Análisis de precios: renovables cada vez más competitivas
Uno de los aspectos más relevantes del debate fue la reducción acelerada de los precios solares, especialmente en el contexto actual del mercado. Los especialistas estimaron que los proyectos fotovoltaicos en Perú se ubicarán “muy por debajo” de los USD 35 MWh, y podrían alcanzar niveles menores a los USD 30 MWh, dependiendo del factor de planta y otros parámetros técnicos.
No obstante, coincidieron en que el análisis de precios debe considerar más que el costo nivelado. Sino que enfatizaron la necesidad de evaluar también cuánto tiempo transcurre desde la concepción del proyecto hasta su construcción, etapa en la que las trabas regulatorias tienen un impacto directo.
En este punto, Fragale fue claro al señalar que aún no han incluido almacenamiento en el portafolio de Orygen, aunque las condiciones podrían cambiar pronto.
“Se dan cambios en el mercado de servicios complementarios, que junto con un requerimiento para todas las centrales, podría dar la posibilidad de implementar más proyectos de almacenamiento y generar un mercado de baterías, siempre y cuando el reglamento sea óptimo y eficiente”, expresó el CEO.
Remolina aportó que uno de los avances más esperados en este frente es la reglamentación de la ley de servicios complementarios, cuyo contenido normativo se prevé para el comienzo del próximo año. “Se espera que el reglamento se emita en enero de 2026”, manifestó el ejecutivo de ISA Energía, quien ve en esta norma un catalizador para desplegar almacenamiento a gran escala.
El diagnóstico general de los líderes energéticos fue claro: Perú tiene más de 6000 MW de proyectos renovables en marcha proveniente de grandes players del sector, con costos competitivos y un apetito privado para invertir. Sin embargo, sin reformas regulatorias claras y ágiles, el potencial no se traducirá en resultados concretos a la velocidad requerida por la transición energética.
Lader Energy fortalece su estrategia en Chile con una cartera de proyectos en desarrollo, apostando por proyectos híbridos (solar + almacenamiento) y sistemas BESS (battery energy storage system) stand alone a lo largo del país.
“Tenemos un portafolio de 1,6 GW aproximadamente, de los cuales casi 1 GW están contratados con inversionistas. Estamos trabajando con dos fondos de inversión en cuatro proyectos, de los cuales tres parques solares se ubican en la zona central y sur del país, y uno en la zona norte”, reveló su CEO, Horacio Vásquez, en diálogo con Energía Estratégica.
El proyecto localizado en Antofagasta se trata de un parque híbrido que contempla 300 MW de capacidad fotovoltaica solares más sistemas de almacenamiento BESS. Mientras que el segundo mencionado se denomina “Rinconada Solar”, en la Región Metropolitana”, el cual prevé 220 MW de potencia fotovoltaica y acaba de ingresar al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile.
“Por otro lado, tenemos dos proyectos denominados El Coipo Solar (120 MW) y Monterrico Solar (240 MW), que están en la comuna de Teno (región del Maule) y en la zona de Chillán (Región de Ñuble), que están en tramitación ambiental. Estos proyectos los tenemos con fondos de inversión, y se espera que puedan iniciar construcción en 2027”, afirmó Vásquez.
Además de estos proyectos en sociedad, la compañía desarrolla dos iniciativas por cuenta propia que destacan por su perfil innovador. Una de ellas es la central BESS Lo Prado, un sistema stand-alone de 300 a 400 MW con cinco horas de almacenamiento, ubicado en la Región Metropolitana, que ingresará a tramitación ambiental durante octubre.
“En tanto que el otro es Las Cardas Solar, una planta de 200 MW solares con BESS ubicada en la Región de Coquimbo, que tiene previsto su ingreso ambiental antes de fin de año y proyecta su construcción para 2028”, complementó el CEO de Lader Energy.
“Nuestro objetivo es pasar de 1,5 GW en desarrollo a alrededor de 2,5 GW de proyectos en desarrollo con inversionistas en los próximos dos años”, aseguró Vásquez Mena.
El pipeline chileno se complementa con una presencia regional en rápido crecimiento. Según cifras oficiales de la empresa, el portafolio solar de Lader Energy incluye 2,4 GW en Chile, 1,5 GW en Perú, 700 MW en Argentina, 500 MW en Colombia, 120 MW en Ecuador y 200 MW en México, con planes de escalar a 600 MW en este último mercado antes de fin de año.
La firma también avanza en nuevos modelos de negocio complementarios al desarrollo utility scale. En este sentido, acaba de completar su primer proyecto de generación distribuida bajo Net Billing, con un sistema de 300 kW fotovoltaicos para la Universidad de Chile, con PPA firmado y ya inaugurado días atrás.
Con este modelo, la compañía apunta a clientes industriales, comerciales y del sector educativo que requieren soluciones flexibles, rápidas y con bajo consumo de suelo.
Demanda 24/7 y la irrupción de los data centers
Lader Energy también identifica un nuevo segmento de mercado en crecimiento: los data centers, que requieren suministro continuo renovable 24/7 y se están convirtiendo en un actor clave de la demanda energética en Chile.
“Ya llevamos 3-4 meses con ese modelo de negocio complementario y estamos conversando con varias empresas de data centers”, reconoció Vásquez Mena, aludiendo que Chile aparece como destino privilegiado para estos proyectos por su infraestructura de telecomunicaciones y conectividad, lo que podría transformar al país en un hub regional de almacenamiento y procesamiento de datos.
En este contexto, la firma ya trabaja en aprovechar terrenos propios, cercanos a conexiones disponibles, para desarrollar proyectos específicamente diseñados para este tipo de clientes y lograr la aprobación de los permisos en el menor tiempo posible.
Con el foco puesto en consolidarse como un actor clave en la transmisión eléctrica de la región, Alupar suma cuatro nuevos proyectos en Perú y alcanza un total de 14 iniciativas adjudicadas en el país. “Estamos en un crecimiento constante”, manifestó Antony Suárez, Ingeniero Regulatorio de Alupar, al destacar que la compañía ha ganado licitaciones tres años consecutivos, desde 2023 hasta 2025.
Entre las nuevas adjudicaciones en Perú se destacan los proyectos ITC: “Nueva Subestación Palca 220 kV, LT 220 kV Palca-La Pascana, ampliaciones y subestaciones asociadas (Arequipa)”, “Enlace 220 kV Planicie – Industriales, ampliación a tercer circuito”, “Enlace 138 kV Abancay Nueva – Andahuaylas, ampliaciones y subestaciones asociadas”, y “Enlace 138 kV Derivación San Rafael – Ananea, ampliaciones y subestaciones asociadas”. Estas iniciativas permitirán reforzar la infraestructura de transmisión en zonas clave del país, alineadas con el objetivo de habilitar capacidad para futuras conexiones renovables y acompañar el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica.
La multinacional brasileña avanza en su plan de expansión latinoamericano con presencia operativa en Colombia, Perú y Chile, al margen de su casa matriz. “Nuestra matriz es una de las transmisoras más grandes de Latinoamérica, con cerca de 9.000 kilómetros de líneas en Brasil. En la TAM —que incluye los demás países— ya operamos 600 kilómetros y queremos llegar a más”, detalló Suárez en diálogo con Energía Estratégica.
En el caso específico de Perú, los 14 proyectos adjudicados incluyen líneas garantizadas, sistemas complementarios (SGP-SCT) y reasignaciones. La empresa ya operaba desde 2013 con una generadora conocida como La Virgen, pero desde entonces amplió su portafolio para enfocarse en su core de transmisión y generación. “Queremos ser una empresa líder, top, en el rubro de transmisión”, afirmó el ejecutivo.
El cronograma previsto contempla la entrada en operación de la mayoría de los proyectos para el año 2029, con contratos que estipulan 47 meses desde su adjudicación, lo que sitúa las fechas de puesta en marcha entre septiembre y octubre de ese año. La hoja de ruta técnica comenzará con ingeniería básica, seguida del abordaje de temas complejos como sostenibilidad, medioambiente y servidumbre predial.
“Eso siempre es lo más complicado”, advierte Suárez, quien resalta la importancia de la interrelación con los stakeholders, incluyendo OSINERGMIN, COES y empresas interconectadas, antes de avanzar a la obra civil. Aún sin cronogramas internos finalizados, Alupar busca llegar a tiempo a la etapa de pruebas y marcha blanca dentro del plazo estimado.
En paralelo, la compañía prepara sus redes para facilitar la conexión de energías renovables (RER). “Una parte importante es que dejamos habilitada la infraestructura para que estas centrales puedan inyectar su energía al sistema”, indicó Suárez. Entre los proyectos con los que ya mantienen contacto se destacan centrales eólicas como Vientos de Medianía, Morrope (implementada por Orygen) y Nailam, todas de 100 MW de potencia aproximada, con entrada en operación prevista desde 2026.
Frente a este escenario, la infraestructura de transmisión toma un rol crítico. “Actualmente estamos en el boom de las renovables. Hay muchos proyectos en todo el país y hay que tener claro que para llevar esa energía se necesitan dos partes muy importantes: transmisión y distribución”, analizó el ejecutivo. En ese sentido, remarcó que mientras la gran industria puede conectarse en alta tensión, “la mediana y la pequeña empresa necesitan que los distribuidores lleven redes en media tensión”.
El ejecutivo considera clave que el Estado acelere tanto los proyectos de transmisión como los de distribución, especialmente los proyectos ITC. “Al final, ellos son los que van a llevar la energía hasta la puerta del usuario final”, enfatizó.
Sobre la nueva Ley 32249 y el marco de servicios complementarios, Suárez reconoce que Alupar mantiene su apuesta principal en la transmisión. “Para generación hay mucha competencia, por eso tomamos una postura de estar mejor en la remuneración garantizada”, explicó. No obstante, señaló que será clave observar cómo evolucionan el almacenamiento de energía, el control de picos y la optimización del transporte, elementos que forman parte del nuevo marco.
Alupar también colabora en la actualización de la infraestructura existente, al conectarse con terceros que serán partners contractuales durante 30 años. “Nosotros mejoramos la infraestructura eléctrica que encontramos: cambios en protecciones, comunicaciones, todo por el bien del sistema peruano”, destacó el ingeniero.
Por último, sin descartar nuevos negocios, la compañía evalúa su reingreso en generación hidroeléctrica y solar. “Tenemos un equipo de nuevos negocios muy fuerte que está detrás de todo esto. Estamos evaluando hacer alguna central fotovoltaica o incluso alguna eólica, aunque no es la prioridad”, anticipó Suárez.
La implementación de tecnologías de almacenamiento con baterías (BESS) se posiciona como una necesidad estratégica para la descarbonización y modernización del sistema eléctrico panameño. No obstante, la falta de un marco regulatorio específico impide su integración plena a las licitaciones energéticas y limita su potencial para brindar estabilidad y eficiencia a la red.
“La regulación del almacenamiento energético requiere una metodología concisa que equilibre el cumplimiento normativo, los detalles técnicos y la eficiencia en la descarbonización de la matriz eléctrica”, manifestó la profesional en energía y clima, Rosilena Lindo Riggs.
El almacenamiento con baterías es una herramienta clave para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico. Lindo Riggs sostuvo que los BESS son fundamentales porque permiten regular la frecuencia, recortar picos de demanda y asegurar el arranque en negro, funciones esenciales en una red moderna. “Los sistemas de almacenamiento de energía con baterías son parte clave de la matriz diversificada y resiliente del presente y futuro”, destacó.
Pero para que el almacenamiento cumpla ese rol estratégico, es imprescindible que el Estado promueva condiciones adecuadas. “Se requiere innovación desde las instituciones públicas del sector energético, las organizaciones y empresas privadas y la construcción de infraestructura de punta”, indicó.
Actualmente, el principal obstáculo es la falta de una regulación técnica y normativa que habilite al BESS a participar activamente en el Sistema Interconectado Nacional. Lindo Riggs remarcó que es necesario que la entidad reguladora del sector eléctrico adopte un procedimiento claro para evaluar el estado de flexibilidad del sistema y los requisitos mínimos necesarios. “Es necesario que se estipule con claridad un reglamento para la participación de las tecnologías de almacenamiento desde la generación”, explicó. Además, señaló que deben publicarse informes regulares sobre la flexibilidad del sistema eléctrico, lo cual permitirá entender la necesidad real de integración de almacenamiento y orientar la planificación técnica.
Además, señaló que deben publicarse informes regulares sobre la flexibilidad del sistema eléctrico, lo cual permitirá entender la necesidad real de integración de almacenamiento y orientar la planificación técnica.
