Comercialización Profesional de Energía

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Empresas: Nuevo reparto de cargos en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH)

Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto por un segundo mandato. La cámara busca refuerzar su rol estratégico en el sector energético. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) anunció la renovación de sus autoridades para el período 2025–2027. Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto por un segundo mandato como presidente, pero cambió la distrbución de cargos en la comisión directiva. Segúin informó la entidad en un comunicado de prensa enviado a Energy Report, a Carlos Ormachea lo acompañarán en la vicepresidencia primera un representante de Pan American Energy Argentina (PAE), y en la vicepresidencia segunda un […]

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Vaca Muerta: Una oportunidad para potenciar la productividad y las exportaciones

Incorporar soluciones eléctricas modernas no solo acompaña la transición hacia una matriz más sustentable, sino que constituye una decisión estratégica para mejorar la competitividad y reducir costos. Vaca Muerta se consolidó como uno de los pilares del desarrollo energético argentino. Su importancia va más allá de la magnitud del recurso: representa una plataforma estratégica para generar divisas, empleo e inversión, con efectos directos sobre la balanza comercial y la matriz exportadora del país. Sin embargo, para convertir esa promesa en realidad no basta con extraer petróleo y gas. Se requiere eficiencia operativa, tecnología de punta e infraestructura capaz de acompañar […]

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Actualidad: Geólogo lleva tranquilidad tras encontrar carbón subterráneo ardiendo en El Bolsón

El geólogo Agustín Quesada, director del Geomuseo Eduardo Lucio, se refirió al particular fenómeno que llamó la atención días atrás cuando unos pobladores vieron humo en la zona del cerro Dedo Gordo, cerca del Río Blanco. Al acudir al lugar el SPLIF, el geólogo e investigadores del Conicet advirtieron que se trataba de un hecho inusual: un incendio subterráneo de carbón mineral. Precisó que es una zona de 10 a 20 metros de extensión y que será un factor a tener en cuenta en futuros mapas de riesgo de incendio. Hace un semana hizo mucho frío, la humedad se congeló […]

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Internacionales: ExxonMobil y Qatar Energy descubren un nuevo yacimiento de gas en el Mediterráneo

La operación de perforación encontró indicios preliminares de un reservorio de gas de 350 metros a una profundidad de 1,9 kilómetros en el pozo Pegasus-1, según informó el portavoz del gobierno chipriota, Konstantinos Letymbiotis. El consorcio integrado por ExxonMobil y Qatar Energy anunció el descubrimiento de un nuevo reservorio de gas natural frente a las costas de Chipre, una señal alentadora para el desarrollo energético del Mediterráneo oriental en momentos en que Europa busca diversificar sus fuentes de abastecimiento. El hallazgo se realizó en el pozo exploratorio Pegasus-1, perforado en el Bloque 10 dentro de la Zona Económica Exclusiva (ZEE) […]

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Informe de Situacion Precios de Gas

¿Qué está pasando con los precios del gas natural en el mercado spot y qué se espera para los próximos días?

Los consumidores, traders y productores que operan en el mercado spot de gas natural han observado un incremento significativo en los precios transaccionados desde los últimos días de mayo. Para entender este fenómeno, comencemos por analizar la demanda.
Como se muestra en el siguiente gráfico, junio de 2025 fue un mes de alto consumo prioritario, impulsado por las bajas temperaturas. Sin embargo, es importante destacar la magnitud del incremento: el consumo creció más de un 25% en comparación con el mismo mes de 2024, lo que representa una demanda adicional de 16 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día).

Sin duda, la menor disponibilidad de producto spot o libre, provocada por un salto significativo en la demanda, ha impulsado al alza los precios en todas las cuencas, llevando a Neuquén a valores superiores a los 7 USD/MMBTU.

Si bien la demanda industrial, las exportaciones y el consumo de gas para generación eléctrica fueron algo mayores que el año pasado, el factor determinante fue la demanda prioritaria.

En el siguiente gráfico se muestra la demanda neta, donde puede observarse que los incrementos están mayormente alineados con el consumo residencial.

 

Otro factor determinante que impulsó los precios al alza fue la habilitación otorgada a los generadores para consumir gas propio a valores cercanos al del fuel oil. Esta medida permitió, durante junio, validar precios de hasta 11 USD/MMBTU, y de 9 USD/MMBTU para julio, dentro de los costos variables de producción (CVP) de las máquinas térmicas. Este elemento disruptivo les brinda a los generadores la posibilidad de traccionar los precios hacia los máximos, empujando decididamente los valores del mercado spot.

Es importante destacar que, aún con niveles similares de importaciones de GNL, el gas proveniente de la cuenca Neuquina ha demostrado ser capaz de cubrir las necesidades de la demanda prioritaria, con incrementos superiores a los 13 MMm³/día respecto del año anterior. En el siguiente gráfico se presenta la evolución de la producción en la cuenca Neuquina.

 

También destacamos que la cuenca austral gracias al proyecto Fénix a logrado incrementos de producción luego de 5 años de declive.

 

¿Qué podemos esperar para los próximos días?

Actualmente, el precio del gas en la cuenca Neuquina se ubica en torno a los 6 USD/MMBTU, y las proyecciones climáticas anticipan temperaturas muy por encima del promedio para el mes de julio. Esta situación favorecería una caída significativa en la demanda prioritaria, lo que, sin dudas, generará una reducción en los precios.

Es importante destacar que, en la medida en que CAMMESA no habilite precios cercanos al fuel oil —como se prevé que ocurra hacia el próximo fin de semana, dado que le alcanza con el gas proveniente del Plan Gas—, la baja de precios podría ser considerable, ubicando a Neuquén en niveles cercanos a los 4 USD/MMBTU.

Como ocurre en otros mercados, los precios no siempre reaccionan de forma inmediata, pero la oferta y la demanda marcan, en definitiva, la tendencia de fondo.

En línea con lo previsto, el sistema mostró una gran solidez: solo fue necesario restringir el consumo industrial durante tres días para poder abastecer un aumento residencial de magnitud muy significativa.

 

 

Equipo de Latin Energy Group

 

 

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Innovar es más accesible de lo que pensamos

Mi profesión me permite ver de primera mano el poder transformador de la tecnología. Pero no solamente aquellos que trabajamos en empresas multinacionales tenemos la oportunidad de ver la tecnología aplicada a nuestros procesos. A menudo, términos como Inteligencia Artificial o Machine Learning pueden sonar abrumadores, reservados para unos pocos expertos. Sin embargo, la realidad es que la innovación está al alcance de todos y no siempre requiere de grandes proyectos disruptivos.

Quiero destacar también que, si bien la tecnología puede estar a la mano, es sumamente difícil incorporarla a los procesos sin innovación. Una definición que me gusta mucho es la que dice que innovar es tomar dos o más cosas existentes y combinarlas de forma creativa para crear algo nuevo. Esta definición también demuestra que la innovación va de la mano de la creatividad. Bajo este concepto ¿un vehículo autónomo es innovación? ¡Claro!, pero una chocotorta también lo es, ya que alguien supo combinar ingredientes básicos para crear algo delicioso y popular. Podemos aplicar este mismo principio para sumar tecnología en nuestro trabajo, ya que el ejemplo abre todo un abanico de posibilidades y complejidades, sólo tenemos que saber reconocer dónde está posicionada nuestra empresa, nuestro producto, o nuestro proceso, y adaptar las soluciones a la medida de nuestras posibilidades. No todos necesitamos construir vehículos autónomos o viajar a la luna; a veces, la innovación reside en pequeñas aplicaciones que tienen un gran impacto en nuestros procesos diarios.

Innovación

Debemos innovar a nivel de proceso y también a nivel de producto. Hay que hacerles espacio y lugar a las nuevas tecnologías para que pasen a formar parte de lo que hacemos porque, básicamente, tienen el potencial de mejorarnos la vida. Su aplicación puede hacernos más eficientes, mejorar costos, brindarnos mayor productividad, permitirnos un mejor control y trazabilidad, darnos mayor flexibilidad y mejorar la experiencia de los usuarios o clientes, entre otros.

Mi recorrido en Naturgy me permitió corroborar que innovar es cultural. Despertar el interés de las personas para que piensen más allá de la caja es vital. Aquí los líderes juegan un rol fundamental porque son quienes inspiran a las personas a desafiarse, confiar en su intuición y encarar nuevas maneras de hacer las cosas. Fomentar la cultura de la experimentación y el aprendizaje, impulsar la colaboración, empoderar a los equipos y darles autonomía para crear son las bases de la cultura de la innovación.

Asistentes virtuales

En Naturgy hemos implementado asistentes virtuales para mejorar la atención al cliente, contamos con herramientas de análisis de sentimientos para comprender mejor sus necesidades, drones para inspeccionar nuestras redes eléctricas y parques eólicos o análisis por imágenes para detectar situaciones que puedan poner en riesgo la seguridad de las personas en trabajos de campo. Estas son sólo algunas muestras de cómo la tecnología puede optimizar nuestras operaciones y mejorar la calidad de nuestros servicios. Pero también hicimos cambios a menor escala: tenemos proyectos donde aplicando dosis muy bajas de estas nuevas tecnologías, como si fueran agujas de acupuntura aplicadas en un proceso específico que se reproduce miles de veces por día, logramos generar un gran impacto en la compañía con una complejidad relativamente baja.

Este método, esta forma de pensar en cómo incorporar las nuevas tecnologías, no tiene escala, no es exclusivo de algunos, está a disposición de todos y la clave está en atreverse a explorar las posibilidades que la tecnología nos ofrece y encontrar formas creativas de aplicarlas a nuestro contexto específico. La invitación es a hacer un inventario de lo que conocemos de nuestros procesos, conocer las funcionalidades que nos ofrecen las herramientas tecnológicas disponibles, y luego pensar en cómo combinarlas de manera creativa para generar valor y soluciones innovadoras.

No importa la escala, cada pequeña innovación cuenta y puede marcar una gran diferencia para cada uno de nosotros y quienes nos rodean. Con voluntad y actitud de cambio, cualquier puede encontrar la forma de hacer su propia chocotorta, a su gusto y medida, y es una picardía no intentarlo.

(*) Líder global mejores prácticas en Servicios de Atención al Cliente para España, Argentina, Brasil, Chile, México y Panamá de Naturgy.

, Mariano González (*)

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Perú brinda señales claras para renovables mediante nuevos reglamentos sectoriales

El Ministerio de Energía y Minas de Perú (MINEM) aprobó el Decreto Ministerial N.º 214-2025-MINEM/DM, que actualiza los Términos de Referencia (TdR) para la elaboración de estudios ambientales detallados de proyectos de generación eléctrica mediante energía solar y eólica. Esta normativa, que entró en vigencia el pasado 6 de julio, establece lineamientos metodológicos obligatorios para las centrales renovables, alineados con el marco del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).

Desde el sector renovable destacan que esta iniciativa no solo contribuye a mejorar la previsibilidad de los instrumentos de gestión ambiental, sino que también genera condiciones más claras y predecibles para invertir en el país. “La existencia de un marco normativo más claro y predecible constituye una señal positiva para los inversionistas”, señaló Brendan Oviedo, past president de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) y socio en Hernández & Cía.

Uno de los aportes clave de la nueva normativa es la estandarización de requerimientos técnicos y procedimientos. “Reduce la incertidumbre regulatoria y las observaciones recurrentes, lo que resulta fundamental para alinear los cronogramas de permisos con las etapas críticas de desarrollo de los proyectos”, explicó Oviedo en diálogo con Energía Estratégica.

De acuerdo con el documento oficial, los TdR definen aspectos técnicos esenciales como la descripción del área de influencia, los mecanismos de identificación de impactos, la caracterización del medio físico, biológico y socioeconómico, así como los criterios para el desarrollo de líneas base. Esta definición técnica, según especialistas, mejora la calidad y consistencia de los estudios ambientales, facilitando su evaluación.

“La aprobación de estos TdR representa un avance relevante en la regulación”, consideró Mauricio Checa abogado en Hernández & Cía, en conversación con el portal. Desde su mirada, esta actualización normativa contribuye a mejorar la previsibilidad, consistencia técnica y calidad de los instrumentos de gestión ambiental.

Además de mejorar los procesos de revisión, los nuevos TdR tienen el potencial de acortar los plazos para la aprobación de los estudios ambientales, especialmente al facilitar la identificación de contenidos mínimos obligatorios. “Pueden acelerar la elaboración y revisión de la línea base, así como reducir la cantidad de observaciones por parte de la autoridad”, precisó Oviedo.

Otro aspecto valorado por el sector es la uniformización de los criterios metodológicos que deben aplicarse en la elaboración de los estudios. Esto incluye una delimitación técnica más precisa y un abordaje estandarizado del análisis ambiental, lo cual mejora la eficiencia tanto para los desarrolladores como para los organismos evaluadores.

En cuanto al componente social, también se reconoce que la norma refuerza el enfoque participativo, al incluir directrices más definidas para la participación de las comunidades involucradas. Se reconoce un esfuerzo por fortalecer los mecanismos de participación ciudadana mediante lineamientos más claros y estructurados”, agregó Checa. Aunque el eje técnico es prioritario, el componente social sigue siendo determinante para la viabilidad de los proyectos en territorio.

A nivel institucional, se subraya que los avances normativos deben ir acompañados de una implementación coherente por parte de las autoridades ambientales. La correcta interpretación y aplicación uniforme de los TdR entre las distintas instancias del MINEM será clave para consolidar la previsibilidad buscada por el sector. “La aplicación técnica, no discrecional, de estos lineamientos es lo que garantizará su efectividad práctica”, enfatizó el representante de la Asociación Peruana de Energías Renovables. 

A pesar del avance, aún se consideran necesarios algunos ajustes regulatorios. “Es fundamental que las autoridades establezcan compromisos institucionales claros respecto a los plazos y procedimientos de evaluación ambiental”, subraya Checa. Definir cronogramas y mecanismos de seguimiento permitiría reducir todavía más la incertidumbre y facilitar una mejor planificación financiera y operativa.

Esta actualización normativa llega en un momento clave, en el que el sector renovable peruano concentra grandes expectativas de crecimiento e inversión. En este contexto, la combinación de señales regulatorias estables, reglas claras y agilidad institucional será determinante para consolidar un nuevo ciclo de inversiones en energías limpias en el país.

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Nuevo informe de Colombia alerta por infraestructura de transmisión envejecida y desincentivos a la autogeneración

La transición energética colombiana avanza, pero no al ritmo ni con la base sólida que requiere el desafío climático global. A pesar de una matriz eléctrica mayoritariamente limpia gracias a la generación hidráulica (que representa más del 70% de la generación), el país enfrenta riesgos crecientes por falta de diversificación territorial, vulnerabilidad ante fenómenos climáticos como El Niño, y una infraestructura que no acompasa el crecimiento de la demanda ni la incorporación de nuevas tecnologías.

En su informe de junio 2025, la Cámara Colombiana de la Energía pone en el centro del diagnóstico dos eslabones críticos: la infraestructura de transmisión nacional y regional, y el ecosistema normativo para la autogeneración en pequeña escala.

El gremio, advierte que el sistema actual, con más del 75% de sus líneas de alta tensión superando los 35 años, no está preparado para evacuar el potencial renovable del país.

La situación es particularmente crítica en regiones como La Guajira y la Costa Caribe, donde la generación eólica y solar crece, pero la infraestructura de evacuación se retrasa, generando proyectos «represados» que no pueden inyectar energía al sistema. 

«El 65% de los proyectos renovables no convencionales enfrentan retrasos por demoras en licencias, trámites y oposición social», señala el documento.

A esto se suman otras alertas: las líneas existentes enfrentan sobrecargas por el aumento de generación renovable, y las demoras afectan la confiabilidad del sistema, especialmente en escenarios de alta demanda o eventos climáticos extremos.

Para 2030, XM proyecta 275 restricciones operativas si no se moderniza y expande la red, una situación que podría comprometer la seguridad del sistema, provocar fallas y aumentar los costos del mercado eléctrico.

El otro frente de alerta es la autogeneración en pequeña escala, que podría ser una de las palancas de la transición si se superan las barreras regulatorias. 

El informe destaca que hogares, empresas y comunidades tienen hoy acceso a tecnologías accesibles para producir y almacenar su propia energía, pero la normativa actual desincentiva el autoconsumo con barreras técnicas, trámites complejos y esquemas de compensación poco atractivos.

«Los autogeneradores contribuyen a reducir pérdidas de transmisión, aumentar la eficiencia global del sistema y facilitar una demanda más flexible y electrificada, pero enfrentan dificultades para conectarse, operar con seguridad y acceder a beneficios económicos claros», subraya el gremio.

El diagnóstico incluye seis obstáculos críticos para la autogeneración:

  1. Dispersión normativa
  2. Trámites de conexión lentos
  3. Remuneración deficiente
  4. Falta de participación en la operación del sistema
  5. Obstáculos para comunidades energéticas
  6. Requisitos técnicos restrictivos

A esto se suma un riesgo técnico: la generación distribuida no siempre es predecible y puede generar fluctuaciones que afectan la estabilidad si no se gestiona con tecnologías inteligentes

Por eso, el gremio destaca la necesidad de invertir en smartgrids, almacenamiento distribuido, medición avanzada, ciberseguridad y capacidades de monitoreo 24/7

También se menciona la importancia de fortalecer la infraestructura regional (STR), para garantizar una transición justa e inclusiva, especialmente en zonas rurales o con comunidades étnicas.

Por último, un aspecto clave que se resalta en el documento es la falta de coordinación institucional

La fragmentación entre UPME, CREG, operadores de red y el Ministerio de Minas y Energía complica la gestión de proyectos y genera incertidumbre para los inversionistas.

El mensaje central de la CCE es claro: sin transmisión robusta y sin una estrategia seria de autogeneración, la transición energética en Colombia seguirá estancada. Las soluciones existen, pero requieren inversión acelerada, coordinación institucional y voluntad política para romper la inercia.

«Lo que estamos viendo no es falta de tecnología ni de proyectos: es un cuello de botella estructural que frena la integración de renovables y margina a los usuarios que podrían ser parte activa del cambio», concluye el informe.

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La compañía Aisa Group presentará un parque solar de 1000 MW ante el RIGI de Argentina

La empresa canadiense Aisa Group presentará ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto para construir un parque solar de 1000 MW en el departamento de Jáchal, provincia de San Juan, con una inversión superior a los 600 millones de dólares.

El proyecto contempla la instalación de un parque solar en la zona de Jáchal, a la entrada de la Mina Gualcamayo. La primera etapa, de 50 MW de capacidad, se destinará al abastecimiento energético de la operación minera y forma parte del RIGI ya presentado. La segunda etapa, que alcanzará los 1.000 MW totales, será incluida en un nuevo proyecto que el grupo prevé ingresar próximamente en el mismo régimen.

El plan también incluye la conexión de la planta al Sistema Interconectado Nacional mediante la ampliación de la capacidad y la construcción de un enlace de alta tensión de 500 kV para facilitar la integración a la red nacional, lo que permitirá el despacho de energía a distintos puntos del país y el abastecimiento a industrias de la región.

La iniciativa se encuentra en etapa de estudio y prevé generar unos 400 empleos directos durante la fase de construcción. Según datos de la empresa, una capacidad de 800 MW permitiría abastecer el consumo eléctrico de más de un millón de hogares en Argentina, tomando como base un promedio de 600 kilowatts/hora/mes.

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Brasil aprobó el primer licenciamiento ambiental para un parque eólico offshore

El Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) otorgó la primera licencia para un parque eólico offshore de Brasil. 

La aprobación marca un hito clave para desbloquear el desarrollo de la energía eólica marina en todo el país, ya que el sector aguarda por la primera subasta para concesión de áreas destinadas a la exploración de proyectos de generación eléctrica marina. 

La primera central con licenciamiento ambiental por parte de IBAMA se trata de un proyecto piloto de 24,5 MW de capacidad,  orientada al desarrollo científico y tecnológico, que se ubicará en aguas jurisdiccionales cercanas al estado de Río Grande do Norte.

El mismo contará con la instalación prevista de dos aerogeneradores (8,5 MW y 16 MW de potencia), a aproximadamente 20 kilómetros de la costa de Areia Branca, con turbinas a profundidades de 7 a 8 metros. 

Mientras que la energía generada se destinará íntegramente al consumo de Porto-Ilha, de Areia Branca, principal punto de embarque de la sal producida en Brasil, a 4,5 kilómetros de distancia. Además, el proyecto prevé la cualificación de mano de obra local y la generación de datos para futuras iniciativas en el sector.

En los próximos 16 a 18 meses, el Servicio Nacional de Aprendizaje Industrial (SENAI) espera desarrollar el proyecto de ingeniería y completar las condiciones ambientales para obtener la licencia de instalación. 

Y el proyecto deberá implementar un plan de gestión ambiental con 13 programas, que incluyen el el monitoreo de la fauna, el ruido subacuático, la comunicación social y la cualificación profesional, entre otras medidas esenciales para garantizar la sostenibilidad del parque. 

¿Cómo quedó el registro de IBAMA?

Tras varios meses desde la última modernización de la plataforma, el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) actualizó el mapa de proyectos eólicos offshore con procesos abiertos. 

Tal es así que ya son 103 los parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental que suman 247354 MW de potencia a instalar en 16178 aerogeneradores (promedio de 15 MW por turbina) a lo largo de toda la costa este y noreste del país.

Aunque es preciso mencionar que los estados de Rio Grande do Sul y Ceará concentran casi el 60% de todos los desarrollos eólicos offshore, con 78,7 GW (32%) y 66,4 GW (27%) respectivamente. 

Mientras que a nivel tecnológico, las empresas fabricantes que mejor se posicionan con soluciones para el sector eólico marino son Vestas (cerca de 116 GW con casi 7930 aerogeneradores), Siemens Gamesa (22 GW en 1780 turbinas) y GE Renewable Energy (poco más de 12 GW en 970 unidades).

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Cammesa había advertido que el gas de Vaca Muerta no alcanzaba para cubrir la capacidad de transporte hacia los centros de consumo

La crisis de abastecimiento de gas de la semana pasada fue consecuencia de una menor oferta del fluido justo en el momento en el que la demanda creció fuerte por la ola polar. Fuentes de Enargas advirtieron que hubo problemas en los campos La Calera y Aguada Pichana Este porque las bajas temperaturas complicaron el funcionamiento de las plantas de tratamiento de ambas áreas. Esas fallas existieron, pero la falta de inyección de gas no se explica solo por inconvenientes puntuales, sino que existe un déficit estructural en el sistema que responde a la falta de incentivos para incrementar la producción y que podría provocar nuevos cortes del servicio cuando la demanda vuelva a dispararse.

Cammesa ya le había advertido a la Secretaría de Energía que el gas que se viene inyectando desde Neuquén no alcanza a cubrir la capacidad de transporte que va hacia los grandes centros de consumo, puntualmente a Buenos Aires. En una carta a la que accedió EconoJournal en exclusiva, el organismo subrayó el 5 de junio, cuando las temperaturas todavía no eran tan bajas, que solo se observaba una saturación en los sistemas de transporte cuando se interrumpía la exportación hacia Chile.

Si eso no ocurre, los gasoductos troncales no se llenan y es entonces cuando se evidencian problemas de presión como los que dejaron sin gas a miles de hogares en Mar del Plata. De hecho, el día que Cammesa envío esa carta el faltante de gas se ubicó en torno a las 7,5 MMm3/día, lo que la obligó a recurrir a otras alternativas más caras para sus plantas generadoras, como gasoil y fueloil.   

“Como ha sido manifestado en las últimas dos reuniones de la Mesa de Gas en las que participa la Secretaría de Energía, Enarsa y Cammesa, difícilmente se ha alcanzado la saturación de los sistemas de transporte hacia tramos finales de TGS, excepto en situaciones con mantenimientos que ha interrumpido la exportación hacia Chile, por lo que dada la baja disponibilidad de gas natural de producción local, nos vemos imposibilitados de despachar unidades generadoras de menor costo en áreas que no se ven afectadas”, dice la carta firmada por Eduardo Hollidge, gerente general de Cammesa.

Es decir, pese a que se construyó el gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), y las plantas de compresión necesarias para poder cubrir los picos de consumo en invierno, la realidad es que no hay oferta de gas disponible cuando la demanda se dispara.   

Fragmento de la carta firmada por Eduardo Hollidge, gerente general de Cammesa.

¿Por qué falta gas?

El titular de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, aportó en diálogo con Radio con Vos una lectura técnica para entender por qué en los picos de consumo no está habiendo gas suficiente para cubrir la capacidad de transporte. “En Vaca Muerta hay dos tipos de producción de gas: la que viene asociada a la producción de petróleo y la producción específica de gas. A medida que se fue desarrollando la producción de petróleo, el volumen de gas asociado es cada vez mayor. Eso determina que. por fuera del período invernal, en los meses de poca demanda, los pozos de la ventana de gas seco, que son los pozos puramente gasíferos, se empiezan a cerrar más meses al año porque no tienen demanda. Esto determina que la rentabilidad en la ventana de gas seco sea cada vez más baja porque tienen demanda durante menos cantidad de meses al año”, señaló Arceo. Lo que explica el economista constituye una novedad respecto de lo ocurrido en años anteriores cuando el problema siempre había sido la falta de capacidad de transporte.

¿Cómo se revierte esta situación? Arceo fue claro al respecto: “Esto no te lo va a solucionar el mercado. Lo que se va a necesitar es alguna extensión del Plan Gas o algún mecanismo similar que te permita contractualizar volúmenes adicionales para el abastecimiento del invierno”. Es decir, lo que remarca el titular de Economía & Energía es que el gobierno debería intervenir para garantizarle una remuneración adicional a los pozos gasíferos destinados solo al abastecimiento del pico de invierno para que sea rentable tenerlos abiertos tres o cuatro meses año, dependiendo de la temperatura. Eso podría traducirse en la convocatoria a una nueva ronda del Plan Gas que les garantice a los productores mayores precios, ya sea a través de subsidios o con una mayor tarifa.

La duda que queda por delante es si este gobierno va a tomar las medidas necesarias para traccionar la inversión o se va a sentar a esperar que sea el mercado el que garantice esa mayor oferta.

, Fernando Krakowiak

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La Ceph renovó autoridades hasta 2027

Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto para presidir por un segundo período la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (Ceph) por los dos próximos años, acompañado por un representante de Pan American Energy Argentina, en la vicepresidencia primera, e YPF S.A., en la segunda.

El cuerpo de autoridades se completa con la secretaría general: Vista Energy Argentina SAU; prosecretaría: Total Austral SA; tesorería: Pampa Energía SA; protesorería: Compañía General de Combustibles SA; vocalía titular 1: Chevron Argentina SRL; vocalía titular 2: Pluspetrol SA; vocalía titular 3: Shell Argentina SA; vocalía titular 4: Compañías Asociadas Petroleras SA; vocalía titular 5: Phoenix (El Trebol); vocalía titular 6: Wintershall Dea Argentina S.A. (hoy Harbour Energy); vocalía titular 7: Equinor Argentina S.A; vocalía titular 8: Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.; revisoría de cuentas: PECOM Energía S.A.

La Ceph seguirá trabajando para enriquecer los debates sobre las políticas públicas que involucran a la actividad y para construir consenso con los gobernantes de todas las jurisdicciones, trabajadores y habitantes de las comunidades involucradas en su quehacer.

El reto es contribuir al crecimiento de la actividad, cuidando la sustentabilidad ambiental y social y diseñando proyectos de largo plazo que tengan la fortaleza de sobrevivir a cualquier avatar económico.

Las nuevas autoridades asumen el compromiso de continuar fortaleciendo el rol de la Cámara como espacio de diálogo técnico e institucional, a fin de fomentar la inversión, la innovación y el desarrollo energético, en línea con los desafíos globales de transición y seguridad energética.

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Qué nos dejó el CERAWeek 2025: los desafíos de la agenda energética global

Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de Universidad Austral; Roberto Brandt, Consultor internacional en políticas energéticas y de estrategia corporativa; Daniel Ridelener, CEO de TGN y Sebastián Bigorito, director Ejecutivo del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS), participaron del webinar “Qué nos dejo CERAWeek 2025”, organizado por el Instituto de Energía de la Academia Nacional de Ingeniería.

Brant identificó tres temas que dominaron el encuentro realizado en Houston en marzo de este año: “Geopolítica de la energía e impacto de la asunción de la nueva administración en Estados Unidos; segundo la búsqueda de un nuevo balance entre seguridad energética y transición energética y tercero, el impacto de la inteligencia artificial”, a partir de los cuales se desprende un debate en el cual “el sector privado se erigió en un moderador en el actual contexto político y geopolítico tan turbulento”.

En medio de alocuciones que al unísono describían un “desorden económico mundial”, en el otro extremo del péndulo, Brant resaltó “la presentación muy impactante del nuevo secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, que muestra cómo cada cuatro años la política americana se lleva puesta buena parte de la agenda, porque están tan polarizados o más como que nosotros, con una fuerte reivindicación de los combustibles fósiles y fuertes críticas a la transición energética”.

“Los empresarios fueron muy cautos -contrapuso- y en general hicieron énfasis en las emisiones y el cambio climático como un problema que tenemos que atacar. Alguno dijo ´keep calm, carry on´ como diciendo mantengan la calma y sigamos haciendo lo que hay que hacer. Y también hubo sutilmente una crítica a lo pendular de las políticas en Estados Unidos en el mundo, diciendo que la volatilidad ahuyenta la inversión”, agregó.

Dentro de ese debate hubo bastante énfasis en la importancia creciente que está tomando el gas natural en general y el gas natural licuado por su flexibilidad en particular. Ridelener tomó nota de que “el gas natural suministra el 25% de la matriz mundial y todos ven un fuerte y rápido crecimiento del consumo muy atado al GNL. Y lo que estamos viendo es la flexibilidad no solo por las instalaciones en tierra, sino también porque tenemos una posibilidad económica de tener instalaciones de licuefacción flotante, como lo estamos viendo con los proyectos en la Argentina”.

El CEO de TGN también mencionó que “la energía solar y la eólica alcanzaron récords de producción en 2024, pero también lo hicieron el petróleo y el carbón. Y la verdad es que en los últimos años las renovables no llegan ni siquiera a captar el crecimiento global de consumo de energía. Es decir, si el consumo global crece un 2,3%, todas las fuentes que se incorporan en un determinado año no llegan a cubrirlo. Esto da la sensación de que no alcanza con el pensamiento mágico de decir vamos a sustituir a los hidrocarburos”.

En un proceso de «transición energética aditiva», donde se incorporan todas las fuentes de existentes, “el crecimiento del consumo de GNL va a ser muy fuerte. Algunos hablan de un 50% al 2032-2033, otros de un 60% al 2040. Estamos hablando de de un planeta que consume un poco más de 400 mtpa que todos prevén que va a superar los 600 mtpa, y en ese contexto, si se llevan a cabo todos los proyectos que están en marcha, la Argentina podría estar tomando el 5% de ese consumo global”, planteó Ridelener.

Por su parte, Bigorito consideró que la cumbre en Houston “confirma un giro que ya está en marcha, el cuestionamiento del paradigma de la transición energética pre pandémica y el nuevo juego se llama realismo y pragmatismo. Muchas divergencias y voces del mundo en desarrollo nunca fueron escuchadas en las conversaciones globales desde entonces, y lo que vemos ahora es que justamente, post pandemia, guerra mediante etcétera, se impone el realismo”.

Es así que “rápidamente el Trilema Energético está impactado por la geopolítica, y la seguridad energética empieza a tener una relevancia gravitacional, diferente a la que tenía y cambia en su prioridad e incluso la Unión Europea acusa este impacto de pragmatismo, de realismo e incorpora dentro de sus matrices tanto a al gas natural como también a la energía nuclear como alternativa”, agregó el director de CEADS.

“Esto lleva -cerró Bigorito- de una transición energética de carácter sustitutivo a una transición energética aditiva, es decir, bienvenida a todo tipo de energía, porque no hay ninguna tecnología que nos alcance. O sea, este concepto de multi tecnología en la transición energética que ahora rige en el ecosistema de la sostenibilidad, y deja en evidencia las tensiones energéticas que no estaban claramente consensuadas y fueron revisadas a la realidad” desde un modelo bien europeo a una desaceleración de descarbonización.

En una reseña del debate, Carnicer resaltó que “la volatilidad política como un factor clave que ahuyenta las inversiones a nivel mundial, un fenómeno bien conocido en Argentina, y en la que se subraya la geopolítica actual, marcada por una bipolaridad emergente entre Estados Unidos y China, una dinámica global impacta incluso en el desarrollo de la inteligencia artificial”.

En el ámbito energético, el directivo de la Universidad Austral enfatizó que “se distingue claramente entre la transición energética del Norte y la del Sur, en la cual los países del Norte deben asumir los costos para apoyar al Sur en la consecución de la asequibilidad económica y la sostenibilidad. Esto genera una demanda de pragmatismo para lograr los objetivos”.

Finamente, Carnicer remarcó que el impacto transformador de la Inteligencia Artificial fue omnipresente en CeraWeek, descripta como una «revolución industrial de la inteligencia», actuando como «facilitador y catalizador». Sin embargo, la gran pregunta que se planteó es si la IA «ayudará a reducir la demanda de electricidad por sí misma o la innovación catalizará por la potencia informática simplemente conducirá a una mayor demanda debido a su propio consumo computacional».

, Ignacio Ortiz

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VMOS concreta financiamiento para avanzar con el Oleoducto Vaca Muerta Sur

VMOS S.A. creada para desarrollar el Vaca Muerta Oleoducto Sur, la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas en el país, concretó la firma de un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares destinado a financiar la realización del proyecto.

VMOS S.A. tiene por accionistas a YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol.

Al anunciar este hito financiero en el proyecto se destacó que “esta iniciativa estratégica permitirá liberar todo el potencial exportador de petróleo del país”.

El financiamiento anunciado fue liderado por cinco bancos de primera línea internacional: Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan y Santander e incluye la participación de un grupo de 14 bancos e inversores institucionales internacionales de primera línea, se destacó.

La operación representa para el país la reapertura del mercado internacional de Project Finance, cerrado desde 2019. Además, constituye el mayor préstamo comercial para la realización de un proyecto de infraestructura en la historia argentina y uno de los cinco más importantes en el sector petróleo y gas en América Latina, se explicó.

El préstamo tiene un plazo de 5 años y pagará una tasa de SOFR más 5,5 %. El mismo permitirá financiar el 70 % del capital requerido para la obra. El 30 % restante será aportado por los socios, se describió.

El proyecto ya se encuentra en construcción, con múltiples frentes de obra: el oleoducto que conectará Allen con la terminal de exportación en Punta Colorada, Río Negro; plantas compresoras; la terminal portuaria; y la playa de almacenamiento.

Está previsto que entre en operación hacia fines de 2026 con una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027.

Esta es una obra estratégica para el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta y permitirá alcanzar el objetivo que tiene la industria de convertir a Argentina en un exportador global de energía.

VMOS es una sociedad anónima integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol como socios Clase A, y GyP como socio Clase B, para la construcción del proyecto.

De la gestión y firma del financiamiento para VMOS participaron : Pablo Gamero; CFO Shell; Adolfo Zuberbuhler, CFO de Pampa Energía; Rodolfo Berisso, Vicepresidente Ejecutivo de Administración y Finanzas de Pan American Energy; Federico Barroetaveña, CFO de YPF; Nancy Repetto, CFO Pluspetrol; Pablo Vera Pinto, Co Fundador y CFO de Vista Energy; Gerald Free, General Manager Business – Chevron Argentina; Claudio Gugliuzza, Presidente de Áreas Corporativas de Tecpetrol.

También Juan Borchardt, presidente de Deutsche Bank; Facundo Gomez Minujin, CEO Argentina, Uruguay, Bolivia y Paraguay de JPMorgan; Horacio Marín, Presidente y CEO de YPF; Juan O’ Connor, CEO Argentina Itau; Federico Elewaut, CEO de Citibank Argentina: Alejandro Butti, CEO en Santander Argentina; Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

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Sugieren ajustar la licitación de suministro de Chile para reflejar el verdadero costo horario de la energía

El rediseño del esquema de licitaciones de suministro vuelve al centro del debate energético chileno. Esta vez, la propuesta parte de Andrés Romero, presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía, quien lideró la reforma del mecanismo en 2015 como secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

A una década del cambio, el especialista planteó la introducción de un método tarifario acorde a los costos reales de generación, diferenciando precios según franjas horarias.

“Si tenemos energía solar muy barata en horario diurno, y energía más cara durante la noche, lo lógico es que a los consumidores le diéramos esa señal de precio”, sostuvo Romero en diálogo con Energía Estratégica. 

“Es decir que vamos a tener precios de día y de noche distintos por el cambio en tecnología”, agregó asegurando que el sistema actual distorsiona el valor real de la energía e impide aprovechar todo el potencial de las renovables.

Durante su gestión en la CNE, Romero lideró una reforma que introdujo los bloques horarios en las licitaciones, un diseño que en su momento fue innovador y fomentó mayor competencia. Decisión a la que catalogó como “creativa” en términos de aumentar la oferta para aquel momento, pero que hoy en día observa que el mecanismo de casación utilizado para adjudicar los contratos terminó por limitar su impacto.

El  presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía identificó un problema clave en la forma en que se casan las ofertas: la licitación favorece la combinatoria más eficiente en 24 horas continuas, no necesariamente la oferta más competitiva en cada tramo horario. 

“Deberíamos empezar a ajustar por bloque. No es lógico que le estemos dando a los consumidores la misma señal de precio todo el día”, subrayó respecto a la visión de trasladar los costos diferenciados a la tarifa final, lo que permitiría una gestión más inteligente de la demanda.

“Además, económicamente es más razonable, porque se debe dar la señal de precios al consumidor para que no concentre su consumo a la hora más cara. Y ahí saldrán nuevas tecnologías o propuestas para optimizar el proceso”, añadió. 

La propuesta de Romero llega en momentos en que el sector se prepara para una nueva licitación de suministro para clientes regulados. La actual convocatoria subastará 1.680 GWh, a ser entregados desde 2027 hasta el 31 de diciembre de 2030. 

La convocatoria tendrá un único bloque a subastar, el cual está dividido en cuatro sub-bloques de suministro zonales, que contienen una componente base (asociada a la energía anual requerida en cada año) y otra variable, destinada a absorber incrementos no esperados en la demanda de energía y que constituye el 5% de la energía anual requerida por la componente base.

Segmentos zonales que, a la vez, se componen por tres bloques de suministro horario (el A va entre las 00:00 y 07:59 hs y de 23 a 23:59 hs; el bloque horario B es de 8 a 17:59 hs; y el bloque C entre las 18 y 22:59 hs). 

La presentación de ofertas está programada para el 1 de octubre, la apertura económica el 23 de octubre y la adjudicación el 28 de octubre, salvo que sea necesaria una segunda etapa, que se extenderá hasta el 29 de octubre.

La crítica de Romero apunta directamente a este diseño: considera que, aunque contempla bloques horarios, el sistema de adjudicación aún prioriza combinatorias que diluyen el beneficio de las tecnologías más competitivas, como la solar. 

Incluso, de cara al futuro, el entrevistado Romero resumió su planteo en tres prioridades para la próxima administración energética del país: “Un próximo gobierno debería tener al menos esos tres focos: dar una señal potente a los inversionistas, tener focos en seguridad, y llevarle transición energética a los consumidores con una buena noticia”.

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Incertidumbre doble: sin PIR definido y con la Ley 10 judicializada, Puerto Rico entra en pausa regulatoria

Puerto Rico atraviesa un momento crítico en su transición energética. La falta de definiciones por parte del Negociado de Energía (NEPR) respecto al nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR), sumada a la judicialización de la Ley 10 de 2024 —que protege la Medición Neta— genera una doble fuente de incertidumbre para todo el ecosistema del sector solar y de almacenamiento.

“El calendario lo establece el NEPR, y rara vez las cosas son a tiempo en Puerto Rico”, manifestó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association (SESA), en conversación con Energía Estratégica.

Según el directivo, el Negociado recién está comenzando el caso de revisión tarifaria, lo cual retrasa aún más el desarrollo del PIR: “Imagino que el PIR vendrá después, en algún momento”.

Esta demora impacta de lleno en la planificación energética del país, ya que el PIR es la hoja de ruta que debe definir cómo evolucionará la infraestructura eléctrica durante los próximos 20 años y, por tanto, sin este instrumento actualizado, no hay certidumbre sobre qué proyectos serán prioritarios, cómo se integrará la energía distribuida ni qué inversiones públicas o privadas serán viables.

Al mismo tiempo, otra fuente de inestabilidad regulatoria se desarrolla en paralelo: el conflicto judicial en torno a la Ley 10 de 2024, que protege el esquema de Medición Neta hasta 2031. La norma ha sido impugnada por la Junta de Supervisión Fiscal ante el tribunal federal, lo que introduce un riesgo legal sobre una política clave para el despliegue de energía solar residencial y comercial.

“Es difícil predecir el resultado, pero por ahora ese caso sigue en el tribunal de primera instancia”, señaló Rúa Jovet. Además, destacó que “hay un compromiso del Presidente del Senado de apelar ese caso a todos los foros de mayor jerarquía, cuando ese momento llegue, pero no ha llegado”.

De todos modos, mientras el litigio avanza, la adopción de sistemas solares continúa en expansión. Al 31 de marzo de 2025, Puerto Rico registraba 158684 sistemas de Medición Neta activos, que representan 1,14 gigavatios de capacidad instalada. De ese total, 135551 sistemas cuentan con baterías conectadas, lo que equivale a 2,34 gigavatios-hora de almacenamiento distribuido. Además, se estima que cada mes se instalan aproximadamente 4000 nuevos sistemas solares con baterías, lo que eleva continuamente esos valores.

Este crecimiento es reflejo del dinamismo del sector, ya que se proyecta que los 1150 MW de capacidad solar instalada generan unos 2 TWh/año. A lo que se debe añadir que, según Rúa Jovet, “virtualmente 100% de los sistemas tienen baterías”, lo que evidencia una transformación profunda del modelo energético hacia la autosuficiencia y la resiliencia a nivel de usuario.

A pesar de ese dinamismo, los desafíos regulatorios persisten. En el caso de instalaciones solares menores a 25 kW, la normativa vigente permite realizar la conexión sin aprobación previa de la distribuidora, y LUMA está obligada a activar la Medición Neta en un máximo de 30 días tras la notificación del ingeniero. “Por ley, la gente tiene derecho a instalar su sistema solar sin permiso previo de la compañía eléctrica, y dicha compañía está obligada por ley a activar la medición neta dentro de 30 días”, precisó el directivo de SESA.

Sin embargo, para proyectos de mayor escala, la situación es más compleja, debido a que se requieren permisos previo para instalar, y resulta difícil predecir cuánto tarda un caso desde interconexión hasta activación de la medición neta. Los informes del NEPR confirman esta brecha: mientras que el 84 % de los sistemas pequeños se activa en menos de 30 días, el proceso para proyectos comerciales puede extenderse hasta un año, con múltiples expedientes en espera de respuesta por parte de clientes.

La conexión entre ambos temas es directa: la incertidumbre sobre la continuidad de la Medición Neta afecta las decisiones de inversión en el corto plazo, mientras que la postergación del PIR compromete la planificación de largo plazo. En conjunto, estas dos variables limitan el despliegue ordenado y sostenible de la energía renovable distribuida.

Frente a este escenario, SESA insta al gobernador Pedro Pierluisi a intervenir con claridad y contundencia. El llamado es doble: por un lado, defender la Ley 10 judicialmente; por otro, asegurar que el PIR se actualice sin más dilaciones, incluyendo de forma explícita los aportes de la energía solar con almacenamiento distribuido.

“El sector solar y de almacenamiento distribuido depende de señales regulatorias claras para seguir creciendo y generando empleos”, enfatizó el Chief Policy Officer de la asociación.

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El Global Solar Council impulsará un mecanismo “fast track” para remover barreras para las renovables

El Global Solar Council (GSC) trabaja en el diseño de un mecanismo de fast track orientado a remover barreras económicas y regulatorias que hoy obstaculizan el despliegue solar, en especial en mercados emergentes. 

El documento fue comentado durante la XVIII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás, y será presentado oficialmente en la próxima Conferencia de las Partes sobre el Cambio Climático (COP30), que se realizará en noviembre en Belém, Brasil.

“La estrategia es tener una voz unificada en la industria ante las multilaterales y organismos como la Convención de Cambio Climático”, manifestó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC, en diálogo con Energía Estratégica tras su regreso de SNEC.

“Estro se debe a que muchas veces se encuentran problemáticas comunes, como la permisología, el acceso al financiamiento o el curtailment energético, que son barreras importantes porque hace que se puedan construir menos parques”, agregó. 

La propuesta se enfocará en dos ejes centrales: el financiamiento climático y la evolución de las infraestructuras eléctricas. En ese sentido, el ejecutivo detalló que el objetivo del fast track es impulsar mecanismos que permitan aumentar la potencia renovable instalada, especialmente en redes latinoamericanas que hoy presentan cuellos de botella.

“Pretendemos establecer los términos de referencia para remover o mitigar el efecto de las barreras para el desarrollo, no solamente de los comerciantes, sino de los mercados internacionales completos”, sostuvo Álvarez.

El documento incluirá lineamientos para orientar los fondos climáticos hacia tecnologías limpias, con énfasis en generación renovable, bajo la premisa de que los fondos internacionales no deberían destinarse a tecnologías como el gas natural o la nuclear

En este sentido, el especialista que uno de los principales obstáculos que enfrentan los países emergentes es el alto costo del capital necesario para desarrollar proyectos ERNC. La mayoría de los gobiernos, especialmente en América Latina, no cuentan con instrumentos que permitan acceder a financiamiento en condiciones viables.

“Hoy, en los países emergentes, posibilita energía más barata, mayor generación de empleo local, baja de emisiones, siendo la barrera el acceso al capital intensivo, a líneas de crédito que permitan que el dinero para la inversión inicial no salga caro”, destacó el representante del GSC.

Oportunidades de financiamiento

El escenario varía según el país. En Chile, el esquema de project finance se ha consolidado como una herramienta eficaz para estructurar inversiones solares, gracias a marcos regulatorios sólidos y garantías contractuales previsibles; mientras que Argentina enfrenta “limitaciones estructurales” que restringen la capacidad de apalancamiento del sector. 

“En Argentina, el esquema de Project Finance es casi nulo, ya que en la mayoría de casos se solicitan garantías colaterales por fuera del contrato”, subrayó.

Además de los desafíos financieros, las barreras regulatorias y la falta de infraestructura también impiden el crecimiento del sector. Álvarez remarcó que en los países emergentes existen restricciones compartidas, pero con matices locales que deben ser atendidos con precisión.

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8.2 Group: Experiencia internacional en sistemas de almacenamiento

La oficina de 8.2 en Hamburgo (8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH) ha concluido con éxito la supervisión técnica de construcción de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 26 MWh en Neumünster, Alemania, en su rol de asesor técnico independiente.

El sistema está destinado a participar en el mercado de energía de respaldo, reforzando la estabilidad de la red eléctrica regional. La instalación fue llevada a cabo por SMA Altenso GmbH, que actuó como contratista general y también como cliente de 8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH.

“Valoramos enormemente el asesoramiento profesional y competente brindado por el equipo de 8.2 Group y esperamos continuar colaborando en futuros proyectos,” comentó Selin-Isabel Keller, Project Manager en SMA Altenso, en relación con la exitosa supervisión de la instalación en Neumünster.