Lindo Riggs también advirtió sobre la falta de un cronograma oficial de licitaciones, lo cual limita la planificación del sector y debilita las señales de política pública. “Nos está haciendo falta un documento que oficialice el cronograma de licitaciones”, planteó, y propuso que este podría concretarse a través de una resolución de la Secretaría Nacional de Energía (SNE), publicada en la Gaceta Oficial.
En ese sentido, subrayó que sería fundamental adendar el pliego de cargos de la licitación de octubre para enero e incluir los sistemas de almacenamiento de energía con baterías. “Eso sería lo primero para darle sustento como política pública a lo indicado por el actual secretario”, sostuvo.
Uno de los grandes desafíos técnicos es definir cómo se integrarán los BESS a las redes de transmisión o distribución. Para ello, la profesional sostuvo que se deben establecer los códigos de seguridad, pruebas de verificación de rendimiento y procedimientos de puesta en servicio. “Importante es definir en la regulación cómo se llevaría a cabo su integración con redes de transmisión o distribución, cuáles serían los códigos de seguridad a aplicar, y cuáles serían las pruebas de verificación de rendimiento que se aplicarían a los BESS a instalar en Panamá”, puntualizó.
La transformación del sistema no puede depender solo de los actores técnicos o del sector privado. Lindo Riggs llamó al Poder Ejecutivo a liderar el proceso, promoviendo la implementación de nuevas tecnologías como el almacenamiento. “Desde el poder ejecutivo se requiere promover la implementación de nuevas tecnologías y procesos para mantener la seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional”, afirmó.
Para ella, esta transformación no solo es técnica, sino también estratégica: se trata de construir una economía basada en innovación y energías renovables, donde el almacenamiento tenga un rol protagónico.
Panamá se encuentra ante una oportunidad histórica para transformar su sistema eléctrico mediante la integración de tecnologías como el almacenamiento con baterías. Pero para ello, es urgente avanzar en una regulación clara, técnica y actualizada que permita su despliegue con garantías.
Como resumió Rosilena Lindo Riggs, “el almacenamiento de energía es fundamental para la construcción y operación de redes eléctricas modernas”. Sin reglas claras, su potencial quedará subutilizado en un contexto que exige soluciones cada vez más resilientes, limpias y eficientes.
El mercado colombiano de energías renovables atraviesa un momento decisivo. Con solo un 8% de participación en la capacidad instalada de generación, el país dispone de un margen considerable para nuevas inversiones, tanto nacionales como internacionales.
Marco Vera, gerente de Vera Energy SAS, aseguró que “el potencial de crecimiento es aún amplio”. De esta manera, en diálogo con Energía Estratégica, recomendó que la transición debe entenderse más como una adición energética que como un reemplazo, donde la clave será la diversificación.
En este sentido, considera fundamental no limitarse al desarrollo de la energía solar fotovoltaica y la eólica, sino integrar tecnologías como pequeñas centrales hidroeléctricas, bioenergía, geotermia e incluso nuclear. “Se requiere mantener los incentivos tributarios a la inversión y los incentivos regulatorios para la operación técnica y comercial”, subraya.
El interés por invertir en Colombia sigue la tendencia global en renovables, aunque las motivaciones locales difieren. “La necesidad particular de Colombia no es la descarbonización per se de la matriz, dado que es relativamente baja la intensidad de carbono de la misma, dada la mayor participación de las hidroeléctricas de gran escala”, explicó Vera. Por ello, insiste en que el país debe priorizar un enfoque en seguridad y complementariedad energética, más que en liderar la acción climática regional.
Atraer capital sigue siendo el gran desafío. La naturaleza intensiva en capital de estos proyectos hace imprescindible abrir el sector a fondos internacionales de inversión, banca multilateral y recursos de cooperación climática.
Sin embargo, persisten barreras que afectan la confianza de los inversionistas, como la complejidad del licenciamiento ambiental y los elevados costos derivados de las consultas previas con comunidades étnicas. “La viabilidad social y territorial de los proyectos requieren también ajustes institucionales”, advirtió el directivo.
En cuanto a las preferencias del mercado, la energía solar fotovoltaica es la más demandada, principalmente por su capacidad de descentralizar la generación y desarrollar recursos energéticos distribuidos, pero su bajo factor de planta está impulsando el crecimiento de proyectos híbridos que incluyen sistemas de almacenamiento con baterías, lo que ofrece mayor estabilidad a la red.
Los inversionistas también concentran su atención en proyectos greenfield en estado Ready to Build, aunque los más conservadores optan por proyectos en estado COD, aun pagando sobrecostos para reducir riesgos constructivos y garantizar contratos de compraventa de energía a largo plazo.
Los esquemas de financiamiento más utilizados son los contratos PPA con offtakers bancables, que permiten plazos de entre 15 y 20 años, mientras que las PCHs continúan estructurándose bajo modelos de project finance vía sociedades SPV con administración fiduciaria, que aseguran flujos de caja estables. En proyectos de menor escala, como minigranjas solares, los inversionistas estratégicos utilizan equity a través de fondos de inversión, mitigando riesgos mediante la participación directa de los promotores en acuerdos como JDA, SPA, EPC, PPA y COD.
No obstante, el esquema del Cargo por Confiabilidad sigue siendo una barrera. “El esquema sigue representando más un costo que un ingreso para este tipo de proyectos de generación a partir de energías renovables variables”, sostuvo Vera.
En su opinión, la regulación debe evolucionar hacia mecanismos que remuneren servicios complementarios, como los ancillary services, y que reconozcan el valor de la complementariedad eficiente en la operación del sistema eléctrico.
Pese a los retos, la perspectiva para los próximos años es favorable. Colombia no busca convertirse en el hub de renovables de América Latina, pero sí en un referente en innovación para la seguridad energética. “Lo que sí podríamos liderar es en impulsar un hub de innovación para la seguridad energética, con la participación de distintas fuentes y tecnologías, tanto convencionales como no convencionales, renovables y no renovables, que nos garantice un desarrollo y crecimiento sostenible a precios competitivos”, concluyó el gerente de Vera Energy SAS.
La Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM-AG) compartió a los candidatos presidenciales (habrá elecciones en noviembre del presente año) y a la opinión pública su Position Paper “2026-2030: certezas, competencia y flexibilidad para el futuro energético de Chile”, que busca aportar insumos concretos al debate sobre el desarrollo del sistema energético nacional durante los próximos años.
El documento, de 10 páginas, propone una Agenda Ejecutiva de Trabajo sustentada en cuatro ejes estratégicos: certeza regulatoria, competencia efectiva, flexibilidad del sistema y suficiencia energética. Los ejes representan 10 prioridades de acción orientadas a promover un mercado eléctrico más transparente, competitivo y sostenible.
Con este Position Paper, GPM-AG hace un llamado a avanzar hacia un marco regulatorio predecible, a fortalecer la competencia y a disponer de un sistema flexible, capaz de incorporar soluciones de almacenamiento y tecnologías de manera neutra, promoviendo una transición energética que beneficie a todo el país.
El diagnóstico que plantea GPM-AG refleja los principales obstáculos que enfrenta el sector. Entre ellos destacan la falta de certeza regulatoria y los procesos de permisos lentos y complejos; un mercado de licitaciones dominado por grandes empresas que limita la participación de actores medianos; y un marco de distribución obsoleto que impide la digitalización y el acceso abierto.
Asimismo, la asociación advierte sobre el aumento de vertimientos por congestión y rigideces operacionales, lo que reduce la eficiencia del sistema y erosiona la rentabilidad de los proyectos renovables.
Otro de los puntos críticos es la escasa habilitación del almacenamiento energético: las baterías no pueden integrarse de forma plena en proyectos de distinta escala sin perder beneficios regulatorios.
A ello se suma la concentración del negocio de potencia y servicios complementarios en manos de grandes generadores, la falta de soluciones renovables con almacenamiento para los sistemas medianos y territorios aislados —que aún dependen del diésel— y los crecientes problemas de seguridad por robos y vandalismo en instalaciones.
Para enfrentar estos desafíos, el gremio propone un conjunto de medidas. En materia de certeza regulatoria, plantea la implementación obligatoria de evaluaciones de impacto regulatorio y la aplicación de principios de gradualidad y no retroactividad en los cambios normativos. A la par que sugiere mejorar la coordinación entre instituciones públicas y reforzar reglas de competencia que eviten ventajas indebidas de los actores dominantes.
En cuanto a licitaciones, GPM-AG sugiere incorporar contratos flexibles, con bloques horarios y reconocimiento explícito del almacenamiento y la potencia firme, lo que abriría espacio a una mayor participación de empresas pequeñas y medianas.
“Se propone asegurar mayor participación del 41,2% de capacidad instalada en manos de generadores medianos, diversificando la oferta y reduciendo la concentración”, detalla el Position Paper.
Asimismo, plantea la habilitación de hibridación de proyectos con baterías sin perder beneficios regulatorios, un marco específico para sistemas BESS stand-alone y la creación de un sandbox regulatorio para pilotos de flexibilidad.
La agenda también contempla la simplificación de la permisología a través de una ventanilla única digital, plazos perentorios y silencio positivo en trámites clave, así como la modernización de los sistemas medianos, con acceso abierto, incorporación de almacenamiento y medición de impactos territoriales en empleo, reducción de costos y continuidad de servicio.
Un llamado para el nuevo ciclo político
GPM-AG enmarca estas propuestas en el contexto del nuevo ciclo político 2026–2030, considerando que en noviembre el país elegirá nuevo presidente y, por tanto, cambiarán las autoridades que definirán el rumbo y planificación de la transición energética.
Para el gremio, es clave establecer un marco de reglas claras y predecibles que asegure mayor competencia, diversificación tecnológica y una transición energética justa que favorezca tanto a los inversionistas como a los consumidores finales.
El documento concluye que, con las reformas adecuadas, Chile podrá reducir vertimientos, mejorar la seguridad de suministro, bajar los costos para los usuarios y dar un paso decisivo en la descarbonización, consolidando un sistema eléctrico más resiliente y preparado para los desafíos del futuro.
Sobre GPM:
Es la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), que representa a 20 empresas de generación eléctrica, con presencia en las 16 regiones de Chile.
Durante la gira regional “Retos de Productividad y Estrategias para Acelerarla en el Sector Energético Global y Regional”, desarrollada por KPMG en septiembre en El Salvador, Honduras, Guatemala y Costa Rica, se abordaron los principales desafíos estructurales que enfrenta Centroamérica para mejorar su productividad energética. Con la participación de más de 150 líderes del sector, la Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services, Ingrid Chávez de Mendoza, destacó que el enfoque estuvo puesto en identificar brechas concretas y oportunidades de mejora para fortalecer la competitividad.
Las exposiciones estuvieron a cargo de Silvia González Zamora, líder global de sostenibilidad social; Alberto Rivas González, líder de tecnología y cadena de valor ética en América; y Luis Rivera, socio consultor y líder regional centroamericano, quienes compartieron un diagnóstico enfocado en tres drivers fundamentales de productividad: intensidad de capital, composición de la fuerza laboral y productividad multifactorial.
Según Chávez de Mendoza, el primero de estos ejes aborda la inversión en infraestructura, tecnologías y activos para modernizar el sector energético. “La intensidad de capital está relacionada con la inversión en nuevas tecnologías, activos, infraestructura y con la modernización del sector energético”, manifestó. Este punto incluye la capacidad instalada en generación, transmisión y distribución, y su impacto en la reducción de costos y sostenibilidad. Mientras Costa Rica lidera con un 99,98% de generación eléctrica renovable, Honduras mantiene niveles elevados de pérdidas en transmisión, con una necesidad de inversión del 41%.
En cuanto a la composición de la fuerza laboral, el análisis se centró en la preparación técnica, diversidad y participación femenina. Chávez de Mendoza explicó que “se valora la participación femenina y de grupos tradicionalmente excluidos como condición necesaria para una transición energética justa y sostenible”. No obstante, la región muestra cifras bajas: 32% de participación femenina en renovables y 22% en petróleo y gas, con apenas 24% en juntas directivas y 22% en gerencias en empresas de energía renovable.
El estudio presentado por KPMG evidenció las causas estructurales de esta brecha: pobreza energética, trabajo doméstico no remunerado y limitaciones educativas. Chávez de Mendoza puntualizó que “si las empresas adoptan esquemas laborales flexibles y promueven políticas de equidad, se puede evitar que muchas mujeres abandonen el sector al priorizar la familia”. Hoy, el 11% de las mujeres renuncia por razones familiares, y solo el 8,7% de las empresas energéticas invierte en liderazgo femenino, mientras que un 68% no cuenta con políticas de género.
Durante el evento se propusieron acciones concretas: reclutamiento proactivo en carreras STEM, teletrabajo, licencias compartidas, visibilización de modelos femeninos de éxito, capacitación en liderazgo basada en competencias y publicación de indicadores de equidad. “Todo lo que se mide puede mejorarse”, subrayó la ejecutiva.
En el plano de la productividad multifactorial, los especialistas remarcaron la importancia del uso eficiente de capital, trabajo y tecnología. Chávez de Mendoza afirmó que “la región necesita cerrar brechas de ingresos, generar empleo de calidad e insertarse en cadenas globales de valor. Eso solo se logra con eficiencia e innovación”.
Uno de los temas que generó mayor interés fue la incorporación de inteligencia artificial. “El uso de inteligencia artificial generativa, asistentes virtuales, modelos predictivos de demanda y mantenimiento automatizado puede marcar la diferencia en la eficiencia del sector”, señaló. Según un relevamiento realizado por KPMG en un webinar previo, el 69% de las pymes planea invertir en IA, pero solo el 1% de los líderes empresariales considera que sus organizaciones dominan esta tecnología.
La ejecutiva añadió que “la capacitación continua y personalizada mediante chatbots puede democratizar el conocimiento y hacer más ágil la transferencia de experiencia entre generaciones”, en referencia a una estrategia de digitalización del talento interno que se propuso como solución para la retención de conocimiento técnico.
Las expectativas de inversión energética en la región son altas. Guatemala y Honduras avanzan en nuevas licitaciones de generación, mientras Costa Rica afianza su matriz limpia. No obstante, Chávez de Mendoza advirtió que “no basta con invertir en generación; también hay que fortalecer la transmisión y reducir pérdidas técnicas y no técnicas”.
Además, los fenómenos climáticos se posicionaron como la principal amenaza para las empresas del sector: el 55% de los encuestados lo reconoció como el mayor riesgo disruptivo, muy por encima de los ciberataques o fallos tecnológicos. “La resiliencia energética se vuelve prioritaria, tanto como la eficiencia o la transición tecnológica”, expresó la ejecutiva.
Como resultado de los encuentros, EDP Services proyecta nuevas iniciativas para el último trimestre del año. “Estamos organizando talleres sobre inclusión de género y preparando webinars con especialistas. Además, nos queda pendiente incorporar a Nicaragua y Panamá en futuras actividades regionales”, anticipó Chávez de Mendoza.
Centroamérica avanza con decisión hacia una matriz energética más limpia, pero para mejorar su productividad deberá cerrar brechas en infraestructura, innovación y equidad. La ventana de oportunidad está abierta y el momento de actuar es ahora.
En el marco de una asamblea informativa, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, oficializó un aumento del 5% en zona desfavorable y seguro laboral de 5 años para los operarios de la Cuenca Neuquina.
Los nuevos convenios implican el aumento de cinco puntos en el adicional por zona desfavorable, que llega ahora al 85%, y la puesta en marcha de un seguro por siniestros laborales y de vida, rubricado con YPF y Tecpetrol, que garantiza la continuidad de ingresos por cinco años para el trabajador en caso de accidente grave o para su familia en caso de fallecimiento.
La zona sube 5 puntos y llega al 85%. El seguro garantiza ingresos por 5 años al trabajador en caso de accidente grave o a su familia en caso de fallecimiento.
“Lo dijimos siempre: la dignidad no se negocia. Conseguimos que la zona llegue al 85% y que, si hay un siniestro grave, la familia del trabajador tenga la tranquilidad de un salario por cinco años. Eso no es un favor: es justicia”, afirmó Rucci frente a la multitud.
En ese marco, destacó el acompañamiento del gobernador Rolando Figueroa, quien dispuso medidas fiscales para sostener la actividad convencional y reincorporar a cientos de despedidos. “Cuando había más de 800 compañeros afuera, fuimos a pedir una mano y el gobernador nos la dio. Redujo regalías e ingresos brutos y comprometió que esos incentivos se destinen a recuperar puestos. Eso hoy significa que cientos de familias vuelven a tener trabajo. Gracias, Rolando”, subrayó.
Durante la asamblea, Rucci remarcó además la necesidad de que los trabajadores cuenten con representación política propia. En ese sentido, anunció que el gremio avanza con la consolidación de Fuerza Neuquina Federal, el espacio creado para que “los destinos de los trabajadores no dependan de otros, sino de quienes conocen el esfuerzo del día a día”.
Las pymes productoras de biodiésel de todo el país suspendieron por completo la producción destinada al mercado interno, lo que impacta impacta en el empleo y también amenaza la provisión de gasoil en todo el país.
Según replicó Info Gremiales, el parate alcanza a 25 establecimientos radicados en Buenos Aires, Santa Fe, La Pampa, San Luis y Entre Ríos, que abastecen el corte obligatorio de gasoil previsto en la Ley 27.640. Desde las cámaras empresarias advirtieron que la decisión responde al atraso de 15 meses en la actualización de los precios regulados, que las obliga a vender por debajo de sus costos.
De acuerdo con los cálculos de la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Cepreb), el precio fijado por la Secretaría de Energía es de $1.408.687 por tonelada, cuando el costo real de producción asciende a $1.641.000. Según la normativa vigente, el valor debería rondar los $1.691.000 para garantizar un margen mínimo de rentabilidad.
La diferencia vuelve inviable continuar operando. “Más del 90% de los insumos, como el aceite de soja y el metanol, están dolarizados. Con la devaluación y sin actualización de precios, no se puede sostener la actividad”, remarcaron desde el sector.
Aunque la Ley 27.640 fija un corte obligatorio del 7,5%, en los últimos meses ese nivel no se alcanzó. El sector acumula pérdidas por más de 80 millones de dólares desde mediados de 2024, y las empresas advierten que podrían recurrir a suspensiones o vacaciones anticipadas.
El mercado global de GNL cerró la semana con señales opuestas en sus dos principales polos de consumo. En Asia, los precios spot volvieron a caer por la combinación de baja demanda y abundantes inventarios, mientras que en Europa persiste la tensión por factores sindicales y por la incógnita en torno a un posible endurecimiento de sanciones contra Rusia.
Según Reuters, el precio spot promedio para las entregas en noviembre en el noreste asiático se ubicó en 11,20 dólares por millón de BTU, por debajo de los 11,50 dólares registrados la semana anterior. Analistas explican que la caída se sostiene en una mayor producción de gas en China y en la decisión de reforzar las extracciones desde el almacenamiento subterráneo durante noviembre, lo que reduce la necesidad de compras adicionales en el mercado spot.
En Europa, en cambio, los precios se movieron al alza a finales de la semana, aunque dentro de un rango acotado. La finalización progresiva de la temporada de mantenimiento en Noruega aportó más oferta por gasoducto, pero las huelgas en terminales francesas de GNL continúan trabando la recepción de cargamentos y obligan a desvíos hacia otros puertos del noroeste europeo.
Rusia, el factor de fondo
El panorama europeo no puede entenderse sin la sombra de Rusia. Pese a la caída drástica de las compras de gas por gasoducto desde 2022, algunos puertos de la UE todavía reciben cargamentos de GNL ruso. La discusión sobre un ban total a esas importaciones sigue abierta y podría convertirse en el próximo frente de disputa dentro del bloque.
Un eventual corte de ese flujo no solo complicaría la planificación de invierno en Europa, también reordenaría la competencia global por los cargamentos disponibles, elevando la presión sobre Asia. Para Rusia, significaría perder uno de los últimos canales de exportación hacia Occidente y volcar aún más su oferta hacia el mercado asiático, según las proyecciones citadas por Reuters.
Aisa Group informó que dio inicio a la construcción del Parque Fotovoltaico Calicanto en el departamento Belgrano, San Luis, una obra clave dentro de su plan de diversificación energética y de inversiones estratégicas en el país.
El proyecto se levantará sobre 71,9 hectáreas y tendrá una capacidad instalada de 51 MWp, con una generación estimada de 110,1 GWh anuales, suficiente para abastecer a más de 80.000 hogares. Su conexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realizará mediante dos líneas subterráneas de 33 kV y un nuevo campo de transformación en la Estación Transformadora Nogolí. La entrada en operación está prevista para diciembre de 2026.
Este parque fotovoltaico es el primer eslabón que el grupo prepara en materia energética para Argentina. Al mismo tiempo, está desarrollando un plan de inversiones que buscará generar unos 1000 MW de energía solar en la próxima década. Este programa se encuentra en estudio para su adhesión el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Este proyecto se encuentra dentro de las inversiones que Aisa Group está concretando en el país, y que proyecta en más de USD 1.600 millones adicionales en sectores clave, entre ellos minería, energías renovables, pesca, agroindustria, desarrollo inmobiliario y oil & gas, todo en distintos sectores productivos de la Argentina.
Entre los principales hitos del grupo se destacan la reactivación de la mina Gualcamayo y el desarrollo de la nueva mina Carbonatos Profundos, en San Juan, la compra de la pesquera Cabo Vírgenes, en Chubut; y la transformación del predio de la ex-Cinzano, también en San Juan, hacia un desarrollo inmobiliario combinado de negocios y viviendas.
“Calicanto no es solo un parque solar: es un aporte concreto al desarrollo de San Luis y una señal de confianza en el potencial energético de la Argentina. Nuestro compromiso es entregar un proyecto de excelencia tecnológica, generador de empleo y valor para la comunidad local”, señaló Juan Manuel López, Gerente de Calicanto.
Por su parte, Juan José Retamero, cabeza de la familia propietaria de Aisa Group, destacó: “Nuestra visión es clara: invertir con capital 100% privado para crear futuro en la Argentina. Calicanto, junto a nuestras iniciativas en minería, pesca, oil & gas y desarrollo inmobiliario, son pilares de un plan de largo plazo que busca generar empleo, exportaciones y crecimiento genuino para el país”.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) anunció el cierre de la planta ubicada frente al puerto de Concepción del Uruguay, fruto de un proceso de reestructuración.
La noticia fue ratificada en las últimas horas por el secretario general de la CGT seccional Uruguay, Roberto Lencina, quien advirtió sobre las consecuencias laborales y ambientales de la medida: “Ya está confirmado que se cierra la planta, los tanques están todos vacíos, son 60 personas que quedan sin trabajo dentro de la ciudad”.
Según consignó el medio local El Entre Ríos, parte del personal será reubicado en Ibicuy, donde YPF cuenta con una cantera de arena destinada a Vaca Muerta. “Los que no aceptaron el traslado recibirán el 100 por ciento de la indemnización”, señaló el dirigente.
En cuanto al futuro de las instalaciones, Lencina manifestó su inquietud: “La preocupación que tenemos como parte de la ciudad es qué va a pasar con esos tanques, porque son una grave contaminación2.
Desde la CGT indicaron además que, según lo informado por Danisa Aguet, secretaria general de Sutep, el contrato de los trabajadores se extendió por dos meses con el fin de completar las tareas de vaciado y retiro de materiales.
Además de la crisis económica y la falta de combustible, Bolivia atraviesa un nuevo problema en el sector energético: la mala calidad del combustible que se distribuye en los diferentes surtidores del país. Conductores reportan fallas recurrentes en sus vehículos, lo que ha incrementado las quejas en los últimos meses.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) insiste en que los controles garantizan que la gasolina y el diésel cumplen con las normas vigentes. En contraste, la Asociación de Surtidores (Asosur) asegura que la responsabilidad es exclusiva de YPFB, mientras el transporte paceño denuncia daños en motores y advierte con tomar medidas si no recibe explicaciones.
El vicepresidente del Colegio de Ingenieros Mecánicos de Santa Cruz, Guido Moreno, señaló que este año se ha registrado un mayor número de daños en motorizados. Entre las fallas más comunes se encuentran problemas en el sistema de inyección, donde se han detectado sedimentos y partículas en el almacenamiento del combustible, afectando la bomba de gasolina, los inyectores y, en consecuencia, todo el motor.
Moreno considera urgente encargar estudios en laboratorios internacionales con certificación ISO y sin vínculos con autoridades ni empresas locales. “Necesitamos resultados transparentes, analizados por una comisión mixta, para entender el problema y cómo solucionarlo”, afirmó.
Mientras tanto, los usuarios tienen pocas alternativas para prevenir daños. Según el especialista, no existe un aditivo capaz de mejorar por sí solo la gasolina de baja calidad. La única medida preventiva es realizar mantenimientos más frecuentes, cambiar filtros con regularidad y limpiar el tanque de combustible antes de que la suciedad alcance niveles críticos.
Moreno advirtió además que este problema no solo implica reparaciones costosas, sino que también reduce la vida útil de los motores. “Empieza fallando un sistema, luego otro, y al final lo que tenemos es una máquina menos disponible”, alertó.