Expertos de 8.2 Group auditando instalaciones BESS – Neumünster, Alemania

Sistemas de almacenamiento: piedra angular de la red eléctrica del futuro

Con la creciente participación de las energías renovables en la matriz eléctrica alemana, garantizar la estabilidad del sistema y equilibrar la generación con la demanda se vuelve cada vez más crítico. Los sistemas de almacenamiento en baterías cumplen un rol clave en esta transición, aportando energía de respaldo para estabilizar la red y optimizar los perfiles de carga y generación.

“Nos enorgullece contribuir al éxito de la transición energética en Alemania junto a SMA Altenso y sus socios. Nuestra experiencia en soluciones BESS fue decisiva para lograr una implementación exitosa del proyecto,” afirmó Ralf Reek, de 8.2 Group.

Asimismo 8.2 Group ha colaborado prestando servicios de asesoramiento técnico para el proyecto BESS de 500 MW /2000 MWH (4 hs), ubicado en la ciudad de Bisha, provincia de Asir en el Suroeste de Arabia Saudita. 

Se trata de uno de los más grandes proyectos ejecutados en una sola fase, con tecnología de baterías de ion de litio-fosfato de hierro (LFP). 122 contenedores prefabricados albergan el sistema completo, con cuatro módulos por contenedor (5,365 MWh cada uno). Cada contenedor incluye un inversor (Power Conversion System, PCS) de 6 MW. Mientras que el propietario es Saudí Electric Company (SEC) – empresa estatal

En los próximos meses, 8.2 Group continuará acompañando proyectos BESS que —al igual que las instalaciones en Neumünster y Bisha – buscan garantizar un suministro eléctrico regional confiable tanto en respaldo a fuentes renovables, como en la prestación de los servicios adicionales de control de frecuencia y respaldo en los picos de demanda.

Containers BESS en proyecto Bisha – Asir – Arabia Saudi

La empresa asegura la calidad del proyecto durante todas las etapas de planificación y construcción, y también asesora a sus clientes en aspectos clave como la viabilidad económica, selección tecnológica y procesos de licitación de obras.

 Además, el Grupo 8.2 cuenta con una oficina operativa en Argentina, desde donde se coordinan servicios de inspección de calidad en origen (factory inspections) para baterías BESS, paneles solares e inversores, realizados en fábricas ubicadas en Wuxi, China y otras regiones estratégicas. Esta presencia permite brindar a los clientes de LATAM un acompañamiento técnico independiente desde la fabricación hasta la instalación, asegurando la conformidad con estándares internacionales y contratos de suministro.

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Brasil supera los 4 GW de capacidad instalada en 2025

n el primer semestre de 2025 se registró una expansión de más de 4 gigavatios (GW) en la potencia instalada en Brasil, con la entrada en operación de 61 plantas que totalizan 4.096,3 megavatios (MW).

Según cálculos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), más de la mitad de ese crecimiento (59,28%) se debió a 11 nuevas centrales termoeléctricas, con 2,2428,05 MW –incluyendo la Central Termoeléctrica GNA II (UTE), en Río de Janeiro, que comenzó a operar en mayo con 1,7 GW de capacidad instalada.

Además de las termoeléctricas, la ampliación de la matriz eléctrica de enero a junio incluyó 25 parques eólicos (828,90 MW), 17 plantas solares fotovoltaicas (738,63 MW), seis pequeñas centrales hidroeléctricas (95,85 MW) y dos centrales generadoras hidroeléctricas (4,70 MW).

El mes de junio sumó 194,83 MW al total del año, con 13 nuevas plantas: 10 parques eólicos (148,20 MW), una planta solar fotovoltaica (45,00 MW), una central hidroeléctrica (1,00 MW) y una central termoeléctrica (0,63 MW).

En el mapa del país, durante el primer semestre del año se iniciaron operaciones comerciales en 13 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (658,20 MW) y Minas Gerais (508,25 MW). El recuento de junio muestra a Bahía en primer lugar, con nueve plantas (144,00 MW), y a Minas Gerais en segundo lugar, con 45,00 MW gracias a la entrada en operación de la Planta Fotovoltaica Pedro Leopoldo 2.

La capacidad total de las plantas centralizadas es de 212,5 GW

El 1 de julio, Brasil contaba con 212.526,6 MW de potencia inspeccionada, según datos del  Sistema de Información de Generación (SIGA) de la ANEEL , actualizados diariamente con datos de plantas en operación y proyectos adjudicados en construcción. De este total en operación, también según el SIGA, el 84,44 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables.

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Actualidad: El INTI en peligro de pérdida de autonomía

Preocupación por la posible pérdida de autonomía del organismo que trabaja con empresas de la Argentina y del exterior. El comienzo de la carta es de disconformidad: “Queremos manifestar nuestro firme rechazo ante la posibilidad de que el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) pierda su carácter de organismo descentralizado. Este cambio implicaría, entre otras consecuencias graves, la pérdida de personería jurídica propia y de la autonomía administrativa, financiera y patrimonial, pilares esenciales para el cumplimiento de su misión institucional”, y la firman distintos gerentes del organismo. Continúa: “Si se concreta esta modificación, el INTI no podría acreditar sus servicios […]

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Inversiones: Juan José Retamero, el empresario español que quiere invertir en la Vaca Muerta mendocina

A pesar del conflicto judicial con los directivos de Fecovita, el dueño de la mina de oro Gualcamayo quiere sumar negocios en Argentina. Tras 10 años hacer negocios con Argentina y aún con un un litigio judicial sin resolver, el empresario español Juan José Retamero asegura que quiere hacer negocios “en” el país, puntualmente con inversiones en minería y el petróleo de Vaca Muerta, a través de AISA Group, el holding familiar que lidera. Nacido el Madrid, tiene inversiones a través de AISA en Europa, Canadá, EEUU e India. Retamero repite el término “tradear” (en inglés, comprar y vender) porque […]

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Legales: Milei modificó por decreto el régimen de inversiones en minería para “reducir la burocracia estatal”

Aplica cambios en minería detalla que el objetivo de simplificar trámites, mejorar la eficiencia en el control y reducir la burocracia estatal. El gobierno nacional avanza con cambios en minería y reasignó la administración del Banco Nacional de Información Geológica al Servicio Geológico Minero Argentino (Segemar), un organismo descentralizado dependiente del Ministerio de Economía. Nación detalló que busca “evitar superposición de tareas con la Secretaría de Minería y optimizar la gestión del registro público de datos geológicos del país”. Y aclaró que los cambios son “para reorganizar la administración y reducir el déficit”. A través del decreto 449/2025 modificó artículos […]

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EVENTOS: INDIA SELLA UN ACUERDO IMPORTANTE DE MUTUA COLABORACIÓN MINERA CON ARGENTINA

Tras más de medio siglo con mínimos contactos, el primer ministro indio Narendra Modi desembarcó este pasado fin de semana en Buenos Aires acompañado por una nutrida comitiva, y protagonizó un encuentro con el presidente Javier Milei que quedará en la historia del sector minero argentino. El presidente Modi realizo una ofrenda floral en señal de respeto frente al monumento al Genral San Martin El primer ministro Modi realizo una ofrenda floral en señal de respeto frente al monumento al General San Martín Ya desde temprano en Casa Rosada se respiraba un aire diferente, el de las grandes citas y […]

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Minería: YPF Nuclear; la petrolera busca ingresar a la minería de uranio y sumarse al plan que encabeza Demian Reidel

El presidente de la petrolera estatal, Horacio Marín, anticipó la posibilidad de que la compañía sume de cara a 2030 un nuevo segmento de negocio tras el desarrollo del petróleo y el gas no convencional de Vaca Muerta. Las claves del Plan Nuclear Argentino. El presidente de YPF, Horacio Marín, anticipó el viernes que la petrolera de mayoría estatal analiza crear una nueva subsidiaria, “YPF Nuclear”, para ingresar en los próximos años al negocio de la minería de uranio. Los planes de la compañía en ese sentido tienen que ver con la agenda pensada para después de 2030, una vez […]

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Empresas: Petroleras cierran un crédito por USD 2.000 millones para financiar un mega oleoducto en Vaca Muerta

Se trata del préstamo más elevado de los últimos 20 años para el sector energético, con la participación de bancos internacionales. El resto de los aportes para la obra llegaría de colocaciones en el mercado local y aportes de capital. Un consorcio integrado por las principales petroleras del país, encabezado por YPF, anunciaría este martes un préstamo sindicado por USD 2.000 millones con un grupo de bancos internacionales para la construcción de un mega oleoducto, en lo que representa la mayor operación de crédito corporativo para obras del sector energético argentino en al menos dos décadas, según confirmaron a Infobae […]

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Infraestructura: Macario alerta que Argentina “tiene los recursos, pero no la infraestructura” y reclama obras públicas para la industria

El presidente de la Unión Industrial de Córdoba (UIC), Luis Macario, se refirió al impacto que tuvo la reciente ola polar en el abastecimiento de gas para el sector productivo. En diálogo con Punto y Aparte, Punto a Punto Radio (90.7) advirtió que el sistema vuelve a mostrar su fragilidad: “En invierno hace frío y en verano hace calor”, ironizó, para describir que cada invierno el gas entra en tensión y cada verano ocurre lo mismo con la electricidad. Macario explicó que la combinación de una semana extremadamente fría con fallas técnicas en yacimientos de Vaca Muerta forzó al Gobierno […]

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Vaca Muerta: Controles Ambientales, desafíos, auditorías y riesgos de una industria estratégica

La actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta se ha consolidado como una de las principales fuentes de ingresos y desarrollo productivo del país. Sin embargo, su expansión acelerada ha puesto bajo la lupa los controles ambientales que buscan mitigar el impacto de la extracción y almacenamiento de hidrocarburos sobre el suelo, el agua y la calidad de vida de las comunidades cercanas. Uno de los aspectos centrales es la seguridad e integridad de los tanques que almacenan hidrocarburos líquidos. Según explicó María Eugenia Parolo, responsable técnica de auditorías, las inspecciones periódicas permiten detectar posibles fallas que deriven en filtraciones o derrames. […]

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Internacionales: Bolivia es el único país de Sudamérica con un ingreso mediano bajo, según el Banco Mundial

El documento clasifica a los países según su nivel de ingresos en cuatro niveles. En la región, solo Chile y Uruguay figuran en la categoría “ingreso alto” y Venezuela aparece sin datos. La clasificación anual que realiza en Banco Mundial sobre las economías del mundo revela que Bolivia es el único país de Sudamérica en la categoría con ingresos “mediano bajo”, a diferencia del resto de los países de la región se encuentran en las categorías medio alto y alto. El informe de este año refleja que de los países de la región, solo Chile y Uruguay están clasificados en […]

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Internacionales: Hidrovía; Paraguay apuntó contra la Argentina por una decisión que afecta el abastecimiento de combustible

Armadores fluviales presentaron una queja contra la ARCA; piden que se vuelva atrás con la medida. La hidrovía volvió a aparecer en la discusión entre Argentina y Paraguay. En este momento el conflicto pasa por el abastecimiento de combustible y un “golpe” a la logística, como lo llamaron las empresas guaraníes. Hace una semana, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero de Argentina (ARCA) publicó una resolución en la que suspende la operativa en la zona de alijo ubicada en el kilómetro 171 del río Paraná Guazú. Esta medida -señalaron los paraguayos- afecta la logística de abastecimiento de combustibles. Se […]

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Luz verde para el financiamiento del Vaca Muerta Sur, un hito que relativiza la capacidad de daño de Preska y el caso Burford

YPF firmó en la mañana de este martes —junto con otras seis grandes petroleras del país— los documentos finales que garantizan el acceso a un financiamiento por más de US$ 2000 millones para construir la principal obra de infraestructura que tiene en carpeta Vaca Muerta. Se trata de un oleoducto de unos 440 kilómetros que conectará los yacimientos no convencionales de Neuquén con las costas de Río Negro y prevé también la instalación de una nueva terminal marítima de exportación de crudo en Punta Colorada hacia el Atlántico. Ese megaproyecto de ingeniería fue bautizado con el nombre de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y su propiedad se la reparten -además de YPF- Pluspetrol, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa, Chevron, Shell, Tecpetrol (que se sumó en junio al consorcio) y Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén.

Para poner en perspectiva lo anunciado hoy por la petrolera que preside Horacio Marín, que está a cargo de la gerencia técnico-financiera de la sociedad VMOS SA hasta finales de 2026 (plazo en que se finalizará la construcción de la obra), basta decir que no existe en la historia argentina —al menos no en el sector energético— un antecedente que dé cuenta de crédito tipo ‘project finance’ por un monto similar al involucrado en este proyecto.

“Hay que remontarse al financiamiento que consiguió Barrick a mediados de ’90 para construir Veladero (la principal mina de oro activa en el país), que fue por un monto bastante inferior”, explicó a EconoJournal un experto en estructuración financiera.

Pocos antecedentes

En el pasado cercano, los últimos projects finance que se suscribieron en la Argentina datan de 2018-2019, cuando algunas generadoras consiguieron financiamiento competitivo para construir parques eólicos bajo el paraguas del RenovAr, el programa lanzado durante la gestión de Cambiemos para impulsar el desarrollo de las energías renovables. Desde ese entonces, el acceso a ese clase de contratos financieros —los más buscados por las grandes empresas porque no impactan sobre los balances privados de cada empresa, sino a un proyecto en particular— estuvo vedado para el país por sus recurrentes inconsistencias macroeconómicas.

Más allá del espaldarazo que representa la viabilización del VMOS para el proyecto de exportación de hidrocarburos desde Vaca Muerta, el momento en que YPF logró cerrar este financiamiento constituye un hecho político en sí mismo.

La petrolera que conduce Marín —que esta semana se involucró personalmente en el closing de la operación con los bancos— logró destrabar la firma con un conjunto de entidades internacionales de primer nivel apenas una semana después de que Loretta Preska, jueza del Distrito Sur de Nueva York, fallara contra la Argentina y ordenara al Estado nacional transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012.

La inmunidad de YPF

Esa sentencia —en la práctica, un dictamen de cumplimiento imposible porque colisiona contra legislación local que prohíbe la transferencia de esos títulos— tuvo un fuerte impacto mediático y provocó enfoques catastróficos por el presunto efecto nocivo que generaría contra el país. Sólo siete días después hay que, de mínima, repensar ese enfoque porque bancos internacionales de la talla del Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander optaron por mantener su decisión de otorgar a un consorcio liderado por YPF el project finance más importante de las últimas décadas.

¿Cómo se explica ese aparente contrasentido? Con su accionar, las entidades bancarias dejaron traslucir su confianza en que YPF se mantendrá inmune más allá de los avatares que pueda generar el reclamo multimillonario contra el Estado argentino que impulsa Burford Capital. En esa clave, la capacidad de daño de Preska —leída al calor del crédito que YPF anunció oficialmente hoy— quedó relativizada.

, Nicolas Gandini

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Desregulación del mercado eléctrico: el Gobierno define su alcance y fija un período de transición de 24 meses

El Gobierno nacional avanzó con el proceso de desregulación del mercado eléctrico mediante la publicación del Decreto 450/25 que complementa una reforma integral del sistema propiciada por la Ley de Bases 27.742. Esta decisión buscan una mayor desregulación y competencia en el mercado, redefiniendo el rol de entidades como la Secretaría de Energía y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica, promoviendo la libre comercialización y elección de proveedor, y fomentando la inversión privada en infraestructura de transporte, al tiempo que se adecúan aspectos tarifarios y de responsabilidades financieras.

El Decreto 450 establece un período de transición de veinticuatro meses para la modificación de las reglamentaciones y la normativa complementaria que resulte necesaria. Durante este lapso, la Secretaría de Energía deberá llevar a cabo acciones para una transición gradual, ordenada y previsible. Esto incluye la promoción de la desconcentración y competencia en el mercado de hidrocarburos, habilitando la libre contratación de combustibles por parte de generadores eléctricos y evitando abusos de posición dominante.

Según se desprende del análisis del estudio jurídico Tavarone, Rovelli, Salim & Miani (TRSyM) sobre la normativa publicada en el Boletín Oficial, la Secretaría deberá asegurar mecanismos para mejorar el cobro de contratos con distribuidoras eléctricas y establecer criterios de remuneración para la generación térmica, incentivando la eficiencia en la compra de gas natural, GNL, gasoil y fuel oil.

La reforma fomenta la inversión privada en infraestructura de transporte.

También se avanzará con la transferencia progresiva de los contratos de energía suscriptos por CAMMESA a los distribuidores y grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) , y de los contratos de combustible firmados por CAMMESA a la oferta. Se prevé, además, la revisión de los Procedimientos del MEM (vigentes desde 1992) para su eventual derogación o reemplazo durante la transición regulatoria.

Modificaciones a la Ley 15.336

El Decreto 450 incluye la comercialización dentro de las actividades alcanzadas por la Ley 15.336. Las operaciones de compra y venta de electricidad serán tratadas como actos jurídicos de derecho civil y comercial. El artículo 11 refuerza que los gobiernos provinciales resolverán en todo lo referente al otorgamiento de autorizaciones y concesiones, y ejercerán las funciones de policía y atribuciones al poder jurisdiccional, sin perjuicio de su sujeción a las normas federales.

Se incorpora el artículo 12 bis, que determina que interfiere con los objetivos de la legislación federal y la libre circulación de energía eléctrica cualquier tributo de orden local que no retribuya servicios efectivamente prestados o que exceda su costo específico. También interfiere cualquier acto o norma de la autoridad concedente local que impida o restrinja el traslado del costo de adquisición de la energía eléctrica en el MEM a la tarifa de los usuarios finales.

Se mantiene la obligatoriedad de contar con una concesión del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) para el aprovechamiento de fuentes de energía hidroeléctrica de cursos de agua pública con potencias normales superiores a quinientos kilovatios, y para el ejercicio de actividades destinadas al servicio público de transporte y/o distribución de electricidad.

Las concesiones para el aprovechamiento hidroeléctrico deberán otorgarse por plazo fijo, con un máximo de sesenta años. El canon de regalía por estas concesiones no ingresará al Fondo Nacional de Energía Eléctrica. Las concesiones de servicio público de jurisdicción nacional establecerán un régimen que permita la libre comercialización y elección de proveedor por parte del usuario final.

Las concesiones hidroeléctricas podrán otorgarse a plazos de hasta 60 años

El Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE) se redefine como un órgano técnico y consultivo, dependiente de la Secretaría de Energía. Se establece una nueva composición bajo la presidencia de la Secretaría de Energía, integrada por representantes de CABA y cada provincia.

El Fondo Nacional de la Energía Eléctrica se integrará con un recargo del 2% por kWh sobre el precio que paguen los compradores del MEM, reembolsos de préstamos y otros aportes. Los recursos se distribuirán para obras de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión (19,86%), el Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales (60% deducido lo anterior), y el Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior (40% restante).

Modificaciones a la Ley 24.065

Se redefinen las políticas generales de la Ley 24.065, cuyos objetivos ahora contemplan promover la celebración de contratos a término de energía eléctrica , regular las actividades de transporte y distribución de electricidad basándose en los costos reales del suministro, y asegurar la libertad de elección de los consumidores de energía.

También se busca, establecer procedimientos ágiles para la operatividad de señales económicas que vinculen calidad con precio, promover la eficiente diversificación de la matriz energética y la incorporación de nuevas tecnologías, propiciar el comercio internacional de energía eléctrica, y alcanzar la autosuficiencia económico-financiera del sistema eléctrico.

Se incorporan nuevos actores al régimen del MEM: Usuarios-generadores (sujetos a la Ley 27.424 de generación distribuida) y otros participantes identificados por la reglamentación, incluyendo comercializadores y almacenistas. Los distribuidores mantienen la responsabilidad de abastecer a usuarios cautivos dentro de su zona de concesión y tienen la obligación de adquirir al menos el 75% de su demanda en el mercado a término.

Previa consulta con CAMMESA, podrá autorizar obras de transporte esenciales no contempladas en contratos en curso de ejecución si resultan técnica y económicamente esenciales para el funcionamiento del SADI. Se establece que la Secretaría podrá autorizar operaciones de importación y exportación de energía eléctrica mediante mecanismos ágiles, transparentes y competitivos, pudiendo rechazar operaciones por razones técnicas o económicas vinculadas con la seguridad del suministro nacional.

El nuevo artículo 39 bis indica que los contratos del Mercado a Término del MEM se ejecutan a través del SADI y son necesarios para el cumplimiento de los objetivos de la política nacional, por lo que todo acto o norma de autoridad local que los impida, obstaculice o encarezca, interfiere con el cumplimiento de aquellos.

Para el caso de tarifas de distribuidores, en el costo de adquisición de la electricidad en el MEM se considerará el precio de las compras del distribuidor en el mercado spot, el promedio ponderado de las efectuadas mediante contratos del Mercado a Término en procesos competitivos, el costo del transporte en alta tensión, y los servicios del sistema administrados por CAMMESA. Los distintos conceptos se discriminarán en la factura al usuario, la que no podrá incluir tributos de orden local o cargos ajenos a los bienes y servicios facturados.

, Ignacio Ortiz

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Vaca Muerta Sur: las petroleras consiguieron un préstamo por US$ 2000 millones para financiar la obra

La sociedad integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina, Tecpetrol y Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén, concretaron la firma de un préstamo sindicado por 2000 millones de dólares destinado a financiar la construcción del proyecto Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas que tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un país exportador de crudo a nivel global.

El financiamiento fue liderado por cinco bancos de primera línea internacional: Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan Santander e incluye la participación de un grupo de 14 bancos e inversores institucionales.

La operación

El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa de SOFR (Secured Overnight Financing Rate, una tasa de interés de referencia en los Estados Unidos que refleja el costo de los préstamos a un día garantizados por bonos del Tesoro) más 5,5%, lo que arroja un total aproximado de 10% anual en dólares.

A su vez, permitirá financiar el 70% del capital requerido para la obra. Esto es así ya que el 30% restante será aportado por los socios.

“La operación marca un hito histórico para el país ya que representa la reapertura del mercado internacional de Project Finance, cerrado desde 2019. Además, constituye el mayor préstamo comercial para la realización de un proyecto de infraestructura en la historia argentina y uno de los cinco más importantes en el sector petróleo y gas en América Latina”, destacaron desde la petrolera bajo control estatal.

A ello se suma el escenario en el que se logra obtener este financiamiento puesto que el acuerdo llega una semana después de que la jueza Loretta Preska ordenara transferir las acciones del Estado en YPF al fondo Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012, escenario que generó incertidumbre respecto a cómo continuarían las obras dedicadas a impulsar el potencial del shale de Vaca Muerta.

En la firma del préstamo estuvieron presentes Pablo Gamero; CFO Shell; Adolfo Zuberbuhler, CFO de Pampa Energía; Rodolfo Berisso, vicepresidente Ejecutivo de Administración y Finanzas de Pan American Energy; Federico Barroetaveña, CFO de YPF; Nancy Repetto, CFO Pluspetrol; Pablo Vera Pinto, Co Fundador y CFO de Vista Energy; Gerald Free, General Manager Business Performance & Finance de Chevron Argentina; Claudio Gugliuzza, presidente de Áreas Corporativas de Tecpetrol. Y también Juan Borchardt, presidente de Deutsche Bank; Facundo Gomez Minujin, CEO Argentina, Uruguay, Bolivia and Paraguay at JPMorgan Chase & Co; Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Juan O’ Connor, CEO Argentina Itau; Federico Elewaut, CEO at Citibank Argentina: Alejandro Butti, Chief Executive Officer & Country Head en Santander Argentina; Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

La obra

El proyecto ya está en construcción. Están en marcha los distintos frentes que posee la obra como son el oleoducto que conectará Allen con la terminal de exportación en Punta Colorada, en Río Negro; las plantas compresoras; la terminal portuaria; y la playa de almacenamiento. 

El objetivo que persiguen las compañías es que esta iniciativa entre en operación hacia fines de 2026. Tendrá una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027

“Esta es una obra estratégica para el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta y permitirá alcanzar el objetivo que tiene la industria de convertir a Argentina en un exportador global de energía”, destacaron desde YPF a través de un comunicado difundido en la mañana de este martes. 