El Gobierno nacional oficializó este viernes el Programa de Gestión de Demanda de Energía, una iniciativa voluntaria, programada y remunerada que apunta a que los grandes usuarios reduzcan su demanda eléctrica en los períodos críticos de mayor consumo residencial, como es el verano, a cambio de una compensación económica.
Aunque aún faltan varias semanas hasta que las altas temperaturas comiencen el panorama, esta medida va en sintonía con lo que dijo tiempo atrás la secretaria de Energía, María del Carmen Tettamanti, quien advirtió que ante una posible ola de calor y la suba de la demanda, el sistema eléctrico podría sufrir colapsos.
En este contexto, el Programa busca que los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y las distribuidoras participen activamente en la reducción de la demanda eléctrica en momentos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
La normativa permitirá a usuarios residenciales, comercios y grandes consumidores participar en un esquema para reducir el consumo de electricidad y aportar energía al sistema durante momentos de alta demanda, a cambio de una compensación económica.
La medida, que ya había implementado previamente solo para grandes usuarios, apunta a mitigar los cortes de luz que suelen ocurrir en épocas de calor extremo, sobre todo en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral, cuando el consumo de aire acondicionado lleva la red al límite en horarios críticos.
De acuerdo con la resolución 379/2025, este sistema está dirigido a los Grandes Usuarios Mayores (GUMA), Grandes Usuarios Menores (GUME) y Grandes Usuarios de las Distribuidoras (GUDIS) del MEM, siempre que cuenten con una demanda de potencia superior a trescientos kilovatios (300 kW) y dispongan de sistemas de medición que permitan registrar el consumo horario.
Requisitos para el programa para consumir menos luz
Aquellos que adhieran voluntariamente y cumplan con los requisitos técnicos serán designados como Usuarios Adherentes (UA), y podrán presentar ofertas de reducción de carga, que serán evaluadas y aceptadas por el Organismo Encargado de Despacho (OED), según las necesidades del mercado.
Para aquellos usuarios que no cuenten con mediciones horarias disponibles en el Sistema de Medición Comercial (SMEC), las distribuidoras deberán informar los datos necesarios para el control y validación de los compromisos asumidos.
Así los grandes usuarios podrán elegir entre apelar a un consumo inteligente, es decir no saturar la demanda con un exceso injustificado y liberar energía para los sectores críticos, o bien quienes posean generadores, como los shoppings, incluso podrían participar de subastas de potencia, con una remuneración.
Este 29 de septiembre, el Hotel InterContinental Lima Miraflores es sede del evento más relevante del sector energético en Hispanoamérica. Future Energy Summit (FES) celebra hoy su primera edición en Perú, convocando a más de 400 asistentes del más alto nivel: CEOs de empresas líderes, autoridades nacionales, asociaciones clave del sector y organismos multilaterales, en una jornada que marcará un punto de inflexión en la conversación sobre la transición energética del país.
La presencia de compañías como JA Solar, Trina Solar, Jinko Solar, CATL, Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Luz del Sur, Hernández & Cía, Elecnor Perú, Canadian Solar, Yingli Solar, GCL y Haitai Solar, junto a firmas como CAPO Energy, Nordex, ACCIONA, DIPREM, AFRY, Alurack, DQD, ISA Energía, Great Power y BLC Power Generation, dan cuenta del peso estratégico de este encuentro. A ello se suman actores institucionales de primer nivel como FMO, y asociaciones como la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), H2 Perú, Perú Renovables, ACESOL y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que aportarán análisis sobre marcos regulatorios y proyecciones regionales.
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La jornada de FES Perú abordará los temas más sensibles y urgentes para el desarrollo renovable en Perú. La energía solar fotovoltaica será uno de los focos de apertura, con las visiones de Acciona Energía, JA Solar y Statkraft sobre los cuellos de botella del mercado, tiempos administrativos, competitividad tecnológica y señales necesarias para el despegue del sector.
A continuación, las compañías Orygen, ISA Energía, Fénix y Luz del Sur liderarán una discusión estratégica sobre los compromisos hacia 2030, las rutas para acelerar la transición energética y el posicionamiento de Perú en el mapa regional.
Esta visión institucional se verá reforzada con un panel dedicado a la política energética nacional, donde participarán referentes como Roberto Tamayo Pereyra (ex MINEM), Renzo Rojas (PROINVERSIÓN), Cesar Butrón (COES) y Raquel Carrero (SPR), quienes analizarán metas de descarbonización, licitaciones, horizonte regulatorio y oportunidades para convertir al país en un hub renovable.
En paralelo, el enfoque tecnológico ocupará un lugar destacado. Empresas como Gonvarri Solar Steel, Sungrow, Trina Solar, Jinko Solar y Zelestra presentarán innovaciones en automatización, digitalización y almacenamiento con baterías, orientadas a maximizar la eficiencia de las plantas solares y permitir su integración con mayor confiabilidad en el sistema eléctrico.
La energía eólica también tendrá una participación central. Expertos de Nordex Acciona Windpower, IGNIS Energía y AFRY explorarán la competitividad de esta fuente frente a otras tecnologías, las condiciones habilitantes para el desarrollo de nuevos parques y los desafíos de permisos e inversiones en el país.
Otro momento relevante será el panel dedicado a sistemas BESS, donde se debatirán oportunidades concretas para acelerar la diversificación de la matriz energética peruana a partir de esquemas de almacenamiento. A esto se suma un espacio estratégico donde convergen dos pilares económicos del país: minería y renovables. Este bloque analizará cómo avanzar en contratos, financiamiento y modelos de negocio que integren sostenibilidad y eficiencia energética en las operaciones mineras.
Más allá de los contenidos, FES Perú se destaca por su capacidad para facilitar el networking de alto nivel, con decenas de mesas de negocios y conversaciones bilaterales entre empresas, inversores, autoridades y desarrolladores. En esta primera edición en Perú, el evento ratifica su rol como espacio clave donde se trazan tendencias, alianzas y estrategias para impulsar la transición energética en la región.
Con un enfoque técnico, multisectorial y global, Future Energy Summit reafirma hoy en Lima su papel como el evento más importante del sector de las energías renovables en Hispanoamérica.
Guatemala se encuentra en una etapa crítica para definir el futuro de su matriz energética: mientras avanza la licitación PEG‑5, orientada a sumar nueva generación, surgen interrogantes sobre si el país cuenta con un marco regulatorio capaz de atraer a nuevos competidores y fomentar la incorporación de tecnologías emergentes como el gas natural licuado (GNL) o las renovables a gran escala.
El principal desafío que identifican los actores del ecosistema energético es la transferencia de riesgos que impone la licitación a los oferentes. Este esquema, aunque busca eficiencia y compromiso, eleva las barreras de entrada, particularmente para nuevos jugadores que no cuentan con respaldo operativo local.
Una fuente cercana a Energía Estratégica analizó el actual esquema regulatorio y destacó que, si bien los oferentes deben asumir riesgos significativos, existen mecanismos normativos, financieros y técnicos que podrían funcionar como amortiguadores y equilibrar las condiciones de competencia.
En respuesta a las preocupaciones del sector, el Ministerio de Energía y Minas publicó recientemente la cuarta adenda a las bases de licitación tanto para PEG‑5 como para PET‑3, el proceso paralelo para ampliar el sistema de transmisión eléctrica nacional. Las modificaciones contemplan ajustes en los requisitos de experiencia técnica, capacidad económica mínima y mecanismos de verificación, buscando flexibilizar ciertas condiciones sin afectar los estándares de seguridad y desempeño.
Un aspecto central es la interdependencia entre generación y transmisión. Según las bases, más de 440 km de líneas eléctricas y 14 nuevas subestaciones deberán ejecutarse en un plazo de cinco años. Su puesta en marcha es imprescindible para que los proyectos de generación puedan evacuar energía eficientemente. No obstante, factores como permisos locales, servidumbres y coordinación con gobiernos municipales representan cuellos de botella potenciales para cumplir los cronogramas establecidos.
El especialista consultado valoró que el marco regulatorio vigente contemple el traslado de ciertos costos al Mercado Mayorista bajo supervisión de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), lo cual puede funcionar como red de seguridad para proteger las inversiones ante cambios contractuales o normativos.
También destacó que el andamiaje legal actual ofrece reglas claras y predecibles, lo cual genera confianza en inversores institucionales. Sin embargo, advirtió que será clave avanzar en una actualización normativa que dé cabida a modelos de negocio más flexibles y a tecnologías emergentes como el GNL y los sistemas de almacenamiento.
Desde el plano técnico, remarcó que los proyectos vinculados al GNL deben cumplir exigencias internacionales como la norma NFPA 59A, además de incorporar análisis de riesgos y revisiones de seguridad. Si bien esto incrementa los costos iniciales, también reduce la probabilidad de pérdidas operativas y fortalece la seguridad del sistema eléctrico.
En paralelo, el gobierno ha dejado en claro su intención de adaptar los procesos licitatorios a la realidad del sector, manteniendo como fecha límite el 24 de septiembre para introducir nuevas modificaciones. Esto sugiere una postura receptiva a las necesidades del mercado, pero también una urgencia por dar certezas y avanzar en plazos.
Guatemala se juega más que megavatios: está definiendo el tipo de competencia e inversión que quiere atraer. En ese sentido, el equilibrio entre incentivos regulatorios, viabilidad financiera y control técnico será determinante para que las licitaciones no queden en manos de unos pocos actores tradicionales, sino que funcionen como verdaderos motores de modernización y apertura del sistema eléctrico nacional.
Licitación Abierta PEG – 5
Actividad
feb-25
mar-25
abr-25
may-25
jun-25
jul-25
ago-25
sep-25
oct-25
nov-25
dic-25
ene-26
feb-26
mar-26
abr-26
Llamado a licitación
23-abr
Adquisición pliego
23-abr
20-nov
Solicitudes de aclaración al pliego
23-abr
10-oct
Respuesta de EEGFSA a las consultas al pliego
23-abr
31-oct
Presentación de ofertas (Sobres “A” y “B”) y Apertura Sobre “A”
Central Puerto avanza en carta mandato por hasta USD 300 millones con la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, para financiar sus proyectos adjudicados en la licitación de baterías AlmaGBA de Argentina, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en sistemas de almacenamiento stand-alone en el país.
Así lo confirmó durante un webinar el director de Asuntos Corporativos de Central Puerto, Adrián Salvatore, quien reconoció que la semana pasada arribó al país una delegación del Grupo Banco Mundial, a fin de financiar los proyectos que desarrollan desde la compañía.
Cabe recordar que Central Puerto resultó una de las grandes ganadoras de la licitación AlmaGBA, con la adjudicación de 205 MW BESS, repartidos entre sus centrales Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW), con precios de USD 10161/MWmes y USD 11147/MWmes, respectivamente.
El portafolio se completa con proyectos solares como El Alamito y el parque San Carlos en Salta, que tiene posibilidad de expansión, junto a la reciente adquisición de otro parque solar en esa misma provincia. El objetivo de la empresa es ampliar su oferta de generación renovable para abastecer a nuevos clientes industriales, principalmente en el sector minero.
“Además de los proyectos adjudicados en AlmaGBA, tenemos otros dos parques que están en el pipeline”, indicó Salvatore.
Este nuevo acuerdo con el Banco Mundial se suma a otro ya firmado con IFC, específicamente para financiar los estudios técnicos, económicos y ambientales de una línea de transmisión que conectará varios proyectos mineros ubicados entre el norte de Salta y Catamarca con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El trazado de la obra de transporte eléctrico contempla una extensión inicial de 140 kilómetros, con posibilidad de ampliarse hasta 350 km, y una inversión estimada de entre USD 250 y 400 millones.
“Identificamos varios proyectos mineros en una zona común y decidimos construir una línea de transmisión que los interconecte con el SADI. Y el objetivo es vender o brindar energía eléctrica, mayormente renovable, a esa demanda minera”, señaló Salvatore.
“La construcción del proyecto de transmisión es un medio para cumplir con nuestra idea original de brindar una solución energética al menor costo posible y asegurar energía limpia a las mineras”, afirma el directivo”, agregó.
En su primera fase, el desarrollo de la iniciativa en la Puna junto a la Corporación Financiera Internacional prevé abastecer entre 400 y 450 MW de potencia para las operaciones mineras ya existentes, aunque se espera que con el ingreso de nuevos actores a la región se requiera más capacidad instalada.
Por lo que el objetivo es posicionarse como proveedor integral para un sector que demanda energía confiable y sustentable. “Más allá de que tengamos oferta de renovables para poder ofrecer a cada uno de esos clientes, la idea es seguir ampliando la oferta de generación renovable”, concluyó el director de Asuntos Corporativos de Central Puerto.
Colombia tiene aprobados 8,3 GW en nuevos proyectos de generación renovable y 98 obras de infraestructura eléctrica en cartera para reforzar el sistema. Sin embargo, la gran pregunta que ronda al sector es cuántos de estos proyectos podrán entrar efectivamente en operación.
“Desafortunadamente hay muchos desafíos frente al avance de las energías renovables en Colombia, porque si bien contamos con ventajas muy importantes, el gran obstáculo es la infraestructura de transmisión y distribución”, advierte María Paula Corrales Mendoza, abogada especialista en el sector eléctrico y asesora de la UPME.
Uno de los ejemplos más claros es el proyecto Colectora, que debía conectar al menos 15 parques eólicos y una planta solar desde La Guajira hacia el Sistema Interconectado Nacional.
“Ese proyecto todavía no ha entrado, y cada vez se aplaza más su entrada en operación. Es clave para el país, pero seguimos sin señales claras del gobierno”, resaltó Corrales, en diálogo con Energía Estratégica.
Sin embargo, el sector continúa creciendo de la mano de la solar, principalmente, y continúa su proceso de maduración donde se puede ver un mercado de contratos de energía que se ha expandido de manera notable.
Según la especialista, “los PPAs actúan como un escudo frente a la volatilidad del mercado energético, pero los inversionistas todavía sienten miedo porque no hay estabilidad en las señales del Estado”.
Esa incertidumbre se refleja en cláusulas contractuales que buscan cubrirse frente a posibles cambios regulatorios, como disposiciones de terminación anticipada, ajustes en las tarifas pactadas si varían los tributos energéticos o garantías adicionales en caso de modificaciones en la regulación del mercado.
Más allá de lo regulatorio, el desafío técnico también pesa. Numerosos proyectos llevan años esperando un punto de conexión para poder entrar en operación, lo que constituye un cuello de botella que aún no se resuelve y que impacta directamente en el futuro de la transición energética.
De esta manera, para Corrales, el gobierno debería priorizar tres medidas urgentes. “Primero, mantener e incluso fortalecer los incentivos regulatorios y tributarios; segundo, invertir en infraestructura de transmisión y distribución; y tercero, resolver el atraso en los puntos de conexión con más capital humano en las entidades”, enumeró.
Hoy, la Ley 1715 y la Ley 2099 han permitido deducciones fiscales de hasta 50% en el impuesto a la renta, y ya se cuentan más de 13.400 solicitudes de proyectos que buscan acceder a estos beneficios. Sin embargo, Corrales alerta: “Los incentivos no bastan si no se acompañan de seguridad jurídica y estabilidad regulatoria”.
La falta de avances concretos pone en riesgo los compromisos de descarbonización y sentencia: “Cuando las empresas no ven señales claras, su estabilidad financiera se ve impactada y se desincentiva el uso de energías limpias. Yo no veo un panorama muy positivo si esto no cambia”.
Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de Ja Solar , participó de una nueva edición del ciclo de streaming #NosVemosenFES, organizado por Future Energy Summit, y reveló que la compañía da un nuevo paso en su estrategia por ofrecer soluciones integrales al avanzar en el mercado de almacenamiento energético en América Latina.
“Todos los fabricantes solares se están metiendo en el rubro storage y desde JA Solar ya lo hacemos en LATAM, apuntando al segmento utility scale con módulos BESS de 5 MWh y al sector comercial – industrial con soluciones de 150 a 260 kWh”, detalló.
Donzino considera que cada mercado muestra dinámicas diferentes y oportunidades específicas, pero hizo énfasis en aquellos países que están bajo su ala como Head of Sales South LATAM de la empresa: Chile, Argentina y Perú.
Bajo su mirada, el primero de ellos atraviesa una etapa madura en materia fotovoltaica, a pesar que el país importa un volumen elevado de paneles año tras año. Por lo que se observa un nuevo ciclo de crecimiento ligado al almacenamiento.
JA Solar identifica una demanda creciente de proyectos híbridos, de manera que en Chile se solicitan combinaciones de paneles solares con baterías e, incluso, existen requerimientos sólo de almacenamiento para parques ya construidos que ahora buscan ser híbridos.
“En el caso de Argentina hay un mix entre centrales FV y sistemas BESS, la mayoría es solar por ahora, pero hay casos como los proyectos adjudicados en la licitación de baterías AlmaGBA”, analizó Donzino. .
Y cabe recordar que recientemente se dio a conocer que la empresa suministró sus módulos JAM66D45 de 600 Wp a un proyecto híbrido en Fiambalá, provincia argentina de Catamarca. El parque pertenece a la firma Liex SA, subsidiaria de Zijin Mining.
El modelo JAM66D45 cuenta con certificaciones como RETC y destaca por su desempeño bajo condiciones ambientales diversas y con resultados sólidos, de manera que “es un módulo de aplicación muy amplia” de JA Solar, con bajos niveles LCOE, lo que optimiza la logística y garantiza generación de energía a bajo costo.
Sin embargo, el especialista reconoció que Argentina muestra rezagos por causas macroeconómicas. Aunque identificó señales positivas para el mediano plazo y aclaró que una vez se acomode la macro, puede volver a buenos niveles de proyectos y suministro de productos.
“Mientras que en Perú, por ahora es todo fotovoltaica, pero también seguramente en breve haya alta demanda de baterías por las normativas que está lanzando el país y las próximas a lanzar. Es un país con mucho potencial, pero en una etapa bastante temprana que podría llegar a replicar lo hecho en Chile en los próximos años”, complementó.
“De todos modos, todos los segmentos de mercado son parejos en los tres países. Utility scale es el que más volumen mueve, pero en todos los segmentos hay proyectos y bastante cantidad, y desde JA Solar queremos estar presentes en todos”, aseguró.
Perspectivas 2026
JA Solar estima que Chile y Perú tendrán un buen desempeño en 2026; en tanto que para Argentina, se vislumbra que los proyectos desarrollados en 2024 y 2025 ya estaban en cartera desde hace tiempo, por lo que actualmente se están ejecutando gracias a una mejora parcial de las condiciones financieras.
“En Chile y en Perú particularmente se ven algunos proyectos solares bastante grandes, de 400 a 600 MW, aunque no es lo habitual en toda la región. Sino que la gran mayoría de proyectos utility scale están en el rango de 100 a 200 MW. Luego hay parques más chicos, de 10 a 50 MW de potencia que son para aplicaciones particulares de alguna industria o similar, que quieren tener la generación propia”, indicó el Head of Sales South LATAM de la empresa.
Asimismo, JA Solar monitorea de cerca la evolución de los precios de los módulos fotovoltaicos. Donzino afirmó que el mercado es dinámico y que los precios requieren actualización frecuente, recordando que durante 2024 hubo una baja sostenida en los precios.
Sin embargo, el aumento reciente de la demanda en China revirtió esa tendencia. “Volvieron a subir los precios y están en alza en los últimos dos meses. Es muy difícil de predecir la curva de precios, pero ahora se observa que en el corto plazo están subiendo los precios”, advirtió.
En el municipio de Patuca, departamento de Olancho, el Gobierno de Honduras puso en marcha una planta solar fotovoltaica de 50 megavatios con capacidad de almacenamiento de energía de 50 MWh. El proyecto, ubicado en la zona de Terrero Blanco, se erige como una de las instalaciones energéticas más importantes de la historia reciente del país, tanto por su capacidad técnica como por su modelo de gestión estatal.
Construida con 74.720 paneles solares monocristalinos y una subestación elevadora de 60 MVA, esta planta marca un hito para el país centroamericano. La obra fue ejecutada bajo un esquema EPC por la empresa REMESA y contó con financiamiento del Banco Central de Honduras, otorgado en diciembre de 2024. Se estima que la inversión total asciende a más de 1.100 millones de lempiras.
Durante el acto de inauguración, encabezado por la presidenta Xiomara Castro, el ministro de Energía, Erick Tejada Carbajal, subrayó el carácter estratégico de esta nueva infraestructura. “Con esto, la ENEE incursiona a operar, mantener y poseer una planta solar fotovoltaica con almacenamiento de energía de esta envergadura”, manifestó el funcionario, celebrando la capacidad de ejecución técnica de la estatal.
La planta de Patuca no solo proveerá energía limpia para más de 116.500 hogares, según estimaciones oficiales, sino que también introduce en el sistema eléctrico nacional una nueva variable: la integración de almacenamiento energético a gran escala. Esto permite inyectar energía en momentos de alta demanda o baja radiación solar, suavizando la curva de generación fotovoltaica y mejorando la estabilidad operativa del sistema.
En palabras de Tejada Carbajal, el proyecto representa un “hito importantísimo” que beneficiará especialmente a la población de los departamentos de Olancho y El Paraíso. “Refundamos y avanzamos, juntos”, expresó el ministro, destacando el compromiso político con una transición energética que priorice el control público de los recursos estratégicos.
Desde el punto de vista tecnológico, la instalación incorpora paneles provistos por ZNShine Solar, bajo un diseño de doble vidrio con tecnología 12BB PERC monofacial, elegidos por su durabilidad y eficiencia en climas tropicales. Estos módulos son capaces de resistir condiciones ambientales extremas, lo que extiende la vida útil del parque solar y mejora su rendimiento operativo.
Un aspecto clave del proyecto es su coordinación con la central hidroeléctrica Patuca III, lo que permite un uso más eficiente y balanceado de la infraestructura energética de la región. La planta solar, al contar con su propio sistema de almacenamiento, contribuye a la regulación de la red y complementa la generación hidráulica, mitigando los riesgos asociados a la estacionalidad hídrica.
Este avance no ocurre en un vacío. Desde hace más de una década, Honduras viene explorando diversas fuentes de energía renovable, incluyendo hidroeléctrica, solar y biomasa. Sin embargo, esta es la primera vez que una planta solar de gran escala se construye y se gestiona directamente desde el Estado, a través de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), sin recurrir a concesiones privadas. La decisión de asumir el control completo del proyecto responde a una visión estratégica que busca recuperar soberanía sobre el sector eléctrico.
La presidenta Xiomara Castro, durante el evento oficial, celebró el paso dado como parte de un proceso de refundación del país. Según declaraciones de la mandataria, la energía debe ser considerada un derecho y no un negocio, y por tanto debe estar en manos del pueblo hondureño, representado en este caso por la empresa estatal. Esta declaración cobra especial relevancia en un contexto regional donde las inversiones en energía suelen estar dominadas por actores privados y modelos concesionados.
Growatt reafirmó su liderazgo en el mercado mexicano de energía solar y almacenamiento al participar en el 6º Congreso Internacional sobre Energía, Gas y Petróleo, un encuentro clave organizado por el Honorable Gobierno de Veracruz en colaboración con el Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF).
El evento, celebrado en la ciudad de Veracruz, reunió a una audiencia diversa: desde estudiantes y académicos de ingeniería hasta especialistas en HSE, representantes de la industria energética, empresas EPC, instaladores y profesionales de múltiples regiones del país. En este foro, Growatt se posicionó como referente en innovación y soluciones de almacenamiento para el presente y el futuro de la transición energética en México.
Una ponencia que marcó agenda
El gerente de Ventas Técnicas de Growatt, Luis Colin, ofreció la conferencia titulada “Energía en el Futuro de México: Soluciones Innovadoras y Estrategias de Almacenamiento Eficientes”. En ella se abordaron temas esenciales para el sector: la correcta selección de sistemas de almacenamiento de energía, estrategias de implementación y la importancia de la flexibilidad operativa en modalidades como peak shaving (recorte de picos), load shifting (desplazamiento de carga) y microrredes.
La charla despertó gran interés entre los asistentes, que llenaron la sala, reflejando la creciente demanda de soluciones de almacenamiento en el país. El público pudo conocer en detalle las ventajas de la gama C&I de Growatt, diseñada para responder a los desafíos actuales de fiabilidad, eficiencia y sostenibilidad en proyectos de mediana y gran escala.
Veracruz y el sureste: un polo estratégico
Durante el congreso, se subrayó el papel estratégico del sureste mexicano, y en particular Veracruz, como región clave para el despliegue de inversores híbridos y sistemas aislados de la red. Esta zona combina una alta irradiación solar con una creciente necesidad de soluciones resilientes frente a los retos de infraestructura eléctrica.
“Nuestra participación en este congreso representó mucho más que una presencia institucional; fue la confirmación del firme compromiso de Growatt con el mercado mexicano. Con una trayectoria sólida en el país y una red de socios en constante expansión, seguimos consolidándonos como líderes en soluciones inteligentes de energía solar y almacenamiento”, destacó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt.