, Redaccion EconoJournal

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Colombia ajusta la ronda eólica marina con más dudas que oferentes

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia publicó la Adenda N.º 7 del proceso competitivo permanente para el otorgamiento de permisos de ocupación temporal en áreas marítimas, destinado al desarrollo de proyectos de energía eólica offshore.

La nueva hoja de ruta incorpora ajustes sustanciales en el cronograma, habilitación de proponentes, validación de ofertas y condiciones contractuales, con el objetivo de facilitar el avance de la primera ronda eólica marina en el país. 

El proceso contempla la asignación de permisos de ocupación temporal sobre 69 áreas marítimas nominadas, con superficies de hasta 270 km² por proyecto, y requiere una potencia mínima de 200 MW por propuesta. Hasta el momento, ocho empresas han sido habilitadas por la ANH para participar, en una convocatoria que busca adjudicar al menos 1 GW de capacidad instalada, como primer paso hacia la meta nacional de 7 GW para 2040

La etapa de depósito de ofertas, inicialmente prevista para mayo de 2025, fue reprogramada mediante la Adenda N.° 7 para el 21 de agosto, y se espera que revele el grado real de interés del sector.

Los cambios fueron autorizados por el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Dirección General Marítima (DIMAR), e incluyen:

  • Extensión del plazo para presentar documentación de habilitación hasta el 28 de octubre de 2024 y publicación definitiva de habilitados para el 27 de diciembre del mismo año.
  • Depósito de ofertas a partir del 21 de agosto de 2025, seguido de un proceso de validación y evaluación técnica hasta el 22 de octubre.
  • Formalización de adjudicaciones entre noviembre de 2025 y febrero de 2026, con emisión del permiso de ocupación temporal por parte de DIMAR fijada para abril de 2026.

También se introdujeron reformas normativas orientadas a mejorar la certidumbre jurídica para los inversores. Entre ellas, el reconocimiento del derecho de renuncia sin penalidad por causas de inviabilidad técnica o económica no atribuibles al proponente, la revisión de exigencias documentales, la aclaración de los criterios evaluativos, y la modificación de la Curva S y de los hitos contractuales.

Pese a que estas adecuaciones responden a las observaciones de los participantes (desde 2023 manifestaban dificultades estructurales), la falta de definiciones en el calendario profundiza la incertidumbre en el sector.

Según explicó Liza Urbina, abogada especializada en regulación energética, “las empresas han realizado esfuerzos administrativos, presentado comentarios técnicos, y asumido inversiones, pero aún no hay adjudicación de ningún permiso”.

En diálogo con Energía Estratégica, la consultora subrayó que, si bien el gobierno promueve esta ronda como un componente central de su estrategia de transición energética, los avances concretos siguen sin materializarse.

Un repliegue silencioso 

La incertidumbre que rodea a la subasta offshore no es un hecho aislado. El segmento eólico en su conjunto —incluyendo proyectos onshore— atraviesa un proceso de repliegue que pone en duda las perspectivas de nuevas inversiones en el corto y mediano plazo.

“Empresas de gran escala están negociando su salida de Colombia. En onshore, también hay actores que buscan desinvertir o traspasar activos, incluso en etapas avanzadas de desarrollo”, señaló la especialista.

Entre los casos más significativos se encuentra Statkraft, que acordó con Ecopetrol la venta de una cartera de diez compañías de proyectos renovables en Colombia —incluyendo tres desarrollos eólicos con una capacidad combinada de hasta 750 MW distribuidos en La Guajira, Sucre, Córdoba, Caldas y Magdalena— como parte de su salida del mercado local.

A este cuadro se suma la reciente adquisición, también por parte de Ecopetrol, del proyecto eólico Windpeshi (205 MW) ubicado entre Uribia y Maicao, en La Guajira, que compró a Enel por USD 50 millones, con inversiones previstas por USD 350 millones hasta 2027

La pérdida de dinamismo del sector está asociada a factores internos y externos, como por ejemplo falta de permisos efectivos, ausencia de señales regulatorias claras y debilidad institucional como principales obstáculos. Mientras que nivel internacional, algunos bancos de inversión norteamericanos optaron por congelar o retirar financiamiento en mercados considerados de alto riesgo político.

“No habrá resultados efectivos en los plazos establecidos. El proceso ha estado marcado por múltiples adendas, ajustes a los pliegos, y cambios de enfoque institucional. Si bien se ha escuchado al sector, aún falta voluntad política para ejecutar lo pactado”, afirmó Urbina. 

Uno de los puntos críticos identificados por la consultora es la fragmentación inicial en la gestión del proceso. En una primera fase, DIMAR lideró la expedición de permisos sin contar con plena competencia técnica; posteriormente, la responsabilidad fue trasladada a la ANH, que adaptó mecanismos de adjudicación propios del sector hidrocarburos a un mercado sin trayectoria local, lo que generó exigencias normativas «desalineadas» con la realidad del sector.

Adicionalmente, el cronograma propuesto para cerrar la adjudicación en abril de 2026 coincide con un año electoral, lo cual —según los actores del mercado— introduce un riesgo adicional, ya que la percepción general es que un eventual cambio de administración podría alterar las prioridades institucionales o ralentizar la ejecución de los actos administrativos pendientes.

Pese al escepticismo, el sector reconoce que el proceso ha evolucionado. La inclusión de causales de renuncia, la reducción de penalidades, y la claridad en los criterios técnicos representan avances significativos.

No obstante, la conclusión compartida por los consultores es que la ejecución será viable solo si se estabilizan los canales institucionales y se cumple el cronograma sin más dilaciones.

“Las empresas han sido proactivas, pero esto solo se materializa si el Estado actúa con rigor técnico y deja de introducir modificaciones sobre la marcha. Cumplir el cronograma es la única forma de recuperar la confianza”, remarcó la abogada especializada en regulación energética

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Crece el sector solar en Perú: hay más de 16 GW en tramitación y construcción

Perú  se posiciona como uno de los mercados con mayores expectativas de crecimiento en energías renovables dentro de América Latina. De acuerdo con el mapa de proyectos publicado por la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), el país suma 16.314 MW (16,31 GW) de capacidad solar entre proyectos en tramitación, revisión técnica, y construcción.

La cifra refleja el creciente interés por parte de los desarrolladores y la confianza en la evolución de la política energética peruana. Aunque aún falta consolidar normativas clave para destrabar inversiones, el volumen técnico de iniciativas revela el interés de mercado y las oportunidades que se abren con la reciente modificación de la Ley N° 28832.

El análisis del mapa de SPR muestra una concentración regional clara: la macrorregión sur lidera la cartera. Departamentos como Moquegua, Arequipa y Tacna reúnen la mayor parte de los proyectos utility scale, dado su alto nivel de radiación solar, disponibilidad de terrenos y cercanía con infraestructura eléctrica existente.

Proyectos como Rubí V (662,95 MW), Moquegua (675 MW), Illari (424 MW) y Valladolid (400 MW) se ubican en estas zonas. Además, múltiples desarrollos en etapa de revisión se perfilan como apuestas estratégicas en la región sur andina.

El mapa empresarial

El ecosistema solar en Perú presenta un grupo definido de actores que lideran la expansión del sector por volumen acumulado de potencia en desarrollo. A la cabeza se encuentra Enel Green Power Perú, que suma 4.969,6 MW en su portafolio, a partir de proyectos como Rubí III, IV y V, Cuna del Sol, Ruta del Sol, Wayra Solar y Atoi.

Le sigue Kallpa Generación, con 985 MW, impulsados por proyectos como Sunny, Ocoña y San Joaquín. En tercer lugar se ubica Ignis Partners, con 800 MW, distribuidos en desarrollos como Alba Solar, Blanca Solar y Coral

También destacan Verano Capital Perú, con 710 MW en distintas fases, y Solarpack, con 611 MW

Por su parte, Blaud Energy Perú alcanza los 597,4 MW. Completa el grupo Engie Energía Perú, que totaliza 432 MW con proyectos como Hanaqpampa, Expansión Intipampa y Ruphay.

Además, se destacan iniciativas de compañías como Ibereólica, EDF, Lader Energy, Fénix Power, Viridi RE y Orazul Energy, cuyos proyectos oscilan entre los 30 MW y 300 MW, aportando diversidad tecnológica y regional al panorama de generación fotovoltaica en Perú.

Megaproyectos: el salto hacia escalas industriales

Dentro del universo solar peruano, una docena de proyectos supera los 300 MW, lo cual evidencia una evolución hacia plantas de gran escala con potencial exportador o de abastecimiento regional.

Entre ellos destacan:

  • Moquegua – Ibereólica Solar: 675 MW
  • Rubí V – Enel Green Power Perú: 662,95 MW
  • Quyllur – Enel Generación: 502 MW
  • Sumac Nina I – Enel Green Power: 446,8 MW
  • Illari – Enel Green Power: 424 MW
  • Coral – Ignis Partners: 403 MW
  • Valladolid – Oryx Power: 400 MW

La presencia de estas centrales demuestra que el país está en condiciones de asumir proyectos de gran escala si se consolidan mejoras regulatorias y condiciones de conexión a red.

La mayoría de los proyectos listados se encuentran en etapa de «En revisión» ante organismos como OSINERGMIN o el MINEM, lo que implica que están en búsqueda de autorizaciones técnicas y viabilidad comercial. En menor medida, algunos figuran como «Aprobados», con cronogramas de entrada en operación previstos hasta 2029.

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Generadoras de Chile identifica cinco ejes normativos que tensionan el desarrollo de las renovables de Chile

La agenda regulatoria del Gobierno de Chile para el segundo semestre de 2025 concentra una serie de iniciativas que preocupan al sector eléctrico, entre ellas, un proyecto de ley para subsidiar las cuentas eléctricas (en debate en el Senado) y el anteproyecto de descarbonización acelerada, anunciado semanas atrás por el presidente Gabriel Boric.

Bajo ese panorama, el director ejecutivo de la Asociación Gremial Generadoras de Chile, Camilo Charme, advirtió sobre los elementos de la agenda normativa que ponen en jaque el avance técnico, económico y regulatorio de la transición energética del país.

Entre los puntos más controversiales se encuentra el proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos. Desde el gremio, cuestionan profundamente su estructura, de manera que no comparten la filosofía del concepto denominado ‘principio de autocontención de los sectores’ y rechazan que se pretenda cubrir parte del financiamiento de los subsidios mediante utilidades del sector privado o nuevos impuestos. 

A eso se suma la presentación de antecedentes económicos a la Comisión de Minería y Energía del Senado, donde la asociación demostró que, con lo acumulado en las leyes de estabilización anteriores –cerca de USD 80.000.000– más la recaudación del IVA – ronda en USD 80.000.0000- ya sería posible cubrir a los 2.000.000 de hogares beneficiarios sin nuevas intervenciones.

Otro eje que genera alerta es la disposición del proyecto que afecta a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). La norma plantea que estos abastezcan por 500 GWh a una bolsa de energía a precio preferente para MyPyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales. 

“No estamos de acuerdo con la modificación de contratos ya suscritos, particularmente respecto a la Bolsa PyME, con la que se suspende la capacidad de ciertos contratos, legítimamente adjudicados por el estado de Chile, para congelar la capacidad de entregar energía y pasarla a otro grupo de empresas”, indicó Charme en diálogo con Energía Estratégica. . 

Por otro lado, recientemente se anunciaron doce proyectos de modificación reglamentaria, pero para la industria eléctrica la atención se centra en tres prioritarios: DS N°125/2017 (reglamentos de coordinación y operación del sistema eléctrico), reglamentación de la Ley de Transición Energética y aquel orientado al DS N°88/2019 (medios de generación de pequeña escala).

Para Charme, el primero debe reformularse con intervenciones quirúrgicas dado el escaso tiempo que resta de mandato, a fin que la regulación de los sistemas BESS esté bien abordada, cómo se operarán y cuáles serán las señales de precio. Por ello, considera prioritario concentrarse en una redacción reglamentaria robusta y específica, en lugar de avanzar en múltiples áreas sin la profundidad necesaria. 

“Para los reglamentos derivados de la ley de transición energética, es importante que queden claras las reglas para la modificación del artículo N°102, que permite a las empresas de generación proponer  mejoras y ampliaciones de los sistemas de transmisión a su costo y cargo. Está muy bien hasta que el VAT del sistema sea socialmente positivo y en ese momento esas infraestructuras pasen a ser parte de la planificación y se paguen por las reglas dadas de planificación”, apuntó el director ejecutivo.

Mientras que a nivel de generación distribuida, planteó que los sistemas medianos deben mejorar su integración operacional, pasando del autodespacho a un régimen de despacho centralizado, lo que implicaría inversiones en sistemas de comunicación y monitoreo, y una adecuación a estándares de eficiencia y seguridad bajo “principio de igualdad” ante la ley para todos los generadores.

Además, el especialista cuestionó la continuidad del precio estabilizado como incentivo. “Cuando los PMGD eran un porcentaje menor y no tenían capacidad de contratación, se entendía el incentivo, pero hoy en día sí tienen capacidad de contratación. Lo más sano es una vía para regularizar su situación y entren a los sistemas de contrato, ya sea para clientes regulados, clientes libres o venta de energía en el mercado spot”. 

Anteproyecto de ley para la descarbonización acelerada

El quinto eje crítico identificado por Generadoras de Chile es el anteproyecto de ley de descarbonización acelerada, anunciado recientemente por el presidente Gabriel Boric, que busca adelantar el retiro de generación a carbón al año 2035, o incluso antes. 

“Uno se pregunta por qué en Chile seguiremos insistiendo en el concepto de acelerar la descarbonización, cuando el país tiene más del 70% de sus fuentes de energías renovables, además que un tercio de las centrales a carbón ya han sido retiradas y que para el 2026 se espera que la proporción ascienda a dos tercios”, sostuvo.  

Desde la perspectiva del gremio, la transición energética ha cumplido ampliamente sus objetivos de penetración renovable y diversificación tecnológica, pero ha dejado rezagadas las condiciones de seguridad operativa del sistema eléctrico.

“Lo que necesitamos es analizar qué tecnología nos permite sacar máquinas rotativas para darle seguridad de condiciones de inercia y control de frecuencia al sistema”, enfatizó Charme, a la par que criticó la falta de señales claras sobre las tecnologías que cumplirán esa función de respaldo y sobre los esquemas de mercado que permitirán su inserción. 

“El anteproyecto de ley tiene mucho voluntarismo y poco análisis concreto de la realidad actual de Chile. Sumado a que el Gobierno quiere presentarlo en julio ante el Congreso para aprobar en octubre y el sistema chileno no debe correr el riesgo de aprobar un PdL en tres meses, hecho que nunca ocurrió”, añadió.

En consecuencia, el sector eléctrico chileno se enfrenta así a una agenda normativa ambiciosa pero riesgosa, donde el equilibrio entre la aceleración del cambio y la solidez técnica y jurídica del marco regulatorio será decisivo para garantizar la sostenibilidad de las renovables en el mediano y largo plazo.

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ANEEL de Brasil confirmó que el reglamento de baterías se publicará durante el segundo semestre del 2025

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) reveló que la regulación de sistemas de almacenamiento y plantas reversibles se publicará durante el transcurso del presente año, a fin de lograr un mayor desarrollo y crecimiento del sector eléctrico del país.

Así lo confirmó Daniel Cardoso Danna, director de ANEEL, durante la audiencia pública de la Cámara de Diputados sobre la inserción de sistemas de almacenamiento de energía en la red. 

“El reglamento abordará el acceso y uso de la red en forma de contratos y montos, cómo se insertan los sistemas de almacenamiento en la matriz, el pronóstico normativo, remuneración, posibilidad de ingresos. Es decir, las directrices reglamentarias para situaciones futuras, como las subastas de capacidad y las subastas de sistemas aislados”, aclaró. 

“El estándar de la directriz de subastas es muy importante, o al menos para brindar seguridad en relación con estos próximos pasos”, agregó. 

Y cabe recordar que el pasado 30 de enero finalizó la segunda etapa de la consulta pública N°39/2023, por lo que ANEEL aún analiza todos los aportes del sector para componer la nota técnica correspondiente, que en esta oportunidad se centrará en los modelos de negocio de las tecnologías mencionadas y las aplicaciones para mitigar los vertimientos renovables.

Además, habrá una segunda ronda de debate tras la aprobación de los resultados enfocada en el tratamiento regulatorio de los sistemas BESS y centrales reversibles como activos de la red de transmisión y distribución y cómo esos proyectos pueden mitigar restricciones del sistema eléctrico nacional.

Mientras que la tercera ronda prevista estará dedicada a los proyectos como servicios auxiliares, y se prevé que todas las fases concluyan hacia el año 2028. 

De todos modos, es preciso rememorar que, recientemente, diversas asociaciones de Brasil alertaron por la demora de la subasta de almacenamiento mediante una carta enviada al Ministerio de Minas y Energía.

El documento enfatiza que la subasta no depende de la publicación del reglamento de baterías, que actualmente está siendo analizado por la ANEEL, sino que consideran que las baterías ya están listas para suministrar nueva energía al sistema con un menor costo total para el consumidor y evitar vertimientos renovables.

Esto no significa que no se requiera una normativa para regular los sistemas BESS en sus diversas aplicaciones, sino que se remarca la relevancia de realizar la “LRCAP Almacenamiento” en un plazo acorde a los compromisos de desarrollo sostenible del país. 

Incluso, se vislumbra que la subasta de baterías tenga como objetivo el inicio de suministro el 1 de julio de 2029, con contratos PPA por un plazo de 10 años mediante sistemas BESS de, al menos, 30 MW de potencia y con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas.

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La Asociación Argentina de Energía Eólica evoluciona y nace la Alianza Argentina para la Transición Energética

Tras 29 años de trayectoria dedicada a impulsar la energía eólica en el país, la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) anuncia su transformación en una nueva entidad con alcance ampliado y visión integradora: la Alianza Argentina para la Transición Energética (ALTEA).

Este paso adelante representa una evolución natural del trabajo iniciado por el Prof. Dr. Erico Spinadel, fundador y referente indiscutido del desarrollo eólico en Argentina, cuya visión ética, innovadora y colaborativa continúa iluminando nuestro rumbo.

La decisión responde a la convicción de que la transición energética es hoy un desafío transversal, que requiere actuar de manera articulada sobre tres pilares fundamentales: energía, gas y transporte. Esta transformación institucional permite ampliar la misión, profundizar el impacto y fortalecer el rol de Argentina como protagonista en la construcción de un modelo energético sostenible, justo y competitivo.

Una nueva identidad para un desafío mayor

La Alianza Argentina para la Transición Energética nace con el propósito central de impulsar la transición energética integral de la Argentina, promoviendo el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados, y fomentando activamente la desfosilización del carbono mediante la valorización del CO2 biogénico, con el objetivo de avanzar hacia una economía neutra en emisiones.

Basado en un enfoque sustentado en tres pilares, la misión de ALTEA se estructura sobre tres ejes estratégicos que constituyen la base de la transición energética moderna:

  • Energía: Impulsar la electrificación renovable y la descarbonización de la matriz eléctrica a través de fuentes limpias como la solar, la eólica y el almacenamiento inteligente.
  • Gas: Promover la transformación del gas natural mediante el desarrollo de gases renovables, la captura y reutilización de CO₂ biogénico, y su integración con vectores como el hidrógeno.
  • Transporte: Acelerar la reconversión de la movilidad, apostando a la electromovilidad, los biocombustibles avanzados y los combustibles sintéticos, como el metanol verde, producido a partir de hidrógeno verde y CO₂ biogénico proveniente de fuentes sostenibles (residuos agrícolas, plantas de celulosa, bioetanol, entre otros).

Con una visión de futuro para Argentina y la región, ALTEA se proyecta como una organización de referencia regional, con la visión de posicionar a Argentina como un polo estratégico de producción, innovación y exportación de:

  • Hidrógeno verde,
  • Combustibles sintéticos desfosilizados,
  • Tecnologías limpias que integren carbono biogénico capturado de procesos industriales sostenibles.

ALTEA busca contribuir a la descarbonización global, al desarrollo económico sustentable, a la inclusión social y a la seguridad energética nacional, con una mirada integral de economía circular y carbono neutral.

Valores que inspiran

Esta nueva etapa se funda en principios sólidos que reflejan la identidad institucional y los valores que inspiran a ALTEA:

  • Sostenibilidad: Fomentamos soluciones que sustituyan el carbono fósil por carbono renovable, priorizando el aprovechamiento del CO₂ biogénico.
  • Innovación: Impulsamos el desarrollo de tecnologías como la electrólisis, la captura y valorización de CO2, y nuevas formas de almacenamiento y distribución.
  • Colaboración: Articulamos esfuerzos entre el sector público, privado, la academia y actores internacionales.
  • Transparencia: Actuamos con ética, claridad y responsabilidad institucional.
  • Inclusión y desarrollo social: Apostamos al empleo verde, la formación técnica y el acceso equitativo a energía limpia.
  • Liderazgo: Ejercicio de un rol activo y transformador en el escenario energético argentino.
  • Responsabilidad: Gestión los recursos naturales con eficiencia y visión de largo plazo, promoviendo un sistema energético desfosilizado y justo.

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Ecogas presentó el primer reporte de sustentabilidad de sus distribuidoras de gas

Ecogas anunció la publicación del primer Reporte de Sustentabilidad de las dos Distribuidoras de Gas que la marca engloba: Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana. “Se trata de un hito que marca un paso clave en su compromiso de seguir gestionando con responsabilidad y transparencia”, destacaron desde la firma.  

Este primer reporte rinde cuenta de la gestión durante 2024 de los aspectos económicos, sociales y ambientales. Compromiso, integridad, responsabilidad social, excelencia y agilidad, valores institucionales definidos mediante un proceso participativo, son los pilares que fortalecen el accionar de Ecogas, lo que se refleja en la calidad de la gestión, remarcaron desde la compañía.

“Hoy, con la mirada puesta en lo que viene, Ecogas asume nuevos desafíos en la gestión de la sustentabilidad. Este primer Reporte es solo el comienzo y refleja el compromiso de seguir creando valor sostenible, clave para el desarrollo de la región y su gente. Lo hará, como siempre, trabajando en equipo”, expresaron.

Resultados

Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana son las licenciatarias del servicio de distribución de gas natural por redes en las provincias de Córdoba, Catamarca y La Rioja y San Juan, San Luis y Mendoza. Entre los principales resultados de los reportes de sustentabilidad se destacan el ingreso de Distribuidora de Gas del Centro al Régimen de Oferta Pública, con la cotización de sus acciones en Bolsas y Mercados Argentinos,  donde Distribuidora de Gas Cuyana se encuentra  cotizando desde hace más  de 25 años; y la conformación de nueva macroestructura  organizativa, con la  designación de la  primera CEO mujer.

También, más de 1.200 nuevos kilómetros de redes y gasoductos; 12.292 kilogramos de residuos reciclados; la nueva aplicación móvil para asistir a las cuadrillas en tareas de prevención y corrección; los 1.463.427 de clientes totales y los 21.243 nuevos clientes que se sumaron en 2024.

“A lo largo de este tiempo, la compañía ha adquirido un profundo conocimiento del sector, optimizando recursos y mejorando de forma constante la calidad de su prestación. Con compromiso y responsabilidad, logró gestionar con éxito diversos desafíos, siempre cuidando a la comunidad y a los recursos en cada lugar donde opera. Llevar energía limpia a más personas es contribuir a su calidad de vida, promoviendo el desarrollo económico y social”, concluyeron desde Ecogas.

, Redaccion EconoJournal

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Una start-up del Grupo Techint aseguró US$ 27 millones para construir una planta piloto de hidrógeno turquesa en México

Tulúm Energy, una start-up del Grupo Techint que busca desarrollar tecnologías para la producción de hidrógeno turquesa, cerró con éxito una ronda inicial de financiamiento de riesgo por US$ 27 millones. Los fondos obtenidos en esta ronda se destinarán a la construcción de la planta piloto de Tulum Energy en Pesquería, México, dentro del complejo industrial de Ternium, productor líder de acero en América Latina.

La operación de financiamiento fue liderada por CDP Venture Capital, a través de su Fondo de Transición Verde, y TDK Ventures, con la participación de un consorcio internacional de inversores, incluidos TechEnergy Ventures, MITO Technology, a través de su fondo MITO Tech Ventures, y Doral Energy-Tech Ventures.

TechEnergy Ventures es el fondo de incentivo a las nuevas tecnologías de la petrolera Tecpetrol. Este fondo es accionista de Tulum Energy y construyó la compañía a partir de un concepto desarrollado por Tenova, referente global en el suministro de hornos de arco eléctrico y soluciones de hierro de reducción directa (DRI en inglés) preparados para hidrógeno.

El jefe de Inversores de TechEnergy Ventures, Alejandro Solé, ya había adelantado la intención de desarrollar una planta de hidrógeno turquesa en México en una entrevista concedida a EconoJournal en el CERAWeek 2025.

Solé afirmó que la start-up Tulúm podría replicar una planta en la Argentina, a fin de “poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrógeno”.

Hidrógeno turquesa

Tulum Energy está a la vanguardia del desarrollo de una tecnología revolucionaria de pirólisis del metano, un proceso químico que consiste en producir hidrógeno turquesa (limpio) y carbono sólido utilizando gas natural o biogás como materia prima, sin emisiones de CO2.

La pirólisis del metano supera las limitaciones económicas y de infraestructura del hidrógeno verde y azul en la producción industrial de hidrógeno descarbonizado. “Nuestra tecnología se destaca por la combinación sin precedentes de un alto nivel de escalabilidad con una eficiencia energética excepcional”, señaló Massimiliano Pieri, CEO de Tulum Energy.

“Nos permite ofrecer a los grandes consumidores industriales, tales como refinerías, productores de amoníaco y plantas químicas, un hidrógeno realmente competitivo, incluso sin depender de créditos fiscales ni incentivos”, añadió.

Con respecto a la elección del complejo industrial de Ternium en México para radicar la planta piloto, Pieri subrayó la importancia de esta elección. “Tienen un interés directo en emplear tanto nuestro hidrógeno en la producción de hierro de reducción directa (DRI), como potencialmente nuestro carbono sólido en otras aplicaciones industriales críticas. Lo más importante es que ellos poseen la infraestructura robusta necesaria para escalar nuestra tecnología sin contratiempos”, analizó.

La compañía también lanzará la filial italiana de Tulum Energy, con sede en Milán, que aprovechará la cadena de suministro y el talento de la manufactura italiana, y actuará como centro neurálgico para las actividades de investigación, desarrollo e ingeniería, tanto de la planta piloto como de las futuras instalaciones comerciales que Tulum Energy desarrollará.

, Nicolás Deza

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Modifican la Ley de Inversiones Mineras y del Banco Nacional de Información Geológica

En el marco de las facultades delegadas a través de la Ley de Bases, el Gobierno Nacional modificó mediante el Decreto 449/25 las leyes 24.196/1993 (de Inversión Minera), y 24.466/1995 (Banco Nacional de Información Geológica), con el fin de “adecuar funciones de la Secretaría de Minería que imponían cargas burocráticas que carecían de racionalidad o de una adecuada proporcionalidad con los fines que las normas ahora modificadas procuraban alcanzar”, comunicó Minería.

Una de las modificaciones más importantes es que se agilizó el trámite de verificación de las inversiones realizadas y proyectadas por una empresa.

Los formularios que estaban vigentes contenían más de 1.000 campos de datos para completar, en los cuales 80 % de la información requerida no tenía respaldo legal, se indicó.

“A partir de ahora, el beneficiario deberá presentar un informe sobre las inversiones pasadas elaborado por un profesional independiente, optimizando así las tareas de control de la autoridad de aplicación y eliminando carga administrativa”, se definió.

Por otro lado, con la modificación del texto del artículo 10, se acotarán significativamente los tiempos que le lleva a la Secretaría de Minería otorgar un certificado de estabilidad fiscal a la empresa que lo solicite. Hasta hoy, este trámite llevaba un tiempo promedio de un año.

El certificado se emitía con las contribuciones tributarias y tasas aplicables a cada proyecto en las distintas esferas gubernamentales, de orden nacional, provincial y municipal, que cada una de ellas debía remitir a la Secretaría de Minería, lo que dilataba el proceso. Ahora resulta suficiente que el certificado indique expresamente la fecha en que se consagra la estabilidad fiscal.

Con el fin de reducir la intervención estatal y maximizar la eficiencia en la gestión pública, se corrigió la superposición de tareas entre la Secretaría de Minería y el Servicio Geológico Minero Argentino (SEGEMAR) en lo que respecta al procesamiento de datos geológicos, poniendo bajo la órbita del SEGEMAR el Banco Nacional de Información Geológica creado por la Ley 24.466.

Dicho organismo tiene las herramientas para cumplir con esta tarea, que también realizaba habitualmente, se indicó.

A partir de ahora, los inscriptos en el Régimen de Inversiones Mineras deberán aportar a la autoridad de aplicación la información geológica de superficie de las áreas exploradas y esta se incorporará al Banco de Datos del SEGEMAR, cuyo objetivo es el de registrar para consulta pública toda información geológica del territorio nacional.

La Ley 24.196, de Inversiones Mineras, busca promover el desarrollo de la actividad minera en Argentina, estableciendo un régimen de fomento que ofrece incentivos a las inversiones en este sector mediante la estabilidad fiscal, algunos beneficios impositivos y facilidades en la importación de bienes y servicios.

Aspectos destacados de la Ley:
La ley crea un marco legal específico para la actividad minera, regulando las inversiones y estableciendo beneficios para quienes desarrollen proyectos.
Uno de los principales incentivos es la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, lo que significa que las empresas mineras no verán incrementada su carga tributaria original durante ese tiempo.
La ley prevé beneficios como la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones.

Se establecen beneficios para la importación de bienes de capital, equipos e insumos necesarios para la actividad minera, con exenciones de derechos de importación y otros gravámenes.

Para acceder a los beneficios, las empresas deben inscribirse en el Registro de Inversiones Mineras, a cargo de la Secretaría de Minería de la Nación.

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La Big Beautiful Bill: Estados Unidos redefine su estrategia energética

Con la firma de la Big Beautiful Bill, el gobierno de Donald Trump dejó en claro hacia dónde quiere orientar el futuro energético de Estados Unidos. La ley, firmada el 4 de julio, desarma gran parte de los mecanismos fiscales que favorecieron la transición energética impulsada por el gobierno del ex presidente Biden, y propone un marco nuevo centrado en capacidad instalada nacional y reducción de la dependencia de China.

El paquete es extenso y toca múltiples sectores, pero el impacto más inmediato y estructural se da en el energético. Se eliminan o restringen incentivos clave para renovables, se apuesta fuerte por nuclear e hidrocarburos.

Incentivos bajo revisión

La ley modifica los principales beneficios fiscales que habían sido establecidos en la Inflation Reduction Act de 2022. En términos prácticos, eso significa que proyectos de energía solar, eólica o almacenamiento eléctrico solo podrán acceder a los descuentos impositivos federales si comienzan su construcción antes de julio de 2026 y entran en operación antes de fines de 2027. Estos beneficios estaban diseñados para estimular la producción de electricidad con baja emision de c02 y, en muchos casos, podían representar entre un 30 % y un 50 % de ahorro sobre el costo total del proyecto.

Después de ese plazo, cualquier desarrollo que utilice componentes fabricados por entidades consideradas “de preocupación extranjera” (una categoría que incluye a muchas compañías chinas) queda automáticamente excluido. Esto afecta directamente a las cadenas de suministro de tecnologías como los paneles solares, baterías,turbinas eólicas,  etc. donde la participación china es dominante.

Por otro lado, la ley introduce restricciones al mecanismo de transferencia de beneficios fiscales, que permitía a las empresas vender esos créditos a terceros —por ejemplo, a fondos de inversión— para financiar parte del proyecto sin necesidad de contar con una gran carga tributaria propia. Este mecanismo había sido clave para movilizar capital privado en proyectos limpios a gran escala. A partir de 2027, esa posibilidad se limita en sectores como la manufactura de componentes para energías renovables, lo que debilita el atractivo de instalar fábricas de baterías, paneles u otros productos asociados a “energías limpias”.

Qué se promueve

Mientras se recortan los incentivos para renovables, la ley extiende beneficios para proyectos nucleares e hidrocarburiferos a 2033. También se reformula el programa de reinversión en infraestructura energética para priorizar proyectos que puedan aportar oferta firme y previsible. Esto apunta a gas, principalmente, aunque el crecimiento en esa área está limitado por los cuellos de botella en la cadena de fabricación, almacenamiento y distribución.

Además, se revocan fondos de programas de electrificación, eficiencia energética, redes de transmisión y financiamiento de innovación, y se elimina el Loan Programs Office (ente encargado de proveer fondos a proyectos y “start-ups” al sector renovables) del Departamento de Energía.

Cambio de enfoque

Para la administración Trump, el objetivo declarado es recuperar el control industrial y evitar depender de proveedores extranjeros en sectores críticos. los cambios introducidos en la OBBBA buscan fortalecer la base manufacturera nacional y garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico en un contexto de alta demanda.

Pero para buena parte de la industria energética, especialmente la que apostó por desarrollos renovables y cadenas locales de suministro, el nuevo marco introduce incertidumbre fiscal, riesgo regulatorio y pérdida de competitividad. Empresas que habían planificado nuevas fábricas en EE.UU. para aprovechar los beneficios de la IRA están revisando inversiones o paralizando proyectos.

La matriz americana y el “there and back again…”

La ley genera un reacomodamiento de incentivos que afecta también al posicionamiento global de EE.UU. Hasta ahora, el país venía atrayendo capital extranjero: europeo, coreano, japonés, interesado en fabricar componentes para baterías, vehículos eléctricos o paneles solares en territorio norteamericano. Con las nuevas reglas, parte de ese flujo se puede desviar hacia otras regiones, como el sudeste asiático o Europa, donde todavía se mantienen incentivos estables.

La pregunta de fondo es si el recorte de créditos fiscales, incluso con un plan de sustitución nacional, logrará fortalecer la seguridad energética o si, por el contrario, podría dejar a EE.UU. más expuesto a las mismas cadenas globales que busca evitar. Ya lo dijo Hillary Clinton en su primer debate con trump en 2016, las renovables son de interes nacional, no por agendas verdes o cubrir demanda, sino para no quedarse atras y perder mercados.

La ley apuesta por una matriz más firme, menos dependiente del clima y más integrada al aparato industrial doméstico. Pero lo hace a costa de reducir herramientas que habían generado dinamismo, empleo y atracción de inversión en sectores estratégicos. En un mundo que compite por posicionarse en la transición energética, la BBB implica un fuerte golpe a la “agenda verde” americana 

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La OPEP+aumentará la producción diaria de petróleo a partir de Agosto

La OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, aumentará en 548.000 barriles diarios (bd) su oferta de petróleo a partir del 1 de agosto, un volumen superior en 137.000 bd al de los tres meses anteriores y al que se esperaba en los mercados.

Ocho de los veintidós países de la entente (Arabia Saudí, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán) decidieron acelerar, por segunda vez, el ritmo con el que están devolviendo al mercado los 2,2 millones de barriles diarios (mbd) que retiraron en 2023 de forma voluntaria y adicional a otras reducciones de todo el grupo.

“Los ocho países participantes implementarán un ajuste de producción de 548.000 barriles diarios en agosto de 2025, a partir del nivel de producción requerido para julio de 2025”, señalaron los ministros del sector de las citadas naciones en la nota.

Al igual que en los tres meses anteriores, el grupo prevé un aumento de la demanda de petróleo a pesar de la incertidumbre económica.

El recorte total que están deshaciendo ‘los Ocho’ es adicional al de 3,66 mbd que la OPEP y sus diez naciones aliadas mantienen vigente hasta el 31 de diciembre de 2026.

Los tres socios de la OPEP Venezuela, Irán y Libia están exonerados de estos compromisos debido a las limitaciones involuntarias que afrontan sus industrias petroleras por diversas causas, desde sanciones hasta conflictos armados.

La decisión de hoy llega en un momento de gran volatilidad de los “petroprecios”, con fuertes oscilaciones que reflejan altibajos vinculados a múltiples conflictos, desde la guerra arancelaria hasta las tensiones bélicas en Medio Oriente y en Ucrania.

Tras el estallido de la llamada ‘Guerra de los 12 días’ entre Israel e Irán a mediados de junio, los ‘petroprecios’ se dispararon más del 12%, hasta rozar los 80 dólares el barril, pero luego, tras un alto el fuego entre las partes, volvieron a la baja.

El crudo Brent, de referencia para Europa, cerró la semana a 68,30 dólares por barril, con un retroceso del 0,73% respecto al cierre del jueves.

Los ministros de ‘los Ocho’ volverán a reunirse el 3 de agosto para revisar la situación y fijar el nivel de su oferta petrolera a partir de septiembre.

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Activan decreto que promueve una reforma estructural del sector eléctrico

A través del Decreto 450/2025, que aprueba las adecuaciones a las leyes 15.336 (Régimen de Energía Eléctrica) y 24.065 (Marco Regulatorio Eléctrico), el Gobierno Nacional definió las bases jurídicas para una reforma estructural del sector eléctrico que tendrá al sector privado como actor clave .

Este decreto, dictado en el marco del artículo 162 de la Ley de Bases “permitirá avanzar en el proceso de lograr un mercado eléctrico competitivo, abierto y transparente”, comunicó la Secretaría de Energía. Para concretar dicha reforma se estableció un período de transición de 24 meses-

Durante 20 años, el Estado había gastado más de 105.000 millones de dólares en sostener un sistema eléctrico ineficiente, manipulado y cerrado, que había desincentivado a la inversión. Esa etapa concluyó y comenzó una nueva basada en la libertad, la competencia y en asegurar el suministro a largo plazo con mayor eficiencia, argumenta la comunicación oficial.

“El gobierno Nacional le devuelve al sector eléctrico su verdadera esencia: una industria basada en la inversión privada, la autosuficiencia económico-financiera, las señales de mercado y la libertad de elección”, puntualizó una declaración oficial que respalda el nuevo decreto.

Las principales transformaciones que impulsa el decreto son:
● Se habilita la apertura total al comercio internacional de energía eléctrica, con reglas claras y previsibles. El Estado solo podrá objetar operaciones por razones técnicas o de seguridad del suministro.
● Se restablece y fortalece la posibilidad de celebrar contratos de compraventa entre privados, revirtiendo lo establecido en 2013, para promover previsibilidad, estabilidad en el abastecimiento e inversiones de largo plazo.
● Se ratifica la libre elección del proveedor por parte de los usuarios finales, garantizando que los consumidores puedan decidir con quién contratar su energía, sin obstáculos regulatorios ni trabas operativas.
● Se introducen mecanismos regulatorios para que el usuario sepa qué paga. Su factura no podrá incluir tributos de orden local ni cargos ajenos a los bienes y servicios efectivamente facturados.
● Se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.

“De manera coordinada con el proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que lleva adelante la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, el decreto fija un período de transición de 24 meses, durante el cual se deberá adecuar toda la normativa complementaria y garantizar una implementación gradual, ordenada y previsible de esta transformación”, se puntualizó.

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El Gobierno reglamentó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad

El Gobierno Nacional oficializó, mediante el Decreto 452/2025, la constitución del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENARGYE), en cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 161 de la Ley de Bases 27.742.

Este nuevo organismo unifica las funciones hasta ahora desempeñadas por el Ente Regulador del Gas (ENARGAS) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), “con el objetivo de mejorar la eficiencia del Estado, modernizar la regulación y optimizar el uso de los recursos públicos”, comunicó la Secretaría de Energía.

Al respecto se argumentó que “la creación del Ente único permitirá eliminar estructuras duplicadas y fortalecer la coordinación regulatoria sobre servicios públicos esenciales como el gas natural y la electricidad”.

“El proceso de transición contempla la continuidad operativa de las estructuras existentes hasta tanto se apruebe la organización definitiva del nuevo Ente, asegurando así la estabilidad institucional y la calidad del servicio”, se indicó.

El ENARGYE funcionará en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y llevará a cabo todas las medidas necesarias para cumplir las misiones y funciones asignadas por las Leyes marco 24.076 y 24.065 al ENARGAS y al ENRE, respectivamente.

El ENARGYE deberá comenzar a funcionar dentro de los 180 días corridos desde la publicación del decreto ya oficializado, para lo cual deberá estar debidamente conformado su Directorio.

Hasta tanto el ENARGYE apruebe su estructura orgánica mantendrán su vigencia las actuales unidades organizativas del ENARGAS) y del ENRE y las responsabilidades, competencias y funciones asignadas en el marco legal y reglamentario vigente, a fin de mantener el adecuado funcionamiento operativo del Ente regulador.

El nuevo Ente gozará de autarquía, independencia funcional y presupuestaria; como asítambién de plena capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público y privado. Su patrimonio estará constituido por los bienes que se le transfieran y los que adquiera en el futuro por cualquier título. Tendrá su sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El ENARGYE deberá aprobar su estructura organizativa, será dirigido y administrado por un Directorio integrado por 5 miembros, uno de los cuales será el Presidente, otro el Vicepresidente y los restantes serán Vocales, designados todos ellos por el Poder Ejecutivo Nacional.

A los efectos de la designación de los miembros del Directorio del Ente, la S.E. conducirá el proceso de selección que garantice que la elección se realice entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la industria del gas y de la electricidad.

Sus mandatos durarán 5 años y podrán ser renovados en forma indefinida. Cesarán en sus mandatos en forma escalonada cada año. Al designar el primer Directorio, el Poder Ejecutivo establecerá la fecha de finalización del mandato de cada uno para permitir el escalonamiento.

Concluido el proceso de selección, la recomendación de la Secretaría de Energía será elevada al Poder Ejecutivo dentro del plazo de 15 días corridos.

Los miembros del Directorio tendrán dedicación exclusiva en su función, alcanzándoles las incompatibilidades fijadas por ley para los funcionarios públicos y solo podrán ser removidos de sus cargos por acto fundado del Poder Ejecutivo Nacional.

Con carácter previo a la designación y/o a la remoción, el Poder Ejecutivo deberá comunicar los fundamentos de la decisión a una comisión del Congreso de la Nación integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las Cámaras determine en función de su incumbencia, garantizando una representación igualitaria de senadores y diputados. Dicha comisión deberá emitir opinión dentro del plazo de 30 días corridos de recibidas las actuaciones.

Emitida dicha opinión o transcurrido el plazo para ello, el Poder Ejecutivo quedará habilitado para el dictado del acto respectivo y, en el caso del acto de designación, se especificará quién asume como Presidente, Vicepresidente, y Primero, Segundo y Tercer Vocal.

En caso de no constituirse la referida comisión en el plazo de 10 días corridos contados desde la comunicación indicada, el Poder Ejecutivo comunicará los fundamentos de las designaciones o remociones a los presidentes de ambas Cámaras. Transcurridos 30 días corridos desde tal comunicación, el Poder Ejecutivo quedará habilitado para el dictado del acto respectivo.

Los miembros del Directorio no podrán ser propietarios ni tener interés alguno, directo o indirecto, en empresas reconocidas como actores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) conforme al artículo 4º de la Ley 24.065, ni en empresas reconocidas como sujetos activos de la industria del gas natural conforme al artículo 9º de la Ley 24.076, ni en empresas controlantes o controladas por las anteriores.

El Presidente del Directorio ejercerá la representación legal del ENARGYE y en caso de impedimento o ausencia transitoria será reemplazado por el Vicepresidente. El Directorio formará quorum con la presencia de 3 de sus miembros, uno de los cuales deberá ser el Presidente o quien lo reemplace, y sus resoluciones se adoptarán por mayoría simple. El Presidente o quien lo reemplace tendrá doble voto en caso de empate.

Serán funciones del Directorio:
a. aplicar y fiscalizar el cumplimiento de las normas legales y reglamentarias que rigen la actividad del Ente;
b. dictar el reglamento interno del cuerpo;
c. asesorar al Poder Ejecutivo Nacional en todas las materias de competencia del Ente;
d. contratar y remover al personal del Ente, fijándole sus funciones y condiciones de empleo;
e. formular el presupuesto anual de gastos y cálculo de recursos, que se elevará a aprobación del Poder Ejecutivo para su inclusión en el proyecto de ley nacional de presupuesto del ejercicio correspondiente;
f. confeccionar anualmente su memoria y balance;
g. aplicar las sanciones previstas en los marcos regulatorios del gas y la electricidad y su normativa complementaria; y
h. en general, realizar todos los demás actos que sean necesarios para el cumplimiento de las funciones del Ente y los objetivos previstos en los referidos marcos regulatorios.

El ENARGYE se regirá en su gestión financiera, patrimonial y contable por las disposiciones de las Leyes 24.076 y 24.065 y los reglamentos que a tal fin se dicten. Quedará sujeto al control externo que establece el régimen de contralor público.

Las relaciones con su personal se regirán por la Ley de Contrato de Trabajo, no siéndoles de aplicación el régimen jurídico del Sistema Nacional de Empleo Público (SINEP).

El nuevo Ente Regulador confeccionará anualmente su presupuesto, estimando razonablemente los gastos e inversiones correspondientes al próximo ejercicio.

Será publicado previo a su elevación por el Poder Ejecutivo, dando oportunidad a los transportistas, distribuidores, almacenadores, comercializadores, usuarios y consumidores a objetarlo fundadamente sin carácter vinculante.

Los recursos del ENARGYE se formarán con los siguientes ingresos:
a. la tasa de inspección y control creada por las Leyes 24.076 y 24.065;
b. los subsidios, herencias, legados, donaciones o transferencias bajo cualquier título que reciba;
c. los demás fondos, bienes o recursos que puedan serle asignados en virtud de las leyes y reglamentaciones aplicables;
d. los intereses y beneficios resultantes de la gestión de sus propios fondos; y
e. los ingresos provenientes de la venta de obleas para Gas Natural Vehicular o de otros derechos de inscripción que determine el ENARGYE.

El personal que a la fecha de inicio de funciones del referido ENARGYE se encontrare prestando servicios en el ENARGAS y en el ENRE mantendrá su situación de revista y condiciones de empleo, hasta su reubicación en la estructura orgánica del nuevo Ente.

El Decreto instruye a la S.E. para que, en un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de dicha norma, inicie el proceso de selección de los miembros del primer Directorio del ENARGYE.