El 6º Congreso Internacional de Energía, Gas y Petróleo dejó claro que el futuro energético de México pasa por la integración de tecnologías innovadoras, almacenamiento confiable y estrategias inteligentes de gestión de energía. En este camino, Growatt continuará fortaleciendo su presencia y liderando la transición hacia un modelo energético más seguro, eficiente y sostenible para el país.
El presidente Javier Milei, a través del directorio de YPF encabezado por Horacio Marín, designó a Andrea Confini como nueva integrante de la conducción de la empresa.
Hasta la semana pasada, Confini se desempeñaba como secretaria de Energía y Ambiente de la provincia de Río Negro, cargo al que renunció para incorporarse a la petrolera estatal.
Confini, actual candidata a senadora nacional por Juntos Somos Río Negro, mantiene además un estrecho vínculo con la política provincial, ya que es pareja del gobernador Alberto Weretilneck. Su incorporación a YPF ha despertado diversas interpretaciones en torno a posibles acuerdos de cooperación entre el Gobierno Nacional y la provincia de Río Negro en materia energética.
El nombramiento cobra especial relevancia en el marco de la campaña electoral y en un escenario político donde la articulación con las provincias productoras de hidrocarburos resulta estratégica para el desarrollo del sector.
Rio Tinto, la multinacional minera con origen británico y australiano, pidió su tercer ingreso al RIGI, esta vez para Proyecto Fénix, la primera productora de litio del país ubicada en Jujuy. Con este vehículo de proyecto único, la firma suma u$s3.793 millones propuestos para ingresar al régimen y es la que más participaciones tiene dentro de esta herramienta de beneficios.
La minera fue la primera en conseguir un aprobado minero por parte del comité que define quién puede acceder al régimen, ya que en mayo de este año pudo ingresar con su yacimiento Rincón, que está en Salta. En ese momento el ok fue por el plan de inversión de u$s2.724 millones. La noticia, confirmada en la Arminera, fue tomada una señal positiva para el sector minero que a casi un año de que el Congreso aprobara el RIGI no tenía ningún resultado positivo.
En ese mismo momento, Ignacio Costa, el gerente general de Rio Tinto Lithium, anunció que iban a ser 3 los VPU que iban a mandar al comité, algo que se confirmó esta semana con el ingreso de Fénix. La segunda propuesta de la minera fue una inversión de u$s818 millones para construir una planta nueva en el proyecto Sal de Vida, ubicado en Catamarca.
El anuncio lo hicieron antes de que aprobaran Rincón, en abril de este año, y todavía se encuentra en análisis. Con esta cartera, Rio Tinto se ubica como la empresa que más propuestas hizo para ingresar al régimen, si se tiene en cuenta minería, energía u otros rubros. En un segundo puesto compartido están YPF, Glencore, Pan American Energy (PAE), PampaEnergy y también Ganfeng, aunque esta última con la salvedad de que su primera propuesta, el desarrollo de litio Mariana, fue rechazado.
El RIGI atrae en energía y minería
La petrolera estatal cuenta con más aprobados, ya presentó a través de YPF Luz el parque solar fotovoltaico El Quemado en Mendoza, por u$s211 millones que ingresó al régimen. Después fue parte de una propuesta junto a Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell para Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que anticipaba que iban a volcar u$s2.384 millones, que también tiene resolución.
Glencore cuenta con la mayor propuesta de inversión, ya que solicitaron entrar a los beneficios con El Pachón, el mayor yacimiento de cobre de Argentina, ubicado en San Juan, con una propuesta de u$s9.500 millones y con MARA, otro depósito de cobre, pero ubicado en Catamarca, por u$s4.500 millones.
En el sector energético también está entre las que más presentaron propuestas. PAE, que comparte el proyecto aprobada por YPF en Vaca Muerta y está también en la instalación de dos barcazas licuefactoras en Río Negro, junto a la noruega Golar LNG. Pampa Energía también es parte de los que recibieron el aprobado en Vaca Muerta y tiene como segundo proyecto presentado, aunque todavía no aprobado, la planta de tratamiento de petróleo y gas en Neuquén.
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El caso de Ganfeng, una empresa china que en Argentina se encuentra invirtiendo en el sector de litio, está marcado por ser el único proyecto presentado en el RIGI que no pasó la revisión del comité. El argumento de las autoridades nacionales es que el proyecto Mariana, ubicado en la puna salteña, ya había iniciado y la inversión propuesta de u$s273 millones ya estaba avanzada.
A pesar de esto, la firma china, que ya lleva invertidos más de u$s3.000 millones en el país para producir litio, volvió con una nueva propuesta. El pasado lunes pusieron a consideración un pedido por u$s2.000 millones para desarrollar, en alianza con Lithium Argentina, los proyectos Pozuelos-Pastos Grandes, Pastos Grandes y Sal de Puna, todos estos en Salta.
Aceleran las presentaciones, pero no los aprobados
Con las últimas propuestas de Rio Tinto y Ganfeng, que ingresaron ambos en la última semana, ya hay 22 propuestas para ingresar al RIGI, en total por u$s32.162 millones. De estas, 12 fueron de minería, dos se aprobaron, Rincón en Salta y una inversión de litio de Galán Lithium por u$s217 millones, y solo una fue rechazada.
Una comitiva de cuatro compañías italianas con experiencia en el sector industrial llegó a Neuquén para realizar rondas de negocios y considerar oportunidades de colaboración en la explotación no convencional.
Una comitiva de cuatro empresas italianas del sector industrial visitó Neuquén para explorar oportunidades en Vaca Muerta. La jornada, que se realizó en el marco del Programa de Internacionalización, incluyó reuniones con empresarios y funcionarios locales con el objetivo de establecer acuerdos comerciales.
El evento fue organizado por el Clúster Vaca Muerta, el Centro PyME-ADENEU y la Cámara de Comercio Italiana en Argentina, con la participación de más de 15 empresas neuquinas. Las compañías italianas que participaron fueron Valvotubi IND. S.R.L. (válvulas industriales), Rand Electric S.R.L. (equipos eléctricos), Petrostar (ingeniería y sistemas) y Antea (software de gestión de activos).
Oportunidades de colaboración
Emanuel Diez, uno de los coordinadores del evento, destacó que Italia está interesada en la cuenca neuquina y que las empresas neuquinas necesitan incorporar tecnología y eficientizar costos. Tras una ronda de negocios, empresarios de ambos países establecieron contactos estratégicos y evaluaron oportunidades de colaboración.
Claudio Farabola, director general de la Cámara de Comercio Italiana, expresó su esperanza de poder “arribar a Vaca Muerta y Neuquén”. Por su parte, el subsecretario de Industria de Neuquén, Hipólito Salvatori, afirmó que “Argentina se está abriendo al mundo” y que la provincia necesita recibir a estas empresas para seguir creciendo.
La Cámara de Comercio Argentina-Texas (ATCC) anunció la organización de una misión técnica al Permian Basin, en Midland, Texas, prevista para octubre. El objetivo es fortalecer la cadena de valor energética en la Argentina, reducir los costos de perforación en Vaca Muerta y diversificar la oferta de equipos y servicios vinculados al desarrollo no convencional.
La delegación estará integrada por representantes de las principales compañías energéticas que operan en el país. El viaje busca analizar en detalle las dinámicas de operación de una de las cuencas más importantes del mundo, con el propósito de trasladar ese conocimiento a la Argentina.
La misión forma parte de la segunda etapa del programa Bridging Argentina & Texas, que inició en Buenos Aires el 6 de septiembre de 2025. En esa primera fase se realizaron reuniones en el Palacio San Martín y en el Ministerio de Economía, donde se discutieron lineamientos macroeconómicos y sectoriales para potenciar la competitividad del sector energético.
Según explicó Ariel Masut, presidente de la ATCC, “Argentina representa una oportunidad concreta de diversificación para compañías con exposición al Permian, que ya transita una fase de madurez relativa en ciertas jugadas”. El directivo destacó que la cooperación puede facilitar un “soft landing” para las empresas estadounidenses interesadas en invertir en el país.
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Durante la primera etapa del programa se identificaron tres ejes prioritarios: la necesidad de políticas macroeconómicas que garanticen estabilidad, el abordaje de los cuellos de botella que frenan proyectos y la implementación de esquemas de reducción de riesgos para atraer capital extranjero.
Por su parte, Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC, aseguró que Argentina puede convertirse en un polo de asociaciones productivas siempre que existan reglas claras, ejecución eficiente y acceso a financiamiento. En este sentido, subrayó la importancia de la misión a Texas para compartir mejores prácticas y consolidar vínculos entre actores públicos y privados.
La agenda oficial comenzará el 20 de octubre con un seminario y un cocktail organizado por la ATCC. El encuentro reunirá a referentes de ambos países y se centrará en la cooperación energética.
Entre los paneles programados se destacan “The Permian Blueprint: Building a Thriving Energy Ecosystem”, con la participación de Tracee Bentley (Permian Strategic Partnership), Evan Thomas (Midland Chamber of Commerce), Energy Workforce & Technology Council y Ruth Hughs (Kelly Hart & Hallman). También habrá paneles específicos sobre Vaca Muerta y sobre los desafíos de construir puentes de colaboración.
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Del 21 al 23 de octubre, la misión incluirá visitas técnicas al Permian Basin International Oil Show (PBIOS 2025), considerado uno de los eventos más relevantes de la industria. Allí se exhibirán las últimas tecnologías y soluciones para el sector energético.
La delegación también recorrerá empresas de servicios y operadoras de la región de Midland para conocer en profundidad sus procesos y modelos de gestión. Estas actividades permitirán evaluar cómo mejorar la eficiencia en la explotación de hidrocarburos en Argentina.
La ATCC contará con un stand institucional en PBIOS 2025, lo que brindará a las compañías argentinas una plataforma de visibilidad internacional. Además, los participantes podrán utilizar ese espacio para reuniones de negocios y promoción de sus marcas.
El segundo panel del evento Energía & Minería de Ámbito Debate reunió a dos referentes de la industria energética: Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy (PAE), y Soledad Lysak, managing director de TotalEnergies Gas Cono Sur, bajo la moderación del periodista Julián Guarino.
Durante el encuentro, Lysak destacó la trayectoria de TotalEnergies, que en 2024 cumplió 100 años a nivel global y casi medio siglo de presencia en Argentina. Recordó que su primera operación en el país se inició en Tierra del Fuego, donde hoy operan más de 22 millones de metros cúbicos diarios de gas convencional, transportados por el Gasoducto San Martín.
La ejecutiva remarcó que TotalEnergies, junto con YPF, fue pionera en el desarrollo del shale en Vaca Muerta. Actualmente produce entre 14 y 16 millones de metros cúbicos diarios en su área estrella, Aguada Pichana Este, con un foco en el desarrollo regional y la búsqueda de mercados de exportación.
En ese sentido, Lysak recordó la primera exportación de gas de Vaca Muerta hacia Brasil a través de Bolivia, realizada en abril. La operación, que se extendió durante 10 días, fue presentada como un test para demostrar la factibilidad de convertir a Bolivia en un país de tránsito energético.
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Freyre, por su parte, subrayó que PAE lleva más de 25 años en el país y está presente en todas las cuencas. La empresa comercializa 17 millones de metros cúbicos de gas diarios, tiene proyectos en Bolivia y México, y participa en iniciativas de energías renovables en Argentina y Brasil.
En relación con los precios internacionales, el ejecutivo advirtió que la caída del petróleo de US$ 80 a US$ 65 por barril entre 2024 y 2025 obliga a las compañías a enfocarse en la eficiencia y la competitividad. “Exportamos gas y petróleo, por lo que tenemos que ser competitivos en un contexto de demanda volátil”, indicó.
Freyre también resaltó el crecimiento de Vaca Muerta, que pasó de producir 5.000 barriles de petróleo diarios en 2013 a casi 500.000 en 2025. Enfatizó la importancia de sostener la colaboración entre empresas, gobiernos y sindicatos para consolidar la competitividad del sector.
Lysak coincidió en la necesidad de eficiencia en toda la cadena y destacó el rol de la cooperación regional para avanzar en proyectos de exportación. “Hoy Bolivia ya es un país de tránsito, algo impensado años atrás. El desafío es desarrollar más infraestructura en Argentina para consolidar la integración con Brasil”, afirmó.
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Consultado sobre el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), Freyre valoró la iniciativa y aseguró que brinda garantías que mejoran la confianza de los inversores. “Cuando contás que existe un régimen que asegura estabilidad, los clientes ven un proyecto serio”, señaló.