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Vaca Muerta Sur: Zarpó el primer buque con crudo de Vaca Muerta desde Puerto Rosales

El buque tanque Seaways Eagle realizó la operación en la flamante terminal marítima y zarpó con rumbo a Estados Unidos. Puerto Rosales puso oficialmente en marcha su nuevo muelle offshore de Oiltanking Ebytem con la partida del buque Seaways Eagle, el que zarpó rumbo a Estados Unidos cargado con 70.000 toneladas de crudo provenientes de Vaca Muerta. Se trata del primer embarque realizado desde esta flamante terminal marítima, inaugurada a principios de junio tras una inversión de 600 millones de dólares. Según consignó ArgenPorts, la carga se realizó a un ritmo operativo de 3.500 metros cúbicos por hora. Con esta […]

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Inversiones: Pampa Energía solicitó la adhesión al RIGI para desarrollar un área de petróleo en Vaca Muerta

Con su entrada en operación de esta nueva obra la compañía exportará crudo por el equivalente a 1.200 millones de dólares a partir de 2027. Incluye la construcción de oleoductos y gasoductos que permitirán vincular la producción con los sistemas troncales existentes. Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en el país, presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con un nuevo proyecto de infraestructura clave para el desarrollo de Rincón de Aranda, su yacimiento de shale oil ubicado en Neuquén. El proyecto, que requerirá una inversión […]

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Minería: Privatizaciones, minería y ferrocarriles; una minera tras el Belgrano Cargas

El Gobierno impulsa la privatización del Belgrano Cargas y despierta el interés de Río Tinto, con el litio argentino en el centro de la disputa geopolítica. El Gobierno nacional avanza en la privatización de empresas públicas como parte de su estrategia para dotar de dólares a la economía. Entre esos activos estratégicos del Estado, que se dispone a traspasar a manos privadas, se encuentra el ferrocarril Belgrano Cargas, pieza clave para el transporte de productos agroindustriales y mineros a lo largo de 17 provincias argentinas. Bajo el paraguas del DNU 70/2023 y la Ley Bases, el Ejecutivo impulsa el proceso […]

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Empresas: Mega, una empresa participada por YPF, emitió una ON por US$ 60 millones en el mercado local

Tras al fallo adverso en la causa por la nacionalización de YPF en los tribunales de los Estados Unidos, Compañía Mega, una de las sociedades participadas de la empresa estatal, emitió con éxito ON por US$60 millones. Se trata de la primera salida al mercado de una empresa del sector energético y se destaca el haber obtenido una tasa competitiva del 7,5%. En medio del impacto generado en el mercado por el fallo de la juez de Nueva York Loretta Preska a favor del fondo Burford Capital, que intima al estado argentino a a transferir el 51% de las acciones […]

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Minería: Santa Cruz sigue en el podio de las exportaciones mineras de la mano del oro y la plata

En los primeros cinco meses del año, las exportaciones metalíferas concentraron el 82% de las divisas generadas por la minería. Y aunque el litio comienza a ocupar espacio, el oro y la plata encabezan las ventas. De enero a mayo, se generaron USD 1.816 millones contra USD 328 millones de litio. San Juan y Santa Cruz encabezaron el ranking. La minería argentina continúa consolidándose como un motor estratégico para la economía del país, con un protagonismo destacado del oro y la plata en sus exportaciones. Según el último informe de la Secretaría de Minería de la Nación, ambos metales preciosos […]

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Economía: El plan de Neuquén para exportar más gas a Chile y consolidar su rol en la región

La provincia afianza sus vínculos con Chile mientras proyecta duplicar su producción de petróleo hacia 2030. El Gasoducto del Pacífico, hoy subutilizado, podría convertirse en una vía clave de integración energética entre ambos países. Desde Vaca Muerta, Neuquén afianza sus vínculos con los países vecinos y pone el foco en una oportunidad estratégica: exportar más gas hacia Chile a través del Gasoducto del Pacífico, aprovechando infraestructuras que hoy están subutilizadas y condiciones de mercado que podrían alinearse. En diálogo con Modo Shale, el subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos de Neuquén, Fabricio Gullino, repasó los ejes de esta visión de […]

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Actualidad: Neuquén proyecta convertirse en un punto neurálgico de inteligencia artificial

El gobernador Rolando Figueroa anunció que la provincia de Neuquén aspira a convertirse en un “punto neurálgico” para el desarrollo de la inteligencia artificial. El mandatario formuló estas declaraciones durante un encuentro con empresas vinculadas a las Smart Cities, donde resaltó que uno de los objetivos de su gestión es promover un modelo de desarrollo que trascienda los hidrocarburos, basado en tecnología, planificación urbana y educación. El evento se llevó a cabo en la Embajada Argentina en Estados Unidos, con la participación de compañías líderes como Cisco, Intel, Verizon, Vizonomy, Smart City Media, Smart Talent AI y el Atlantic Council. […]

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Gas: ¿qué fue lo que pasó en Mar del Plata y cómo se llevó adelante la reconexión del servicio?

Fue la localidad más afectada por los cortes en el suministro residencial en medio de la ola polar. Por la baja en la presión del servicio, los reguladores conectados a los medidores hogareños interrumpieron de modo automático el abastecimiento por seguridad y los técnicos tuvieron que ir restableciéndolo manualmente a lo largo del día. Camuzzi Gas Pampeana informó este jueves por la noche que ya habían logrado reconectar a 2700 vecinos. ¿Fue correcta la decisión de suspender clases y cerrar comercios? Mar del Plata fue la localidad más afectada por los cortes en el suministro de gas natural residencial registrados […]

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Petróleo: Revierte pérdidas ignorando el aumento de producción estipulado por la OPEP+

Este sábado la organización decidió subir a 548.000 barriles por día en agosto y se esperaba que afecte en los mercados. El petróleo ignoraba este lunes el impacto de un aumento de la producción de la OPEP+ mayor a lo esperado para agosto, así como la preocupación por el posible impacto de los aranceles estadounidenses, y los precios revertían pérdidas iniciales gracias a un mercado físico ajustado. La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados, el grupo conocido como OPEP+, acordaron el sábado aumentar la producción en 548.000 barriles por día en agosto, más que los aumentos de […]

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Capacitación: Llega una nueva edición de la Diplomatura en Negocios Petroquímicos del IPA® y la Universidad Austral

La diplomatura comienza el 5 de agosto, con modalidad online sincrónica y cuatro instancias presenciales. La industria petroquímica atraviesa un momento de transformación profunda en el que el talento profesional se consolida como un eje estratégico para impulsar la competitividad, la innovación y la sustentabilidad. En este contexto desafiante y dinámico, la 6ta edición de la “Diplomatura en Negocios Petroquímicos” organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), junto a la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, se posiciona como una herramienta clave para quienes buscan profesionalizar su visión del sector, acceder a herramientas de gestión y comprender en profundidad […]

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Falta de gas: la terminación de obras pendientes no hubieran podido evitar la crisis de abastecimiento

La combinación de una ola polar y una disminución imprevista de la inyección de gas natural en Neuquén produjo la semana pasada una crisis de abastecimiento de la demanda de gas natural en todo el país. La manifestación numérica de esa crisis es la evolución del “linepack” de las transportistas (el gas natural almacenado en los gasoductos que permite la operación del sistema). El martes 1 de julio el linepack había alcanzado un déficit de 26.1 MMm3 respecto del viernes 27 de junio poniendo en serio riesgo el funcionamiento total del sistema gasífero (ver figura 1).

Figura 1. Variación del “linepack” del sistema gasífero en la primer semana de junio de 2025. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

En este trabajo se analizan con datos públicos del ENARGAS los siguientes aspectos:

  • las causas de la crisis,
  • las restricciones a la demanda que permitieron normalizar el estado del sistema,
  • qué hubiera pasado si solo hubiera ocurrido la ola de frío sin disminución de inyección,
  • qué hubiera pasado si las restricciones al sistema se hubieran adelantado un día respecto de las que realmente ocurrieron,
  • si la existencia de infraestructura adicional hubiera evitado la crisis y, finalmente,
  • conclusiones hacia el futuro.

Demanda e inyecciones

En la figura 2 se muestra el crecimiento de la demanda prioritaria respecto de los 82.7 MMm3/d del viernes 27 de junio hasta alcanzar un máximo histórico de 98.4 MMm3/d el lunes 30 de junio (el máximo anterior había ocurrido el 10 de julio de 2024 con 91.9 MMm3/d). El crecimiento máximo de la demanda (en solo dos días) de 15.7 MMm3/d fue muy significativo pero había sido pronosticado con razonable precisión por los operadores del sistema a partir de los pronósticos meteorológicos disponibles.

Figura 2. Crecimiento de la demanda prioritaria respecto del viernes 27 de junio 2025 hasta el Viernes 3 de julio de 2025. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Lo que no estaba previsto, y fue declarado como fuerza mayor por los productores involucrados, fue la caída repentina de producción en Neuquén debido a desperfectos técnicos. La evolución de la inyección a gasoductos en Neuquén pasó de unos 107 MMm3/d el viernes 27 de junio a 99 MMm3/d el lunes 30 de junio (ver figura 3). Es decir una disminución de 8.5 MMm3/d el lunes y de 6.5 MMm3/d el martes, hasta alcanzar la normalización del sistema.

Figura 3. Evolución de la inyección a gasoductos en Neuquén entre el viernes 27 de junio y el lunes 30 de junio. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Por lo tanto, el lunes 30 de junio se combinaron un aumento de la demanda prioritaria de 15.7 MMm3/d y una disminución de la inyección de 8.5 MMm3/d, un total de 24.2 MMm3/d respecto del viernes de la semana anterior.

En un sistema como el argentino, el único de los grandes sistemas de gas natural del mundo con fuerte estacionalidad que no tiene almacenamiento, el control de la demanda mediante el corte de los servicios interrumpibles y el pase de las centrales a gas oil y fuel oil es la única manera de controlar los fuertes cambios invernales de la demanda.

La demanda no prioritaria disminuyó 10.5 MMm3/d el lunes 30 de junio respecto del viernes 27 de junio (ver figura 4), pero esa baja fue claramente insuficiente respecto del faltante de 24 MMm3/d. Recién el 2 de julio se alcanzó una disminución de 22.5 MMm3/d que, junto con la recuperación de la inyección, permitió la recuperación del “linepack” del sistema.

Figura 4. Disminución de la demanda no prioritaria respecto de la demanda del viernes 27 de junio. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

La demanda total alcanzó los 166.6 MMm3/d el lunes 30 de junio (el viernes 27 de junio era de 161.4 MMm3/d). Un incremento de demanda neto de 5.2 MMm3/d que no hubiera sido un problema significativo si no hubiera coincidido con una disminución de inyección de 8.5 MMm3/d en ese mismo día lunes. En la figura 5 se muestra la variación de la demanda total (incremento de la demanda prioritaria menos la disminución de la demanda no prioritaria).

Figura 5. Variación de la demanda total respecto de la demanda del viernes 27 de junio. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Disminución de la demanda no prioritaria

El viernes 27 de junio las demandas no prioritarias eran respectivamente: 5.9 MMm3/d de GNC, 33.8 MMm3/d de Industrial, 21.8 MMm3/d para generación y 7.5 MMm3/d de exportaciones. Es importante notar que el sistema eléctrico ya había pasado la mayor parte de la generación de gas natural a combustibles líquidos por la elevación de la demanda prioritaria que ese viernes 27 de junio ya era de 82.7 MMm3/d. Por ejemplo, el 17 de junio de 2025 con una demanda prioritaria de 73.6 MMm3/d, la demanda de gas natural para generación había alcanzado los 39.6 MMm3/d y la demanda total ya era similar a la existente en la primera semana de julio de 2025. Es decir, que ya quedaba poco espacio para pasar la generación térmica a combustibles líquidos dependiendo de los niveles de la demanda eléctrica. El viernes 3 de julio el gas natural consumido por la generación había disminuido 3.9 MMm3/d alcanzando un mínimo de 17.9 MMm3/d.

Como se ve en Figura 6, el lunes 30 la disminución fue poco significativa afectando mayoritariamente a la exportaciones que disminuyeron unos 3.8 MMm3/d. Recién en los días siguientes el sistema empezó a reaccionar más fuertemente con disminuciones de las exportaciones de 6.9 MMm3/d a partir del día martes 1 de julio y con cortes crecientes a la demanda industrial de 6.6 MMm3/d el martes, 11 MMm3/d el miércoles y 13.9 MMm3/d el jueves. Si se tiene en cuenta que el sistema entró en emergencia el día lunes con la declaración de fuerza mayor de los productores, los cortes a usuarios firmes, tanto de exportación como industriales se podrían haber adelantado lo que habría aliviado sustancialmente la crisis del sistema. Debido a los niveles relativamente bajos de la demanda de GNC, las restricciones al GNC no fueron en ningún caso significativas.

Figura 6. Variación de los distintos sectores de la demanda no prioritaria respecto de la demanda del viernes 27 de junio 2025. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Qué hubiera pasado sin la caída de inyección

En la figura 7 se muestra la variación de “linepack” del sistema si la demanda prioritaria y no prioritaria hubiera sido la que realmente ocurrió, pero si la inyección en Neuquén se hubiera mantenido en 109 MMm3/d, es decir sin inconvenientes técnicos.

Como se puede ver, la disminución de “linepack” del sistema hubiera alcanzado los 11.8 MMm3/d, mucho menos que los 26.1 MMm3/d del caso real. Este valor del “linepack”, se encuentra dentro de los límites que el sistema puede manejar durante un tiempo prudencial. Es decir que no se hubieran evitado las restricciones a la demanda no prioritaria pero no se habría visto amenazada la demanda prioritaria y posiblemente se podría haber mantenido el servicio GNC.

Figura 7. Variación de “linepack” del sistema si la demanda proritaria y no prioritaria hubiera sido la que realmente ocurrió, pero si la inyección en Neuquén se hubiera mantenido en 109 MMm3/d. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Qué hubiera pasado si las restricciones se adelantaban un día

En la figura 8 se muestra la variación de “linepack” del sistema con el aumento de la demanda prioritaria y la caída de inyección en Neuquén efectivamente ocurrida en la primera semana de julio, pero adelantando un día la disminución de la demanda no prioritaria. Como se puede ver, la disminución de “linepack” del sistema hubiera alcanzado los 14.2 MMm3/d, todavía mucho menor que los 26.1 MMm3/d del caso real. Este valor del “linepack”, se encuentra dentro de límites que el sistema puede manejar durante un corto plazo. Es decir que no se hubieran evitado las restricciones a la demanda no prioritaria pero no se habría visto amenazada la demanda prioritaria y posiblemente se podría haber mantenido el servicio GNC.

Figura 8. Variación de “linepack” del sistema con el aumento de la demanda prioritaria y la caída de inyección en Neuquén, pero adelantando un día la disminución de la demanda no prioritaria. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

La comparación de las figuras 1, 7 y 8 muestra que la ocurrencia de la crisis fue producto de la simultaneidad del aumento de la demanda prioritaria (que estaba prevista), la disminución de la inyección en Neuquén (declaración de fuerza mayor) y una disminución no suficientemente rápida de las demandas firmes, fundamentalmente de exportación e industrial, considerando que el sistema se encontraba en emergencia.

¿Faltó infraestructura?

En algunos comentarios posteriores a la crisis se ha sugerido que la falta de obras de infraestructura era corresponsable de la crisis de abastecimiento registrada la semana pasada. En la figura 9 se muestra que, debido a la disminución de inyección en Neuquén, hubo capacidad de transporte no utilizada en el gasoducto GPM. Lo mismo puede decirse del gasoducto San Martín desde las cuencas del sur del país.

Surge de lo anterior que ni la terminación de la reversión del norte, ni la ampliación del GPM u otros gasoductos desde Neuquén (todas inversiones deseables por otras razones) hubieran podido contribuir en absoluto a evitar la crisis de abastecimiento.

La única obra de infraestructura que podría haber mejorado la situación es contar con una ampliación de la planta de regasificación de GNL. Esta última funcionó con su capacidad máxima de 20 MMm3/d demostrando una vez más la función esencial de seguridad de abastecimiento que la planta de regasificación de GNL tiene en el sistema argentino, y la adecuada contratación de los barcos para el período invernal en este caso.

Figura 9. Inyección en el gasoducto GPM durante los días 27 de junio al 3 de julio de 2025. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Conclusiones y recomendaciones

En función de lo anterior se extraen las siguientes conclusiones:

  • La ocurrencia de la crisis fue producto de la simultaneidad del aumento de la demanda prioritaria (que estaba prevista), la disminución de la inyección en Neuquén (declaración de fuerza mayor) y una disminución no suficientemente rápida de las demandas firmes, fundamentalmente de exportación e industrial, considerando que el sistema se encontraba en emergencia.
  • Ni la terminación de la reversión del norte, ni la ampliación del GPM u otro gasoductos desde Neuquén hubieran podido contribuir en absoluto a evitar la crisis de abastecimiento.
  • La única obra de infraestructura que podría haber mejorado la situación es contar con una ampliación de la planta de regasificación de GNL.

Mientras que las demandas pueden ser previstas con suficiente precisión, una disminución de inyección por razones técnicas podría volver a suceder en el futuro. Especialmente en coincidencia con los días más fríos del invierno cuando la operación de los pozos de producción está también bajo tensión. Para minimizar las consecuencias de eventos de estas características sería recomendable lo siguiente:

  • En un sistema de gas natural como el argentino, con fuerte estacionalidad y sin almacenamiento, se requiere un alerta temprana y una eficiente gestión de las restricciones a la demanda (tanto la interrumpible como la firme en casos de emergencia). Es fundamental que el nuevo Ente Regulador que creará el gobierno pueda actuar eficientemente en la coordinación de los sistemas de gas y electricidad y en el “enforcement” de los actores privados para lo cual es esencial su diseño como un ente integrado y no como una yuxtaposición de los actuales.
  • Sería conveniente reconocer la función de seguridad de abastecimiento de la instalación de regasificación de GNL distribuyendo el costo de su existencia entre todos los actores del sistema. Luego el “commodity” sería pagado por quién efectivamente lo utilice..
  • Posiblemente una capacidad de 30 MMm3/d sería más adecuada al sistema argentino que los 20 MMm3/d disponibles actualmente.
  • El aumento de producción de cuencas alternativas (por ejemplo desde el sur) sería también deseable de tal manera de no depender de que una sola cuenca llene los gasoductos disponibles.

(*) Vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA y presidente del CEARE.

, Raúl Bertero (*)

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La OPEP+ sumará más barriles de lo previsto en agosto para terminar de desarmar recortes voluntarios de producción

La Organización de los Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) reafirmó este fin de semana su voluntad de reponer este año más de dos millones de barriles diarios de producción que fueron recortados de forma voluntaria a fines de 2023. Los ocho países responsables de estos recortes repondrán en agosto 548.000 barriles por día de producción, un salto con respecto a los aumentos autorizados en los tres meses anteriores.

El esquema que agrupa a los países de la OPEP con Rusia y otros países productores comenzó en mayo a desarmar los recortes voluntarios de producción equivalentes a 2,17 millones de barriles por día que se encontraban vigentes desde noviembre de 2023. Los países que realizaron estos recortes voluntarios son Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán.

El mercado esperaba que estos países fueran desarmando gradualmente los recortes hasta reponer los 2,17 millones de bpd de producción para septiembre de 2026. A esto se debe sumar que la OPEP+ habilitó a Emiratos Árabes Unidos a incrementar este año su producción en 300.000 bpd, por lo que el total esperado es de 2,47 millones de bpd.

Sin embargo, tras un primer incremento de producción de 138.000 bpd en abril, los productores sorprendieron al mercado al anunciar aumentos mes a mes de 411.000 bpd a partir de mayo. Este último movimiento demostró la voluntad de estos ocho países de acelerar el desarme de los recortes voluntarios para este mismo año, a pesar del impacto inmediato que tendría sobre los precios.

La novedad del fin de semana es que los ocho productores anunciaron un incremento de 548.000 bpd en agosto. También acordaron otra reunión virtual para el tres de agosto, en la que posiblemente definirán otro aumento para septiembre que completará el proceso de desarme de los recortes voluntarios más la nueva producción de EAU. Reuters informó que la cifra en discusión sería de 550.000 bpd.

El otro recorte aún activo

Una vez que la OPEP+ formalmente termine de reponer esa producción, la atención del mercado girará al otro recorte voluntario aún activo de 1,66 millones de barriles por día.

Los ocho países antes mencionados y Gabón anunciaron en abril de 2023 un primer recorte voluntario de producción de 1,66 millones de bpd. La decisión vigente es sostener este recorte hasta finales de 2026.

, Nicolás Deza

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Publican el decreto de unificación de los entes reguladores y la Secretaría de Energía deberá seleccionar cinco candidatos para el nuevo directorio

El gobierno publicó este lunes en el Boletín Oficial el decreto 452 que unifica los entes reguladores de los servicios públicos de gas natural y la electricidad en el país. En los hechos, oficializó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que llevará adelante las funciones que vienen desempeñando el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enargas). El nuevo organismo deberá comenzar a funcionar dentro de los próximos 180 días. El directorio que se hará cargo del ente regulador unificado será designado por la Secretaría de Energía, que tendrá que elevar la propuesta de los candidatos al gobierno nacional para que finalmente lo apruebe.

El Enre regula el sector de generación, transporte y las distribuidoras Edesur y Edenor en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Mientras que el Enargas regula los segmentos de transporte y distribución de gas de todo el país. En la actualidad, el interventor del Enre es Osvaldo Rolando y el del Enargas es Carlos Casares. El nuevo organismo, creado por el artículo 161 de la Ley Bases, unificará las funciones de ambos a partir de una nueva estructura. La sede estará en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El nuevo ente estará en la órbita de la Secretaría de Energía y tendrá autarquía, independencia funcional y presupuestaria y “plena capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público y privado”, según indica el artículo 2 del decreto. El personal actual del Enre y Enargas será transferido al nuevo organismo hasta que se determine la nueva estructura, aclara el decreto.

El gobierno también publicó este lunes el decreto 451 para que la Ley 24.076 que establece el marco regulatorio del gas natural en el país, recepte al nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad.

Nuevo directorio

El directorio del ente regulador unificado tendrá cinco miembros: uno será el presidente, otro el vicepresidente y los otros tres serán vocales. Todos los cargos serán designados por el gobierno nacional, según destaca el decreto en el artículo cuatro. La Secretaría de Energía tendrá 30 días para iniciar el proceso de selección de los miembros del directorio, que tendrá que elevar para su aprobación final al Poder Ejecutivo Nacional (PEN), según subraya el artículo cinco.

El artículo seis remarca que “los miembros del directorio serán seleccionados entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la industria del gas y de la electricidad. Sus mandatos durarán cinco años y podrán ser renovados en forma indefinida. Cesarán en sus mandatos en forma escalonada cada año. Al designar el primer directorio, el Poder Ejecutivo Nacional establecerá la fecha de finalización del mandato de cada uno para permitir el escalonamiento”.

Previo a las designaciones, el gobierno nacional deberá comunicar los fundamentos de la elección de los miembros del directorio a una comisión del Congreso conformada por senadores y diputados. Esta comisión bicameral deberá emitir su opinión en un plazo de 30 días.

El artículo siete aclara que “en caso de no constituirse la referida comisión del Congreso de la Nación en el plazo de 10 días corridos contados desde la comunicación indicada, el Poder Ejecutivo Nacional comunicará los fundamentos de las designaciones o remociones a los presidentes de ambas Cámaras. Transcurridos 30 días corridos desde tal comunicación, el PEN quedará habilitado para el dictado del acto respectivo”.

Según el artículo ocho, “los miembros del directorio no podrán ser propietarios ni tener interés alguno, directo o indirecto, en empresas reconocidas como actores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), ni en empresas reconocidas como sujetos activos de la industria del gas natural, ni en empresas controlantes o controladas por las anteriores”. Los miembros del directorio tendrán dedicación exclusiva en sus funciones y solo podrán ser removidos de sus cargos por acto fundado del el gobierno nacional.

Presupuesto y recursos

El nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad “confeccionará anualmente su presupuesto, estimando razonablemente los gastos e inversiones correspondientes al próximo ejercicio. El proyecto de presupuesto será publicado en la página web del Ente, previo a su elevación por el PEN, dando oportunidad a los transportistas, distribuidores, almacenadores, comercializadores, usuarios y consumidores a objetarlo fundadamente sin carácter vinculante”, señala el artículo 13.

Los recursos del organismo saldrán de los ingresos por el cobro de la tasa de fiscalización y control de las leyes 24.076 y 24.065; fondos, bienes y recursos que puedan serle asignados según la regulación; los intereses y beneficios por la gestión de sus propios recursos; y los ingresos provenientes de la venta de obleas para Gas Natural Vehicular o de otros derechos de inscripción que determine.

, Roberto Bellato

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Gobiernos de Chubut, Neuquén y Río Negro encaran ampliación del Gasoducto Cordillerano

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, junto a sus pares de Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, anunció el inicio de la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico.

Los tres gobernadores de la región patagónica firmaron el acuerdo de inicio de obra; también estuvieron presentes, intendentes de la Comarca Andina, legisladores nacionales y provinciales.

La ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico implica la instalación de dos plantas compresoras en las localidades de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, a partir de una serie de gestiones llevadas a cabo por el mandatario chubutense junto a sus pares ante los correspondientes organismos nacionales.

Las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro financiarán, en partes equivalentes y con fondos propios, la importante obra cuyo costo asciende a 50 millones de dólares y que será ejecutada por Camuzzi Gas del Sur S.A.

La ampliación del Gasoducto Cordillerano se enmarca en la Resolución 2877/03 del Ente Regulador del Gas (Enargas), y la autorización del organismo al proyecto de obras presentado por Camuzzi Gas del Sur “que consiste en la instalación, montaje, finalización y puesta en marcha operativa de las plantas compresoras sitas en las localidades de Río Senguer y Gobernador Costa, provincia de Chubut”.

Además, con la Resolución 442 de Enargas, firmada el 30 de junio del corriente año, los Bancos del Chubut y de Neuquén ejecutarán el préstamo a Camuzzi Gas del Sur, quien dará inicio formal a la obra. De esta forma, se avanzará con el montaje de las plantas de Alto Río Senguer y luego de Gobernador Costa, quedando operativas para el próximo invierno.

Las plantas compresoras, cuyo sitio de origen es Rosario, Santa Fe, donde permanecieron en desuso durante más de seis años, ya fueron trasladadas a las localidades de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, y su implementación permitirá ampliar la capacidad del Gasoducto Cordillerano Patagónico en 300 mil metros cúbicos diarios.

De este modo, el transporte de gas natural ascenderá de 1.200.000 m³ diarios en el Ramal Sur, a 1.500.000 m³/d, facilitando el acceso de más de 12 mil viviendas de la región a un servicio básico y esencial, incluyendo localidades cuyas dificultades geográficas y topográficas dificultan el acceso al suministro, incluyendo hospitales, escuelas e instalaciones públicas.

El gobernador Torres sostuvo que “cuando hablamos de gasoductos, nos referimos a obras que no se ven, pero que son muy caras y necesarias, y este hermanamiento de las provincias patagónicas nos llevó a que, después de 20 años, podamos estar ejecutando más del 80 % de la conexión del Gasoducto Cordillerano Patagónico con el Gasoducto San Martín, para finalizarla en agosto”.

“El objetivo es que, para el próximo invierno, no se padezcan más los trastornos que la falta de gas genera, como así también contar con un acceso a un servicio indispensable”, señaló Torres, destacando que “estamos solucionando una problemática histórica porque tomamos la decisión política de encararla, nos pusimos de acuerdo y encontramos un esquema de apalancamiento financiero para poder realizar esta obra tan necesaria”.

El mandatario hizo hincapié en “la necesidad de una reparación histórica para los patagónicos, ya sean chubutenses, rionegrinos, santacruceños o neuquinos” y planteó que “parece hasta surrealista pensar que, siendo el motor energético de la Argentina, en la región haya pueblos aislados que no tienen acceso al gas”.

“Eso es una injusticia sobre la cual tenemos la responsabilidad moral, como dirigentes patagónicos, de poner sobre la mesa al momento de discutir qué modelo de país queremos”, remarcó.

Por su parte, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, agradeció a Torres por la “permanente insistencia, desde el primer día, de poner en la agenda patagónica las obras del gasoducto” y sostuvo que “muchas veces, nos planteamos cómo trabajar de manera más coordinada a nivel regional, y hay una innumerable cantidad de temas que día a día llevamos adelante las administraciones provinciales en silencio y con nuestros intendentes y legisladores”.

“Todos sabemos la importancia de la Patagonia en el sistema energético nacional: proveemos el 98% del gas, el 97 % del petróleo que hace funcionar al país, entregamos cerca del 28 o 30 por ciento de la energía eléctrica generada con hidroelectricidad, y cerca del 70 % de la energía eólica”. “Nuestro país funciona y existe por lo que produce la Patagonia, desde el punto de vista energético, por eso esta obra tiene una importancia trascendental”, consideró Weretilneck.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó que “nuestra región siempre ha sido postergada y observada en forma periférica, pero los patagónicos seguimos poniendo el hombro, proveyendo de energía al país con la contradicción de que muchos de nuestros vecinos no pueden tener gas en sus hogares, y estas son las injusticias que nos duelen y que nos hacen estar más unidos que nunca”.

Asimismo, Figueroa afirmó que “los patagónicos hemos decidido pelear por nuestras provincias, y estamos convencidos de que la única forma de sacar el país adelante es brindando la posibilidad de que la Argentina crezca, y eso viene de la mano de la energía”.

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Camuzzi completó la restitución del suministro de gas a los hogares que habían sufrido la interrupción del servicio en Mar del Plata

La distribuidora Camuzzi informó la tarde de este viernes que el sistema de abastecimiento y distribución de gas natural a los usuarios domiciliarios de la ciudad de Mar del Plata fue completamente normalizado. La afectación alcanzó solo al 1,5% de los hogares, pero por el estado del sistema se decidió la suspensión de clases en escuelas y universidades, así como la interrupción de todas las actividades en espacios deportivos y culturales, comerciales y de esparcimiento para priorizar servicios esenciales.

La compañía finalizó con el operativo de restitución del suministro en los distintos domicilios afectados tras los cortes registrados a partir de la baja en la presión del servicio, por lo cual los reguladores conectados a los medidores hogareños interrumpieron de modo automático el abastecimiento por seguridad.

Este operativo, que se desplegó desde ayer jueves y finalizó en horas de la tarde de hoy, recorrió uno por uno los nichos de las viviendas sin suministro, devolviendo de manera manual el servicio a cada vecino en un plazo de 24 horas. Las cuadrillas desplegadas en distintos puntos de la ciudad sumaron más de 200 operarios de la compañía para participar del procedimiento de emergencia, explicó la compañía.

Camuzzi destacó las medidas tomadas por el municipio de General Pueyrredón tendientes a restringir todo aquel consumo que no sea prioritario en los momentos más críticos de la prestación, como así también por los distintos procedimientos efectuados por personal de la compañía sobre la red de distribución.

Levantan cortes para contratos en firme

Adicionalmente, también fueron rehabilitados durante el día de hoy los consumos industriales y el despacho de Gas Natural Comprimido (GNC) en condición firme, tal como había dispuesto el Comité de Emergencia conformado ante la coyuntura de los últimos días.

La compañía anunció que mantendrá guardias activas permanentes para atender los casos especiales de aquellos vecinos que no se encontraban en el domicilio al momento de la visita del personal técnico. A tales efectos, los usuarios deberán comunicarse al 0810-666-0810 y 0800-666-0810.

El Comité de Emergencia integrado por las empresas transportistas y distribuidoras, el Enargas, Cammesa, Enarsa y la Secretaría de Energía, dio por finalizada este viernes su tarea y resolvió avanzar con la liberación de los cortes a estaciones de GNC e industrias con contratos firmes, manteniéndose únicamente las restricciones para consumos interrumpibles.

Las distribuidoras fueron avanzando durante la jornada en todo el país con la liberación progresiva del consumo firme, y de la misma manera las empresas transportistas continuaban evaluando la evolución del sistema para reactivar también los servicios interrumpibles, tanto para la demanda local como para las exportaciones.

, Redacción EconoJournal

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Llega una nueva edición de la Diplomatura en Negocios Petroquímicos del IPA® y la Universidad Austral

La industria petroquímica atraviesa un momento de transformación profunda en el que el talento profesional se consolida como un eje estratégico para impulsar la competitividad, la innovación y la sustentabilidad. En este contexto desafiante y dinámico, la 6ta edición de la “Diplomatura en Negocios Petroquímicos” organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), junto a la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, se posiciona como una herramienta clave para quienes buscan profesionalizar su visión del sector, acceder a herramientas de gestión y comprender en profundidad la dinámica técnica, económica y regulatoria de la industria.

La diplomatura inicia el próximo 5 de agosto, tiene una duración de 13 semanas (87 horas de cursada), se dictará en modalidad online sincrónica con clases los martes y jueves de 18 a 21 hs., e incluye cuatro instancias presenciales para fomentar el intercambio entre alumnos y referentes.

La iniciativa

La propuesta está dirigida a profesionales del sector, jóvenes con potencial de liderazgo, integrantes de áreas comerciales, técnicas, regulatorias o de gestión, y a quienes deseen profundizar su entendimiento estratégico de la cadena de valor petroquímica.

“Este programa se ha consolidado como una plataforma esencial para la formación de líderes en un sector estratégico, como el petroquímico, para el desarrollo del país. En un entorno de oportunidades como el que plantea Vaca Muerta y el nuevo régimen de inversiones, contar con profesionales bien formados es más importante que nunca”, afirmó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®.

La edición 2025 de la Diplomatura se presenta en sintonía con los mensajes que dejó la reciente Jornada Petroquímica 2025. En ese evento, representantes de empresas del sector y entidades científicas coincidieron en la importancia de formar talento calificado para construir una industria más eficiente, moderna y resiliente.

En este sentido, Matías Campodónico (Dow Latin America) sintetizó: “Formar capacidades, atraer inversiones y generar condiciones estables: ahí está el verdadero círculo virtuoso”; mientras que, Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS) remarcó: “Necesitamos dejar los egos de lado y construir una agenda común para el desarrollo de la industria”. Por su parte, Sebastián Bigorito (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible -CEADS) sostuvo: “La sustentabilidad no es un costo, es una inversión que aporta valor”.

Contenidos principales del programa

• Historia, materias primas y tendencias globales de la industria petroquímica

• Productos clave: olefinas, BTX, fertilizantes y su cadena de valor

• Procesos de producción, tecnologías y mercados estratégicos

• Operaciones de un complejo petroquímico: escala, localización y logística

• Sustentabilidad, regulación e interacción con la comunidad

• Comercialización, contexto económico y desafíos actuales del sector

El 15 de julio se realizará una reunión informativa virtual con el director académico de la diplomatura, abierta a todos los interesados. Al finalizar el curso, los participantes recibirán el Certificado Académico otorgado por el IPA® y la Universidad Austral.

En un contexto donde la industria petroquímica enfrenta desafíos crecientes, capacitarse dejó de ser una opción para convertirse en una herramienta clave de adaptación y liderazgo, para responder a los desafíos del presente y del futuro.

Para más información, o bien para más detalles sobre la inscripción y requisitos del programa, el contacto directo es Agustina Torres – ATorres@austral.edu.ar

, Redaccion EconoJournal

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Gas: Mejora la presión en ductos. Reactivan provisión a Industrias y GNC con contratos en firme

La Secretaría de Energía afirmó hoy viernes (4/7) que “el sistema de transporte de gas ya no se encuentra en emergencia y las presiones en los gasoductos y estaciones de regulación y medición se encuentran normalizadas”.

Por este motivo, el Comité de Emergencia (que fue convocado por las empresas transportistas y distribuidoras, liderado por ENARGAS y con participación de la Secretaría de Energía, CAMMESA y ENARSA) “dio por finalizada su tarea y se resolvió avanzar con la liberación de los cortes a estaciones de GNC e industrias con contratos (de provisión) en firme, manteniéndose únicamente las restricciones para consumos con abasto interrumpible”, se indicó.

En la ciudad de Mar del Plata, (que sufrió cortes del suministro domiciliario de gas por redes) “el servicio está prácticamente restablecido en su totalidad, según informó la empresa distribuidora Camuzzi”, puntualizó la S.E.

Desde el fin de semana último el sistema de provisión de gas natural atravesó una crisis por la combinación de una menor inyección por parte de algunas productoras, y una demanda muy elevada ante la intensa ola de frío que azotó a gran parte del país, disminuyendo la presión en los ductos.

La situación derivó en el corte de suministro de gas por redes a industrias y a estaciones de GNC con cualquier variante de contrato. Un hecho inusitado fué además el corte del suministro a nivel residencial en varias zonas de Mar del Plata.

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TotalEnergies anunció el lanzamiento de la etapa final del desarrollo de su parque eólico en Tierra del Fuego

TotalEnergies junto a sus socios Wintershall DEA y Pan American Energy  anunció el comienzo de la última etapa de las obras en su parque éolico ubicado en Tierra del Fuego con la llegada de los dos aerogeneradores.  Se trata de dos turbinas eólicas de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de círculo de giro de la pala, que tendrán una generación de 9 MW.  Serán instalados en las cercanías de la planta de Río Cullen, ubicada a 130 km al norte de la localidad de Río Grande, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.

Una vez en funcionamiento el parque eólico, que es el más austral del mundo, tendrá la finalidad de abastecer con energía renovable más de la mitad de la demanda eléctrica de las plantas de tratamiento de la compañía en Río Cullen y Cañadón Alfa, en Tierra del Fuego.

Catherine Remy, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó: “Estamos muy orgullosos con los avances del parque de energía eólica más austral del mundo, que es una muestra más del compromiso permanente de TotalEnergies en Tierra del Fuego, provincia donde operamos desde hace más de 46 años y concretamos grandes proyectos”.

En la actualidad, estas plantas funcionan generando su propia electricidad por medio de turbinas a gas. Con este innovador proyecto, basado en energía renovable, TotalEnergies logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en más de un 55% para el final de la concesión de la Cuenca Austral. Además, gracias a este desarrollo eólico, 22 millones de m3 adicionales de gas por año serán inyectados al mercado nacional.

La iniciativa

El proyecto, que combina energía renovable y baterías, implicará durante la construcción y puesta en funcionamiento, el empleo de 170 trabajadores de la provincia.

Gustavo Melella, gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, sostuvo que “lo más importante es lo que se viene, ese deseo conjunto de poder trabajar en energías renovables, TOTAL apuesta mucho a la transición energética, en el hidrógeno verde, y el pedido nuestro de poder dar ese paso definitivo en la industrialización del gas”.

“Tierra del Fuego tiene que industrializar sus recursos naturales, porque necesitamos generar más desarrollo, más empleo, eso es una decisión política”, reafirmó el Gobernador.

Por último, Remy concluyó: “Este es un proyecto más en línea con la estrategia de TotalEnergies, que tiene como objetivo reducir las emisiones de sus instalaciones en más de un 40% para 2030, en comparación con los niveles de 2015: más energía, con menos emisiones”.

, Redaccion EconoJournal

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AES Argentina se unió a Vestas para expandir el complejo eólico Vientos Bonaerenses

AES Argentina, la empresa dedicada a la generación de energía, seleccionó por primera vez a Vestas, firma especializada en soluciones de energía eólica, para el desarrollo de los parques eólicos Vientos Bonaerenses III y IV, ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires. Este acuerdo marca la primera colaboración entre ambas compañías en el país en línea con su compromiso compartido con la transición energética.

Bajo este contrato, Vestas será responsable de la provisión e instalación de 16 turbinas modelo V162- 6.4 MW, con una altura de buje de 125 metros, que aportarán una capacidad instalada total de más de 102,4 MW, y permitirán duplicar la capacidad actual del complejo.

AES Argentina anunció recientemente que este nuevo desarrollo implicará una inversión de aproximadamente US$ 150 millones y generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y fortaleciendo el crecimiento energético de la región.

Las obras

El inicio de las obras civiles y eléctricas está previsto para los próximos meses, y la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se proyecta para el cuarto trimestre de 2026. Una vez finalizada la construcción, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento de los parques por un período de 10 años, bajo un contrato de servicios AOM 5000, que garantiza los más altos estándares de disponibilidad, seguridad y rendimiento operativo.

Alianza estratégica

“Estamos muy orgullosos de que AES Argentina nos haya elegido su socio estratégico para este proyecto emblemático. Esta primera colaboración entre ambas empresas en el país refuerza la posición de Vestas como referente en soluciones eólicas de alto rendimiento, adaptadas a las necesidades del mercado local y con un enfoque en la creación de valor sostenible a largo plazo”, aseguró Andrés Gismondi, Country Head de Vestas Argentina y vicepresidente de Negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.

Además, el ejecutivo explicó: “En Vestas, combinamos tecnología de vanguardia, una cadena de suministro robusta, presencia local consolidada y décadas de experiencia en instalación, operación y mantenimiento de parques eólicos. Pero, sobre todo, nos enfocamos en entender a fondo los objetivos de nuestros clientes para diseña soluciones a medida que los ayuden a alcanzar sus metas de negocio, acelerando al mismo tiempo la transición hacia un sistema energético más limpio, resiliente y sostenible”.

Con una presencia consolidada en Argentina desde hace más de 30 años, Vestas ha instalado másde 2.560 MW en el país y continúa expandiendo su contribución al desarrollo de energías limpias.

, Loana Tejero

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La Mirada: Petróleo, política y apropiación de empresas

La captura del 51% de las acciones de YPF por parte del Estado fue la vía que eligió Cristina Kirchner para corregir la política de su esposo y antecesor; esta consistió en controlar a la petrolera a través de empresarios de su círculo más íntimo. El controvertido fallo de la jueza Loretta Preska, que ordenó al Estado nacional pagar la indemnización que reclama la familia Eskenazi y el fondo Burford por la estatización de YPF con acciones de la compañía, actualizó la importancia de dos problemas. Uno recorre buena parte de la historia contemporánea argentina: es la relación entre, para […]

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Gas: Los cortes se extenderán al menos hasta este viernes

Así lo indicó el Gobierno; las bajas temperaturas sin precedentes pusieron al límite la red; hubo fallas a lo largo de toda la cadena de suministro, desde la producción hasta el transporte y la distribución. La situación no tiene precedentes recientes. Hacía al menos 15 años que no se interrumpía el suministro de gas a usuarios (industrias y GNC) con contratos “en firme”, quienes pagan un precio más elevado justamente para no sufrir cortes. Y la situación continuará al menos un día más, hasta el viernes a las 14, según el Gobierno. “El sistema está estable pero se recupera lentamente, […]

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Petroquímica: El gremio advierte sobre más despidos y hasta el cierre de Río Tercero

El sindicato químico le reclamó a la empresa que blanquee la situación. En los últimos meses Petroquímica despidió a 125 de sus 370 empleados. El Sindicato del Personal de Industrias Químicas y Petroquímicas (Spiqyp) denunció que viene observando un vaciamiento en la empresa Petroquímica Río Tercero (PR3), industria que en los últimos meses despidió a unas 125 personas entre operarios y personal jerárquico y que cerró su principal unidad de producción en octubre pasado. “Denunciamos públicamente no solo el vaciamiento que vemos día a día, sino también la amenaza de cierre y de más despidos”, expresó este jueves el gremio […]

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Política: El Gobierno libera el mercado de Gas Licuado de Petróleo

Se eliminan autorizaciones previas, se agilizan registros y se permite libre importación y exportación. El Gobierno Nacional oficializó una profunda reforma en el mercado del Gas Licuado de Petróleo (GLP), con el objetivo de reducir la intervención estatal y promover un sistema más competitivo y eficiente. A través del Decreto 446/2025 se modificó la Ley 26.020 que regula esta actividad, limitando el rol de la Secretaría de Energía a funciones técnicas y de seguridad, y dejando de intervenir en cuestiones operativas como precios, oferta y demanda. Entre los cambios más relevantes se destaca la eliminación de autorizaciones previas para instalar […]

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Empresas: MEGA debutó en el mercado de capitales con emisión récord de USD 59,5 M

La compañía argentina concretó su primera emisión de Obligaciones Negociables con calificación AAA, destinando los fondos a capital de trabajo e inversión productiva. Con un plan de crecimiento sostenido, refuerza su rol clave en el desarrollo de Vaca Muerta y la industria del gas. En una operación que marca un hito en su trayectoria, Compañía Mega anunció la exitosa colocación de su primera emisión de Obligaciones Negociables Clase I por 59,5 millones de dólares. La transacción, realizada en el mercado de capitales local, consolida el perfil financiero de la firma y fortalece su estrategia de expansión sostenible. La emisión fue […]

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Renovables: El futuro de la energía exige inversiones por 1,2 billones de dólares en almacenamiento

Un nuevo informe de Wood Mackenzie señala que serán necesarias inversiones por 1,2 billones de dólares en sistemas de almacenamiento con baterías para respaldar la instalación de más de 5.900 GW de nueva capacidad solar y eólica a nivel global hasta 2034. La firma destacó que la adopción de tecnología de baterías formadoras de red debe acelerarse en la próxima década para facilitar la expansión de energías renovables, proyectada en 5 billones de dólares a nivel mundial. A diferencia de los sistemas tradicionales que solo responden a las condiciones de la red, estas baterías pueden crear y mantener la estabilidad […]

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La Mirada: ¿Por qué en el país de Vaca Muerta no alcanza el gas para calefaccionarnos?

La Secretaría de Energía resolvió avanzar en cortes de gas para la industria y estaciones de GNC ante la crisis en el suministro. Se combinó una demanda récord en medio de la ola polar con una menor oferta por parte de las petroleras que operan en Vaca Muerta como resultado de la desinversión. En los últimos días, se registraron cortes del servicio de gas natural en hogares de distintos puntos del país, como Mar del Plata y algunas localidades de la Patagonia, a cargo de la empresa distribuidora Camuzzi. A su vez, el lunes pasado, más de cien mil usuarios […]

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Gas: La demanda aumentó un 70% en poco más de un mes y superó los registros de 2024

En ese marco, y en medio de una ola polar, las distribuidoras de gas interrumpieron el suministro a grandes usuarios, industrias y estaciones de GNC en varias regiones del país. Las medidas buscan asegurar el abastecimiento a usuarios prioritarios como hogares, hospitales, establecimientos educativos y comercios de bajo consumo. En medio de las bajas temperaturas que se registran en todo el país, con mínimas de hasta 11º bajo cero en algunas provincias, las distribuidoras de gas que operan en las regiones de Buenos Aires Norte, Centro Norte, Litoral, Norte, Noroeste, Cuyo y Sur interrumpieron el suministro a contratos en firme […]

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Petróleo: Namibia confirma un nuevo descubrimiento petrolero

Pancontinental confirmó el potencial petrolero en el bloque PEL 87 con nuevos estudios en la Cuenca Orange. La compañía australiana de exploración petrolera Pancontinental Energy dio a conocer los resultados de dos estudios sobre las propiedades de hidrocarburos en una licencia de exploración (PEL) que opera en la Cuenca Orange, frente a las costas de Namibia. La operadora afirmó que las nuevas evidencias brindan una mayor confianza sobre la presencia de un sistema de reservorios con alta relación neto a bruto y la existencia de hidrocarburos dentro del bloque PEL 87. El director ejecutivo de Pancontinental Energy, Iain Smith, declaró: […]

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Internacional: Sector minero – hidrocarburos reportó disminución en sus ingresos operacionales de 2024

El sector minero – hidrocarburos, el cuarto más destacado, aportó 49 sociedades con $183,7 billones, una reducción frente al 2023 ($209,5 billones). Asimismo, utilidades por $18,3 billones. Ecopetrol es la primera del top 10, aunque reportó un ingreso operacional inferior al de la edición pasada, quedando en $113,9 billones. Le sigue Drummond ($11,5 billones) con reducción también, y cierra el grupo de los tres primeros Carbones del Cerrejón con $6 billones, tras reportar en 2023 $7,5 billones. Verano Energy ($5,5 billones) y Frontera Energy ($4,3 billones) se quedaron en el cuarto y quinto lugar, respectivamente. Los ingresos operacionales de Zijin […]

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Zarpó el primer buque con crudo de Vaca Muerta desde Puerto Rosales

Puerto Rosales puso oficialmente en marcha su nuevo muelle offshore de Oiltanking Ebytem con la partida del buque Seaways Eagle, el que zarpó rumbo a Estados Unidos cargado con 70.000 toneladas de crudo provenientes de Vaca Muerta.

Se trata del primer embarque realizado desde esta flamante terminal marítima, inaugurada a principios de junio tras una inversión de 600 millones de dólares. Según consignó ArgenPorts, la carga se realizó a un ritmo operativo de 3.500 metros cúbicos por hora.

Con esta salida comienza una nueva etapa en el comercio exterior de hidrocarburos argentinos, impulsada por una infraestructura portuaria que promete multiplicar los ingresos por exportaciones petroleras.

El Seaways Eagle es un buque tipo LR1 (Long Range 1), de 228 metros de eslora, bandera de las Islas Marshall y propiedad de International Seaways Inc. Su zarpe marca el comienzo de las operaciones regulares de la Terminal Rosa Negra, desarrollada por Oiltanking América Latina.