Lysak, en tanto, hizo un balance de las operaciones de TotalEnergies, que además de gas cuenta con más de 300 megavatios de energías renovables instalados en el país. Destacó la reducción significativa de los costos de perforación en Vaca Muerta desde 2012, lo que permitió expandir la producción.
La ejecutiva reafirmó el foco de la compañía en el gas natural y el potencial de Tierra del Fuego, que produce más de 22 millones de metros cúbicos diarios. Subrayó que junto con YPF son los principales operadores de gas natural en Argentina y que apuestan a una integración regional sostenida.
Posco concluyó el proceso de due diligence con Lithiuem South para adquirir un nuevo proyecto de litio en Catamarca. La surcoreana ya desarrolla un proyecto en Salta que entró en producción en 2024. Los planes de la compañía asiática para crecer en el Salar del Hombre Muerto, uno de los mejores para la producción de litio del país por la calidad del recurso.
La surcoreana Pohang Iron and Steel Company (Posco), uno de los mayores productores de acero y de minerales para la fabricación de baterías del mundo, dio un paso clave para expandir su participación en el desarrollo del litio en la Argentina.
La compañía asiática concluyó el proceso de due diligence para adquirir el proyecto Hombre Muerto Norte de la junior canadiense Lithium South, un desarrollo en Salta lindero a sus áreas y a la planta de procesamiento que tiene en operación en el mismo salar, pero del lado de Catamarca. La transacción podría concretarse antes de fin de año.
La intención de la surcoreana es incorporar a su operación en el Salar del Hombre Muerto un nuevo proyecto para conformar una amplia zona operativa que abarca áreas en Salta y Catamarca.
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En la actualidad, Posco tiene una planta de hidróxido de litio con una capacidad para producir 25.000 toneladas anuales que está ubicada en el Parque Industrial General Güemes, cerca de la capital de Salta. Además, está construyendo otra planta en el Salar del Hombre Muerto que le permitirá llevar su capacidad de producción a las 50.000 toneladas anuales a partir de 2026.
Si surcoreana concreta la adquisición de Hombre Muerto Norte, podría sumar 16.500 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE). En línea con esta expansión, Sal de Oro espera la aprobación por parte del gobierno de la adhesión que presentó en 2024 al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
La finalización del proceso de due diligence se concretó en un contexto donde el precio de la tonelada de carbonato de litio equivalente (LCE) a nivel internacional se encuentra debajo de los 10.000 dólares. Hace tres años se encontraba en alrededor de 80.000 dólares la tonelada de LCE.
Hombre Muerto
El Salar del Hombre Muerto es uno de los mejores para la producción de litio del país por la calidad del recurso. Es el corazón de la parte argentina del Triángulo del Litio (que forman la Argentina, Chile y Bolivia) y lo comparten las provincias de Salta y Catamarca. Operan compañías como el gigante anglo-australiano Río Tinto y Galan Litihum, entre otras mineras.
Se trata de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, en los que la Provincia de Neuquén aprobó la cesión por parte de la empresa Pluspetrol. GyP y la empresa colombiana conformarán una Unión Transitoria para el desarrollo y explotación del área Puesto Silva Oeste.
Se llevó adelante este jueves la firma del acta acuerdo que instrumenta la cesión de las concesiones de explotación entre la empresa Pluspetrol y la Compañía GeoPark para adquirir el 100% de participación operada en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, orientados a petróleo negro en la formación Vaca Muerta.
Como parte del acuerdo, se constituirá una Unión Transitoria para la explotación del área Puesto Silva Oeste entre la empresa Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y GeoPark. De esta manera, la Provincia reafirma su participación directa en el desarrollo de Vaca Muerta a través de su empresa estatal.
El gobernador Rolando Figueroa participó de la firma del acta acuerdo para la cesión de ambas concesiones a la operadora de origen colombiano. Lo hizo junto a Felipe Bayón, director Ejecutivo de GeoPark, el Country Manager de Pluspetrol, Julián Escuder.
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Tras los acuerdos alcanzados entre la Provincia y las empresas por esta cesión, se acordó un pago 12 millones de dólares en concepto de diferencial de regalías y pago compensatorio por contingencia de actividad diferida que serán íntegramente destinados a obras de infraestructura en la provincia.
Se establece un seguimiento trianual de inversiones en el que los planes de desarrollo se presentan en bloques de tres años con carácter de compromiso firme. La Provincia controla anualmente su cumplimiento y, en caso de desvíos significativos, puede exigir compensaciones y resoluciones inmediatas.
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El gobernador enfatizó que “es muy importante la confianza que ha depositado la empresa en nosotros” y remarcó: “Mientras algunos piensan que el Estado se tiene que retirar, nosotros asociamos a nuestra empresa de gas y petróleo a esa compañía; es decir que vamos a recibir regalías por esa concesión”.
“Comenzamos a construir ese Neuquén de 2030 y vemos que va a tener una proyección totalmente diferente a la que tenemos actualmente. Lo tenemos que construir paso a paso, y esta incorporación de una nueva empresa ratifica el rumbo que nosotros queremos tomar”, finalizó.
De esta manera, se instrumenta, por un lado, la cesión de la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos Loma Jarillosa Este realizada por Pluspetrol S.A. a favor de GeoPark Argentina S.A., y por otro, la cesión de la Concesión de Explotación Puesto Silva Oeste, también efectuada por Pluspetrol S.A., junto con el otorgamiento de una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) y la autorización de transporte de gas natural hacia el gasoducto NEUBA II, también a favor de Geopark Argentina S.A.
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GeoPark Argentina S.A. asume la titularidad y operación del cien por ciento (100%) de ambas áreas, comprometiéndose a ejecutar inversiones de desarrollo en Loma Jarillosa Este, y a realizar un Plan Piloto en Puesto Silva Oeste.
Bayón señaló que “este acuerdo representa un hito histórico para GeoPark, al darnos la oportunidad de ocupar una posición muy buscada en uno de los desarrollos no convencionales más prolíficos del mundo”.
“Agradecemos al Gobierno de la Provincia de Neuquén por confiar en nosotros para el desarrollo y operación de estos activos. Vemos en ello una oportunidad única para aplicar y seguir construyendo nuestras capacidades distintivas para generar valor durante las próximas décadas”, remarcó el director Ejecutivo de la compañía colombiana.
Participaron de la firma, además, el ministro de Energía y Recursos Naturales de la Provincia, Gustavo Medele; y el presidente de Gas y Petróleo de Neuquén, Guillermo Savasta.
Chevron festejó las reformas económicas de la Argentina, que asegura son necesarias para desarrollar el sector de hidrocarburos en un país donde tienen fuertes inversiones.
Los grandes empresas del mundo también se suman al apoyo que la administración de Javier Milei recibió de Estados Unidos y los organismos internacionales esta semana. Una de ellas es Chevron, la petrolera de origen estadounidense que festejó las reformas económicas de la Argentina, que asegura son necesarias para desarrollar el sector de hidrocarburos en un país donde tienen fuertes inversiones.
“Como uno de los mayores inversores extranjeros en Argentina, Chevron fue pionera en el desarrollo de las extensas reservas de petróleo y gas del país en una zona llamada Vaca Muerta, junto con YPF”, dijo Michael K. Wirth Chairman and CEO of Chevron.
Agregó además que” Chevron aplaude los esfuerzos de la Administración Trump por estrechar las relaciones con Argentina y apoya las reformas económicas del país. Seguimos comprometidos con ayudar a Argentina a aprovechar todo el potencial de sus recursos energéticos y esperamos seguir invirtiendo en la economía del país durante los próximos años”.
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De hecho, Chevron se encuentra en ejecución de un programa de u$s 500 millones para desarrollar el bloque El Trapial, que había comprado en 2022 y anunció en 2023. Allí la la producción es de 25.000 barriles diarios y escalaría a 30.000 a fin de año
Además, la compañía tiene una participación no operada del 50% en Loma Campana y Norambuena, como socio de YPF, con quien firmó en 2012 el memorándum de intención original que dio lugar más tarde a un proyecto de mayor escala, que alcanzó los u$s 1240 millones a 10 años. Las características legales de ese acuerdo dieron lugar a la ley que luego se identificó con el nombre de esta petrolera.
Michael Wirth ya había elogió a Javier Milei a principio de año, durante la conferencia con inversores que dio tras la presentación de los resultados de de 2024. Calificó al Presidente argentino de “reformador” y de seguir una “agenda seria”.
El optimismo del ejecutivo derramó también sobre Vaca Muerta, donde hoy tiene dos de los mayores proyectos de producción de petróleo no convencional.
La reducción de la inflación y la estabilización del sistema bancario fueron las dos medidas que destacó Wirth en ese momento.
La producción total de gas en Argentina en agosto de 2025 fue de 157,8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) , lo que ratificó el nivel de desempeño histórico que la industria alcanzó esta temporada invernal, apuntalado por el gas no convencional de Vaca Muerta pero también por el aporte que este año tuvo el offshore de la Cuenca Austral.
De acuerdo a las cifras difundidas por la Secretaría de Energía , el total de gas inyectado al sistema desde los yacimientos de todo el país resultó, con 157,8 MMm3/d, en una caída estacional de 1,8% respecto a los 160,7 MMm3/d registrados en julio, que al menos hasta el año próximo quedarán como la marca récord del sistema gasífero.
En la comparación con agosto de 2024 también hay una mejora importante del 3,13% respecto a los 153 MMm3/d registrados, ya con el Gasoducto Perito Moreno en plena operación, tras su puesta en marcha en 2023, lo que permitió incrementar la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina en unos 19 MMm3/d adicionales, cambiando definitivamente la ecuación.
Un dato relevante es el crecimiento significativo de la Cuenca Austral , que concentra la producción de gas en los yacimientos offshore , frente a las costas de Tierra del Fuego . En este caso, la producción total entregada en agosto fue de 27,8 MMm3/d, una caída estacional de 3,1% respecto a los 28,7 MMm3/d inyectados en el pico de julio, considerado habitualmente el momento de mayor demanda.
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Pero el mayor impacto se advierte en la comparación interanual, ya que en la misma Cuenca Austral el gas producido en agosto de este año fue un 16,1% superior a los 23,9 MMm3/d que se entregaron en el mismo mes de 2024.
Este salto significativo refleja la entrada en operación de la nueva plataforma offshore Fénix , en la cual el consorcio de las petroleras Total Austral, Pan American Energy y Harbour Energy invirtieron US$700 millones para su emplazamiento frente a las costas fueguinas, lo que permitió un aporte adicional de la cuenca de unos 10 MMm3/d.
En el mismo mes, en la Cuenca Neuquina la producción alcanzó en agosto los 116,49 MMm3/d , lo que casi en su totalidad representa el aporte del no convencional de Vaca Muerta , con una caída de 2% respecto a los 118,9 MMm3/d récord de julio último, pero a la vez una mejora de 1,4% frente a los 114,8 MMm3/d de agosto de 2024.
El shale gas siguió demostrando que su aporte es inestimable con más del 70% del total nacional, una participación que está acotada a las capacidades de transporte y que obliga al país a continuar importando durante los meses de invierno cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir la demanda de gas y combustibles líquidos para la generación eléctrica.
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En ese sentido, este año el Gobierno contrató 27 tanqueros de GNL para la inyección al sistema desde la terminal de regasificación de Escobar , que si bien es un número muy similar al de 2024, su sostenimiento se explica en que esos volúmenes importados permitieron sustituir buena parte de las necesidades de gasoil y fuel oil, mucho más costosos y contaminantes.
Las expectativas para la producción gasífera son alentadoras, teniendo en cuenta que en breve podrá estar en marcha la obra de ampliación de capacidad del Gasoducto Perito Moreno , que está cerrando un proceso de licitación para adjudicar obras por unos US$700 millones , a partir de una iniciativa privada de la transportista TGS .
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El proyecto de TGS es la ampliación más inmediata prevista para el sistema y consiste en incrementar su capacidad de transporte de gas de Vaca Muerta , añadiendo 14 MMm3/d al Perito Moreno para sustituir importaciones de GNL y gasoil, lo que generaría ahorros fiscales , mejoras en la balanza comercial y fortalecería la seguridad energética del país.
La iniciativa, para la cual TGS resultó única oferente y aguarda la formalización de la adjudicación, se divide en una obra de tres nuevas plantas compresoras en el tramo Tratayén-Salliqueló bajo la Ley de Hidrocarburos , con una inversión de US$500 millones ; y una ampliación en el sistema regulado de TGS, que incluye 20 kilómetros de bucles y una planta compresora en el Gasoducto Neuba II , para llevar el gas al Gran Buenos Aires y el Litoral, por otros US$200 millones .
Se estima que la sustitución de importaciones podría generar ahorros anuales de hasta US$700 millones en la balanza comercial y US$500 millones en términos fiscales, por lo que se resalta que el repago de las obras para el país sería en apenas un año.
Petrobras Argentina ha iniciado su primera exportación de gas desde Vaca Muerta hacia Brasil, utilizando infraestructura de Argentina y Bolivia, en un avance significativo para la integración energética regional.
La compañía brasileña Petrobras ha recibido la autorización para exportar hasta un millón de metros cúbicos diarios de gas desde el bloque Río Neuquén, en Vaca Muerta, hacia Brasil, en una operación que se extenderá hasta febrero de 2027. Esta iniciativa marca un hito en la presencia de Petrobras en el mercado energético argentino y en la integración de los sistemas energéticos de la región.
La exportación, aprobada por la Secretaría de Energía, proviene del bloque Río Neuquén, donde Petrobras tiene una participación del 30%, siendo YPF la socia mayoritaria con el 70% y encargada de la operación del área. La modalidad de despacho será interrumpible, es decir, el gas se enviará solo cuando la demanda interna argentina no comprometa el suministro nacional.
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El recorrido del gas será triangular: comenzará en Argentina, atravesando el Gasoducto Norte hasta la frontera con Bolivia. Desde allí, el gas se integrará al sistema boliviano a través del Gasoducto Juana Azurduy o el Gasoducto Madrejones, para finalmente ingresar al Gasoducto Bolivia-Brasil, que lo llevará a su destino final para uso industrial y generación eléctrica térmica.
Este movimiento responde a la estrategia de Brasil de diversificar su matriz energética y garantizar el suministro en períodos de menor generación hidroeléctrica, según Sylvia Anjos, directora de Exploración y Producción de Petrobras.
La reversión del Gasoducto Norte, que ahora permite transporte de sur a norte, y la capacidad ociosa del gasoducto boliviano, que actualmente transporta 12 millones de metros cúbicos diarios de un total de 30 millones, fueron factores clave para facilitar esta exportación.
Scania entregó a Ingeniería Terra cinco motores industriales DC16 de 650 kVA, que ya se encuentran en funcionamiento en Vaca Muerta y permiten movilizar entre 600 y 700 m3 de agua por hora. Los equipos fueron ensamblados a bombas centrífugas que trasladan el recurso desde el río Colorado hasta los piletones de fractura, en un recorrido de 55 km y con un desnivel de 400 m, lo que genera condiciones de alta complejidad operativa.
El sistema de bombeo cuenta además con un respaldo de 13 bombas adicionales, instaladas en los mismos sitios que los equipos titulares, con el objetivo de asegurar la continuidad de la operación. Según explicó el CEO de Ingeniería Terra, Walther Tkaczyk, la confiabilidad de los motores es un factor decisivo. “El nivel de exigencia es máximo. La industria no te espera. Scania significa jugar en primera”, señaló.
La compañía ya utilizaba otros motores de la marca y destacó la confianza que brindan en operaciones de alta demanda. Tkaczyk subrayó que la clave del éxito radica en contar con un caudal constante de abastecimiento de agua y aseguró que los equipos de Scania aportan eficacia, solidez y confiabilidad. Gracias a este equipamiento, desde los piletones se bombean 1,5 millones de litros de agua por hora hacia los pozos en distintos yacimientos de Vaca Muerta.
El agua transportada se utiliza en las etapas de fractura hidráulica junto con arena, lo que permite liberar el crudo de las formaciones no convencionales. Este proceso requiere continuidad absoluta en condiciones adversas, con vientos intensos, temperaturas extremas y terrenos de difícil acceso.
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Ingeniería Terra, empresa familiar fundada en 2000, cuenta con 110 empleados y tiene bases en Cipolletti y Añelo. Ofrece servicios integrales a la industria del petróleo y gas, como asistencia de fracturas, flowback y transferencia de agua, posicionándose como un aliado estratégico para las operaciones en Vaca Muerta.
El gerente general de la empresa, Pablo Costilla, remarcó que el bombeo funciona las 24 horas y que los mantenimientos se realizan en el mismo lugar de operación. Para ello, se apoyan en el concesionario Feadar, encargado de la provisión de repuestos, insumos, puesta en marcha y capacitación del personal.
El soporte técnico resulta fundamental para mantener la continuidad del servicio. El ingeniero Joaquín de la Cruz, asesor de ventas de motores de Scania en Feadar, indicó que la confiabilidad es esencial en este tipo de proyectos. “Con nuestros motores, el personal capacitado de Feadar en la zona y la amplia gama de repuestos con los que contamos en nuestras sucursales de Añelo y Cipolletti, le damos al cliente la certeza de poder cumplir con su trabajo en tiempo y forma”, expresó.
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La presencia territorial también juega un papel clave. Scania dispone de 29 puntos de servicio en todo el país, con una fuerte cobertura en la región patagónica a través de Feadar, que cuenta con sucursales en localidades estratégicas como Añelo, epicentro de la actividad en Vaca Muerta.
Con esta incorporación, Ingeniería Terra refuerza su capacidad de respuesta frente a la demanda de la industria y garantiza un flujo constante de agua, recurso esencial para las operaciones de fractura. A su vez, Scania consolida su posicionamiento como proveedor de soluciones energéticas confiables para los desarrollos no convencionales.
La combinación de equipos de alta potencia, soporte técnico en la zona y disponibilidad inmediata de repuestos asegura que las operaciones no se detengan. Esta sinergia entre proveedor y operador permite sostener un ritmo de trabajo acorde a los estándares de productividad que exige Vaca Muerta.
El Gobierno Nacional profundiza las acciones del Plan de Contingencia y Previsión del sistema eléctrico del período 2024/2026 con un nuevo Programa de Gestión Avanzada de Demanda, orientado a optimizar el uso del sistema y construir una red más eficiente y confiable a largo plazo.
Este programa complementa la Resolución 294/2024 y sigue las mejores prácticas desarrolladas por otros países del mundo en materia energética, priorizando la gestión de potencia en los momentos de mayor exigencia del sistema, convirtiéndose en una herramienta clave para las distribuidoras.
“El análisis de la operación eléctrica muestra que, por ejemplo, en 2024 apenas 35 horas anuales (0,4 % del año) concentran el 10 % de la demanda, equivalente a unos 3.000 MW. Esta concentración de pocas horas de alta demanda, revela la importancia de optimizar el uso de la infraestructura en esos picos críticos en lugar de sobre dimensionarla para todo el año”, señaló el gobierno.
Y agregó que “Por ese motivo, también realizamos la licitación de AlmaGBA, en la que adjudicamos 667 MW de potencia para almacenamiento en el AMBA, superando en un 30 % el objetivo que nos habíamos trazado”.
El programa convoca a Grandes Usuarios Mayores, Menores y de Distribuidoras con potencias superiores a 300 kW a comprometer voluntariamente reducciones de potencia de hasta 5 horas por día, no más de 14 días al año, con una remuneración fija y variable por su participación. El objetivo es incentivar la eficiencia, competitividad y previsibilidad, alineando incentivos económicos con la estabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Se trata del primer paso de una estrategia integral de gestión inteligente de demanda que busca soluciones de largo plazo con un menor costo de energía: mayor automatización, asignación más eficiente de la inversión y alcance a nivel nacional. Con esta iniciativa, la gestión de demanda deja de ser una obligación para transformarse en una opción para las empresas, asegurando un sistema más robusto y sostenible para todos los argentinos a través de acciones voluntarias.
El Gobierno Nacional reafirma así un enfoque previsor para gestionar la demanda de energía, atendiendo los desafíos inmediatos mientras se van construyendo las bases de un sistema eléctrico más robusto, competitivo y sostenible en el largo plazo para todos los argentinos.
La petrolera brasileña Petrobras iniciará este mes exportaciones de gas natural desde Neuquén hacia Brasil, tras recibir la autorización de la Secretaría de Energía de la Nación. El permiso regirá hasta febrero de 2027 bajo la modalidad interrumpible, lo que significa que los envíos estarán sujetos a la disponibilidad del sistema interno argentino.
El gas provendrá del bloque Río Neuquén, ubicado en las afueras de la capital neuquina, donde Petrobras Argentina conserva una participación del 30% y YPF opera con el 70% restante. Desde allí se enviará hasta un millón de metros cúbicos diarios que recorrerán el Gasoducto Norte hacia Bolivia, para luego ingresar al sistema Juana Azurduy o al gasoducto Madrejones y conectarse al Gasoducto Bolivia-Brasil. El destino final será el consumo industrial y de generación térmica en territorio brasileño.
El precio pactado para estas exportaciones es de 7,82 dólares por millón de BTU en la frontera argentina, con un valor estimado de 9,32 dólares en su llegada a Brasil. Según Energía, se trata de un esquema que aprovecha la capacidad ociosa de los gasoductos bolivianos, producto de la caída de la producción de ese país.
La directora de Exploración y Producción de Petrobras, Sylvia Anjos, había adelantado a comienzos de este año el interés estratégico de la compañía en expandir su presencia en Vaca Muerta y en asegurar gas para Brasil como respaldo frente a la variabilidad de su matriz hidroeléctrica. “Amamos el petróleo, pero el gas es más interesante porque ya hay gasoductos existentes entre Bolivia y Brasil que podemos utilizar”, señaló entonces.
La posibilidad de exportar a Brasil también se habilitó gracias a la reversión del Gasoducto Norte, que permite transportar gas neuquino desde el sur hacia el norte argentino. Este avance amplía las opciones de integración energética regional y abre la puerta a nuevas oportunidades comerciales, aunque con un límite: los envíos sólo podrán realizarse en meses de baja demanda interna en Argentina, cuando el sistema tenga capacidad libre para exportar.
Rusia e Irán dieron un paso significativo en su colaboración energética, ambos países firmaron un memorando de entendimiento para cooperar en la construcción de pequeñas centrales nucleares con reactores modulares (SMR) en territorio iraní. La firma tuvo lugar en la capital rusa, Moscú, reforzando la alianza estratégica entre ambas naciones y su compromiso con el uso pacífico de la energía nuclear.
El acuerdo subraya el interés de Irán en fortalecer su seguridad energética y de Rusia en consolidar su liderazgo en tecnología nuclear.
La firma del documento se realizó en un encuentro entre el director general de la corporación estatal rusa Rosatom, Alexéi Lijachov, y el vicepresidente de Irán y jefe de la Organización de Energía Atómica de Irán, Mohamad Eslami.
Según la información proporcionada por Rosatom, el memorando establece acciones concretas para la puesta en marcha de este proyecto estratégico. La reunión tuvo lugar en el marco de la visita de la delegación iraní a la capital rusa para participar en la Semana Atómica Mundial, un foro de gran relevancia para la industria nuclear global.
La Refinería de La Plata de YPF fue distinguida como “Refinería del Año” por LARTC (Latin America Refining Technology Conference), el principal evento de la industria de refinación de la región.
Este premio, otorgado por la World Refining Association, reconoce la excelencia operativa y la innovación tecnológica que caracterizan a la mayor refinería del país, desde donde se produce el 41% de las naftas y el 39% del gasoil del país.
“Cuando llegué a YPF fui a visitar la refinería de La Plata. Como platense tomé un fuerte compromiso para poner en valor sus instalaciones y trabajar en eficiencias y productividad. Desde el primer momento, nos pusimos a trabajar con ese objetivo y en solo un año y medio logramos posicionarnos a la par de las mejores refinerías del mundo. Hoy, este premio ratifica ese camino. Me llena de orgullo lo que estamos construyendo juntos.”, afirmó Horacio Marin, presidente y CEO de YPF.
Próxima a cumplir 100 años el 23 de diciembre, la Refinería de YPF encaro un profundo proceso de transformación y modernización que le permitieron aumentar la eficiencia de su producción y los márgenes de rentabilidad. Estos logros fueron reconocidos por la consultora Solomon que ubica a la Refinería de YPF en el primer cuartil a nivel mundial por su margen neto y en el segundo cuartil por su costo de producción.
Actualmente, la Refinería de La Plata procesa hoy 210 mil barriles de crudo por día, de los cuales el 70% proviene de Vaca Muerta consolidándose como la más importante de la región. Ubicada en un predio de 400 hectáreas, desde este Complejo se abastece de combustible al 60% del AMBA, entre otras zonas del país.
Con este reconocimiento, YPF reafirma su liderazgo en la industria de refinación de América Latina y su compromiso con el desarrollo energético del país.
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La zona sube 5 puntos y llega al 85%.