La empresa, que era conocida como OilTanking pero que unificó su marca global por Otamérica, tiene prevista una tercera etapa de obra que incluirá la construcción de otros tres tanques adicionales, lo que elevará la capacidad total a 780.000 metros cúbicos, acompañando el crecimiento previsto en el transporte de crudo impulsado por el proyecto Duplicar X de Oleoductos del Valle (Oldelval).

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Figueroa: “Neuquén puede brindar energía a todo el Cono Sur”

El gobernador Rolando Figueroa participó esta mañana en Washington de una mesa sobre oportunidades de inversiones en el sector energético de la provincia. Fue en la sede de la embajada argentina en Estados Unidos, en una actividad organizada por el embajador Alejandro Oxenford.

“La potestad de los recursos naturales en la Argentina es de las provincias, por eso es sumamente importante un trabajo aceitado entre todos los sectores para volver exitoso un programa que llevamos adelante trabajando en equipo”, aseguró el gobernador durante el encuentro, del que participaron empresas e inversores relevantes del sector, agencias del gobierno federal, estudios jurídicos, consultoras y especialistas. Por el gobierno neuquino, también estuvieron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis ‘Pepé’ Ousset y de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele.

El mandatario neuquino destacó que, a partir de Vaca Muerta, Neuquén puede “ofrecerle al mundo el consumo de Argentina y Chile juntos multiplicado por seis por los próximos 30 años”. “El aumento de reservas nos ha llevado a cambiar el paradigma en el país”, agregó.

“Además de ir hacia el proceso de sustitución de importaciones, comenzamos a exportar gas y petróleo al resto de Latinoamérica y a utilizar la infraestructura existente”, dijo Figueroa y resaltó que “estamos llenando todos los ductos y estamos enviando gas a Chile: el 20% de la exportación va hacia ese país”.

“Estamos trabajando con el gobierno de Brasil y Petrobras, porque a partir de la sanción de la Ley Bases, existe la posibilidad de generar gasoductos y oleoductos dedicados. Esto significa que está fuera de la distribución del abastecimiento interno. Con este cambio de paradigma, un gasoducto dedicado es para exportación y para el país que en todo caso lo pueda desarrollar”, explicó.

El gobernador aseguró que el objetivo es triplicar la producción de petróleo y duplicar la de gas para 2030. “Nos va a conducir a no sólo sustituir las importaciones y transformar la balanza comercial en positiva en cuanto a la energía, sino también poder llegar a un superávit de 30.000 millones de dólares”, expresó y recalcó: “La Argentina va a pasar de ser un país con petróleo a ser un país petrolero. Todo esto va a venir de Neuquén”.

“Lo estamos haciendo de una manera muy consciente, porque consideramos que para extender la frontera de utilización de los hidrocarburos tenemos que trabajar en las emisiones. Queremos sacar nuestro gas en cero emisiones. Es un plan ambicioso que tenemos, pero pensamos lograrlo”, indicó.

Aseguró que “Neuquén está ávido de recibir inversiones” y destacó que desde el gobierno provincial “estamos volcando este año 1.000 millones de dólares en infraestructura; representa el 20% del presupuesto anual”.

Por último, remarcó que “sin sustentabilidad social no puede existir el desarrollo pujante de este proyecto económico que tenemos y es muy ambicioso. Esa sustentabilidad social la construimos a partir de dotar de infraestructura a la población y de oportunidades para su crecimiento”.

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Detallaron alcances del acuerdo de cesión con YPF para yacimientos convencionales

Autoridades del Poder Ejecutivo, encabezados por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, acompañado por el presidente de FOMICRUZ, Oscar Vera, y el secretario de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías, brindaron una conferencia de prensa, en la que se abordaron los principales aspectos relacionados al acuerdo con la empresa YPF SA, tendientes a la cesión de áreas convencionales que explotaba la operadora en la Cuenca del Golfo San Jorge.

De esta manera, el ministro Álvarez, relató las distintas instancias que resultaron en este Acuerdo, que encabezó el gobernador Claudio Vidal, recordando que el pasado 02 de abril, se firmó con el presidente de YPF Horacio Marín el Memorándum de Entendimiento; posteriormente el 2 de junio, se rubricó la cesión; y finalmente, el 19 de junio, se concretó la escrituración de diez áreas hidrocarburíferas, más la concesión de transporte asociadas a las mismas.

En ese punto, Álvarez recordó que “YPF lleva más de 80 años de actividad de la petrolera”, destacando que “uno de los puntos más importantes de esa cesión tiene que ver con los pasivos ambientales, motivo por el cual YPF no pudo llegar a un acuerdo con empresas privadas en una cesión entre privados y que sí pudimos destrabarlo desde Santa Cruz”, señalando que “se hará un relevamiento de la totalidad de los pasivos que deja YPF en la provincia. Seguramente se estarán firmando los contratos en esta semana por parte de la empresa, y ese trabajo técnico, de relevamiento, lo realizará el CONICET y/o la Universidad de Buenos Aires, ambos organismos de reconocida trayectoria en Argentina, a nivel internacional”.

Estas tareas “se van a realizar en 6 meses, en 180 días”, trabajo que dará como resultado “la totalidad de esos pasivos que integrarán inventario”, para luego avanzar “en un plan de trabajo por parte de YPF, que tiene un plazo máximo de saneamiento de 5 años”, momento en que la operadora “llevará adelante el saneamiento a costo propio de la empresa estatal”, lo que consideró “está generando un precedente a nivel nacional. No lo decimos nosotros, lo están manifestando los medios especializados, como así también otras provincias nucleadas en la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos, OFEPHI, en la última reunión, que se ha generado un nuevo parámetro de cómo se abandona o cómo se cede un área, y la responsabilidad de los pasivos por parte de la petrolera saliente”.

Otro de los puntos que se destacó en esta conferencia de prensa, fue en relación a la continuidad del proceso licitatorio, en el que Álvarez manifestó que “en pocos días más ya se estará llevando adelante el proceso licitatorio de estas 10 concesiones, más la concesión de transporte”, aclarando luego que “más allá de que haya una empresa o diferentes empresas trabajando en las concesiones de YPF, la operadora va a seguir trabajando en forma paralela y simultánea en lo que tiene que ver el estudio y la remediación ambiental, por el término de 5 años”, reiteró.

Durante estos 5 años, el ministro de Energía y Minería, explicó que “YPF se va a ocupar del abandono de perforaciones, perforaciones inactivas, los dos primeros años con 6 equipos de abandono, y los tres años siguientes, con cuatro equipos. YPF va a continuar en la provincia, en el flanco norte, trabajando en lo que es el abandono de perforaciones y el saneamiento de pasivos ambientales”.

Respecto a la licitación, se explicó que “FOMICRUZ se encuentra abocada a terminar los pliegos licitatorios y a los requerimientos mínimos que se van a solicitar en estos pliegos, por lo que la semana próxima va a estar comunicándose el llamado a licitación de estas áreas. Esperemos que sea lo más ágil posible, respetando la totalidad de los plazos de la legislación vigente y de los plazos legales”, augurando que “la misma sea exitosa en la cantidad de presentaciones y en el plan de inversión o el plan de trabajo que se requiere para las mismas”.

En relación al Bono Resarcitorio, que fue parte del Acuerdo con la operadora, Álvarez manifestó que “ya hubo un desembolso que corresponde a la escrituración, en el marco de la Responsabilidad Social Empresaria, por 200 millones de dólares, cuyo 70% ya fue ingresado a la provincia de Santa Cruz hace una semana atrás, cumpliendo los plazos que estaban en el Memorándum de Entendimiento. Queda un 30% de esos 200 millones de dólares, que se van a efectivizar una vez que se retira YPF, que termina la operación y mantenimiento”.

Por otro lado, explicó que se está trabajando junto a la empresa sobre el monto que se deberá abonar en concepto de compromisos de inversión, y que no fueron realizados, al señalar que “YPF está presentando información de los dos periodos de plazo, y se va a determinar cuál es el monto final de esos incumplimientos que tiene que abonar a la provincia de Santa Cruz”.

Por su parte, Oscar Vera, presidente de FOMICRUZ, consultado sobre la posibilidad de avanzar en algún posible esquema de asociación con las empresas que sean adjudicadas en la licitación de las áreas que deja YPF – como lo hace en la actividad minera – señaló que “son dos cosas distintas: una cosa es vender oro y plata, y tener un rédito con el usufructo, porque somos los titulares de las áreas mineras, más una participación accionaria. En este caso estamos planteando una participación por la venta de crudo”, revelando que “estamos negociando, preparando ese pliego justamente para que FOMICRUZ también forme parte del negocio petrolero”.

Finalmente, Gastón Farías, secretario de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, fue consultado sobre el rol de la Autoridad de Aplicación en materia ambiental, señalando que “tenemos una participación importante. Desde el primer día que asumimos, nuestra prioridad fue trabajar respecto de los pasivos ambientales, con la información que pudimos rescatar. YPF, de acuerdo a la Ley 3122, nunca ha cumplimentado el requisito principal que era la declaración de los pasivos”, por lo que “estamos haciendo un trabajo justamente para que, en el momento que se firme el convenio con CONICET y/o la UBA, podamos trabajar en conjunto, dado que nosotros somos ente de control”.

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Corte de gas a hogares: ¿qué fue lo que pasó en Mar del Plata y cómo se llevó adelante la reconexión del servicio?

Mar del Plata fue la localidad más afectada por los cortes en el suministro de gas natural residencial registrados en medio de la ola polar. Por la baja en la presión del servicio, los reguladores conectados a los medidores hogareños interrumpieron de modo automático el abastecimiento como medida de seguridad y los técnicos tuvieron que ir restableciéndolo manualmente a lo largo del día. Camuzzi Gas Pampeana informó este jueves por la noche que ya habían logrado reconectar a 2700 vecinos y se espera que la situación este normalizada este mediodía.

El intendente Guillermo Montenegro reunió al Comité de Crisis de la Municipalidad de General Pueyrredón y el miércoles a la noche dispuso la suspensión de clases el jueves en escuelas y universidades, así como la interrupción de todas las actividades en espacios deportivos y culturales. También se cerraron shoppings, bares y restaurantes en horario nocturno, priorizando el funcionamiento de los servicios esenciales como hospitales y geriátricos.

La medida parece exagerada si se toma en cuenta que, según Camuzzi, la interrupción del servicio afectó solo al 1,5% de los hogares, pero desde la compañía aclararon que fue una decisión correcta. “Fue una medida prudente y responsable. Cuando hay tan baja presión en la red, todo lo que no es indispensable debe ser cortado para que la recuperación sea más rápida. No se puede recuperar la presión si el consumo sigue constante. El corte de servicios no esenciales, permitió que la presión se normalice y que el mismo jueves hayamos podido comenzar con las reconexiones”, aseguraron.  

¿Qué fue lo que pasó?

Una característica distintiva del gas natural es que necesita presión para poder viajar largas distancias. Esa presión en su punto de origen la otorgan las plantas compresoras. La presión en los gasoductos troncales suele ser de 70 kilos/cm2 y cuando el fluido llega a las ciudades esa presión comienza a ser bajada. Ahí es cuando actúan las estaciones reguladoras de presión. Esas reguladoras hacen que el gas baje a condiciones operativas de seguridad para poder ingresar a las ciudades y alimentar las redes de distribución que operan con una presión que oscila entre un 1,5 y 4 kilos/cm2. Esas reguladoras no son las válvulas de bloqueo que se pueden accionar por seguridad cuando se detecta una rotura en un caño. Lo que hacen es regular la presión.  

Cuando el gas llega finalmente al hogar, hay un último regulador por cada hogar, que está conectado al medidor, que baja esos valores a 20 gramos/cm2, presión interna del gas que requiere la instalación desplegada dentro del hogar. Cuando ese regulador detecta que en la red la presión del gas, que suele estar entre un 1,5 y 4 kilos/cm2, baja de los 500 gramos/cm2 interrumpe el servicio como medida de seguridad.

A diferencia del servicio eléctrico, donde para restablecer el servicio alcanza con levantar la llave, en el gas natural el proceso requiere la intervención humana casa por casa. De hecho, Camuzzi Gas Pampeana puso el jueves a 150 técnicos a recorrer los hogares para normalizar la distribución.

El técnico constata que la presión del servicio se haya normalizado, que no haya aire en la cañería, conecta nuevamente el servicio y le pide al vecino que prenda una hornalla para constatar que todo funciona normalmente.

¿Por qué se corta el servicio?

Si los reguladores no cortaran el servicio de modo automático, el riesgo es que, debido a la baja presión, por ejemplo, una hornalla se termine apagando por falta de gas y cuando la presión se normalice el gas vuelva a salir, pero con el fuego ya apagado, si es que no existe una válvula de seguridad en el aparato de la cocina. Por lo tanto, eso podría derivar en la acumulación de gas en el ambiente con el riesgo evidente de una explosión.

¿Por qué Mar del Plata se vio más afectada?

Mar del Plata se vio más afectada porque los actores que operan a nivel mayorista, ya sea la petrolera o la transportista, no entregaron el gas que la ciudad necesita. “Ha habido inconvenientes aguas arriba en esa cadena que provocaron que a Mar del Plata no nos llegue el volumen de gas ni la presión para poder prestar el servicio en las condiciones que lo prestamos”, explicaron a EconoJournal fuentes de Camuzzi.

EconoJournal informó ayer que la debilidad del sistema gasífero se acentuó por problemas en el segmento de producción de gas, especialmente en Neuquén, dado que las empresas petroleras inyectaron esta semana, en promedio, unos 130 MMm3/día de gas, unos 10 millones menos que la media de la semana pasada, cuando se inyectaron a la red troncal de gasoductos unos 140 MMm3/día.

El Enargas ordenó una investigación para conocer las causas que explican por qué las empresas productoras —YPF, TotalEnergies, Tecpetrol, Pluspetrol, PAE, Pampa y CGC, entre otras— tuvieron menos gas disponible esta semana, la más fría del año, que la anterior.

, Fernando Krakowiak

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Crisis por el frío: extienden la suspensión en la venta de GNC hasta este viernes

Las autoridades regulatorias del sector energético confirmaron la prolongación de la suspensión del expendio de Gas Natural Comprimido (GNC) en estaciones de servicio de todo el país. La medida, que ya lleva varios días de implementación, se mantendrá vigente durante las próximas 24 horas según informaron ENARGAS y ECOGAS a través de la Asociación de Expendedores de Combustibles.

La decisión surge como consecuencia del monitoreo permanente que realizan los organismos de control sobre las condiciones del sistema gasífero nacional. Los reguladores mantienen bajo observación diversos parámetros técnicos y operativos que determinan la disponibilidad del combustible alternativo para el sector automotor.

El Comité de Emergencia, integrado por representantes de las entidades regulatorias, sesionará nuevamente durante la jornada de mañana para analizar la evolución del problema. En esa reunión se definirán las acciones posteriores y se evaluará la factibilidad de restablecer el servicio normal de carga de GNC en todo el país.

El corte en la venta de GNC (Gas Natural Comprimido) fue dispuesto para garantizar el abastecimiento en los hogares ante el alto consumo que se está registrando por la ola polar que afecta a gran parte del país. El corte fue anunciado este miércoles y se extenderá hasta el viernes, cuando se volverá a analizar la situación.

El objetivo principal es garantizar el abastecimiento de gas en los hogares, donde el consumo se dispara en jornadas de bajas temperaturas como las que se vienen registrando en las últimas semanas.

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El extraño timing de Sturzenegger: anunció la desregulación del sector de GLP pese a que los precios y el mercado ya eran libres desde enero

Corrían las 9.48 de la mañana de este jueves, en plena crisis del gas, la peor que se recuerde en mucho tiempo, con el suministro restringido por primera vez en años a hogares en la provincia de Buenos Aires, cuando el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, decidió postear en tono celebratorio en la red X (ex Twitter) la publicación del Decreto 446/2025. La norma, firmada por el presidente Javier Milei, modifica la Ley 26.020 (de Gas Licuado de Petróleo, GLP).

Sturzenegger presentó la iniciativa como una desregulación del mercado de gas de garrafas. Incluso arrobó en su posteo en X a María Tettamanti, la secretaria de Energía, que a esas horas de ayer se encontraba abocada a resolver la interrupción del suministro registrados en más de 1000 hogares de Mar del Plata, un área de concesión de Camuzzi.

Más allá de lo poco oportuno que pueda resultar anunciar la desregulación de la oferta del gas que consumen los sectores populares —los pobres son los que mayormente no tienen acceso a los tendidos de gas natural— justo cuando falta gas en todo el país, lo verdaderamente extraño de la decisión del ministro fue que difundió una liberación del mercado de GLP que en los hechos ya existía desde enero de este año. Fue la propia Tettamanti quien rubricó en diciembre de 2024 y en enero de este año una serie de resoluciones de la Secretaría de Energía que liberaron el funcionamiento del mercado de GLP, que por medidas intervencionistas dictadas por gobiernos kirchneristas se constituyó como uno de los negocios más opacos y discrecionales del área energética.

Desregulación

A principios de este año, la Secretaría de Energía eliminó los cupos mínimos de asignación de volúmenes de GLP por empresa y también los precios de referencia para venta al consumidor, dado que existían distorsiones evidentes entre los importes sugeridos por el Estado y los que finalmente pagaban los usuarios. A su vez, en enero de este año se facilitaron mecanismos de exportación-importación de GLP con la intención de establecer precios locales del GLP que estén alineados con el mercado internacional. Lo que se hizo a fines de 2024, en concreto, es desregular el funcionamiento económico del mercado de GLP con el objetivo de incentivar la inversión para amplificar la oferta. No hay ninguna novedad en ese sentido en lo anunciado ayer por Sturzenegger.

“La liberación del mercado de GLP se concretó en enero de este año. Lo hicimos en verano para testear como respondía el mercado a los cambios que introdujimos, en especial en lo que tiene que ver con los precios de venta, que constatamos que no se dispararon demasiado, y en el abastecimiento, porque nos preocupaba que los cambios afectaran la disponibilidad de producto en algunas provincias, pero eso no sucedió y vemos que la cadena de suministro no se vio afectada, más allá de un reacomodamiento lógico”, explicaron en un despacho oficial. “Lo que anunció ayer el ministro (de Desregulación y Transformación) está vinculado únicamente a levantar ciertas trabas administrativas y burocráticas, como solicitar la permisología para instalar un comercio de venta de GLP, pero no afecta al funcionamiento del mercado en términos económicos”, agregaron.

Cambios

A través de un comunicado, la Secretaría de Energía informó que “entre los principales cambios se encuentran la simplificación del sistema de autorizaciones para las empresas que quieran participar del mercado del GLP. Ahora, el cumplimiento de los requisitos fijados por la normativa será suficiente para operar. La Autoridad de Aplicación verificará la veracidad y el cumplimiento de esa documentación, e indicará las subsanaciones que correspondan dentro de un plazo de diez días hábiles desde su presentación. Transcurrido ese período sin observaciones, se considerará aprobada, otorgándose el silencio sentido positivo”.

A su vez, la Secretaría de Energía, como autoridad de aplicación, podrá delegar o coordinar tareas de fiscalización técnica y control con otros organismos públicos o privados, y suscribir convenios específicos con provincias, lo que permitirá fortalecer las capacidades operativas del Estado y asegurar una cobertura territorial más amplia y eficiente en materia de seguridad operacional.

Por otro lado, se le da libertad a los fraccionadores para que, sin intervención del Estado, establezcan el mejor mecanismo para el canje de envases, indispensable para asegurar que los recipientes circulen en condiciones técnicas adecuadas, y que puedan ser reutilizados conforme a las normas de seguridad.

, Nicolas Gandini

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Camuzzi avanza con las reconexiones de gas casa por casa en Mar del Plata

Camuzzi Gas Pampeana, la empresa distribuidora de energía en Mar del Plata, informó a última hora del jueves que el operativo de restitución del servicio en Mar del Plata avanza con buen ritmo a lo largo del día y hacia las 21.30 ya se había logrado reconectar a más de 2.700 vecinos.

Las tareas continuarán con las cuadrillas técnicas visitando casa por casa, hasta alcanzar las últimas viviendas afectadas.

La compañía convoca a aquellos usuarios que no han reportado sus cortes, a hacerlo llamando a sus líneas de emergencias disponibles las 24h del día:  0810-666-0810 y 0800-666-0810, para facilitar el registro de los casos y agilizar el procedimiento de devolución. En estos casos, el personal técnico no ingresa a los domicilios para restituir el servicio, pero sí necesitan que haya un responsable.

Asimismo, se informó que quedará activa una guardia permanente para atender aquellos casos en que los vecinos no se encuentran en el domicilio al momento de la visita de las cuadrillas, para su inmediata reconexión.

En este marco, el Municipio de General Pueyrredon, que había dispuesto la suspensión de clases y actividades comerciales, confirmó que este viernes se desarrollarán con normalidad.

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Future Energy Summit seguirá su gira 2025 con cuatro destinos estratégicos de LATAM: Brasil, Perú, Colombia y Chile

Tras el reciente y exitoso FES Iberia en la ciudad de Madrid, España, Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, se prepara para culminar su gira 2025 con cumbres clave sobre Brasil, Perú, Colombia y Chile.

La próxima cita será el 6 de agosto con el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas), dedicado a uno de los mercados renovables más grandes del mundo, que está a la espera de nuevos sucesos esenciales para avanzar en su transición energética con baterías, proyectos eólicos offshore y más subastas de largo plazo.

El encuentro virtual FES Brasil será de vital relevancia para conocer las expectativas sobre la subasta de reserva de capacidad con baterías, denominada LRCAP Almacenamiento, las concesiones para proyectos renovables en aguas jurisdiccionales del país y las previsiones para las licitación de nueva energía A-5 que se celebrará el 22/8 del presente año. 

Perú será el siguiente destino presencial en Latinoamérica, y la primera vez que Future Energy Summit llegará al país. El lunes 29 de septiembre, FES Perú promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Esta primera edición de FES Perú se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.

Es decir que, con espacios exclusivos de debate y networking, el encuentro en Perú se dará en un momento cúlmine para las renovables, a raíz de las altas expectativas por la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los Usuarios Regulados (leer), basado en criterios de licitaciones.

Dicha propuesta contempla la posibilidad de suministro sólo de energía y modalidades de contratación por bloques horarios, por lo que podría dar paso a más contratos renovables en Perú y marcar un punto de inflexión para una mayor competencia y eficiencia.

Tras FES Perú, Future Energy Summit viajará a Colombia los días 21 y 22 de octubre en la ciudad de Bogotá, para un evento que reunirá ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y expertos en financiamiento de energías renovables.

La quinta edición de FES Colombia se realizará el mismo año en el que el Ministerio de Minas y Energía adelantó un paquete de 19 medidas para destrabar proyectos renovables y agilizar las solicitudes de puntos de conexión en el país; la par que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio inicio al proceso para convocar a una nueva subasta de expansión del cargo por confiabilidad, con el objetivo de promover la entrada de nuevos parques al sistema durante el periodo 2029-2030.

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Mientras que la gira 2025 de Future Energy Summit se cerrará el 26 y 27 de noviembre en Santiago, Chile, pocos días después de las elecciones presidenciales del país para el período 2026-2030; por lo que la cuarta edición de FES Chile será crucial para conocer el rumbo de la transición energética que tomará el país por los próximos años. 

Entre los temas más relevantes se destaca el auge de sistemas de baterías con más 14 de GW de proyectos BESS en fase de calificación, el incremento de la participación de las energías limpias (más de más del 70% de la capacidad proviene de fuentes renovables), la aceleración de permisos sectoriales y los resultados de licitación de suministro 2025/01 para clientes regulados por 1680 GWh (la adjudicación está prevista para el 28 de octubre).

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Además, el país aguarda por los debates legislativos en torno al proyecto de ley de subsidios eléctricos, el frenado proyecto de “ley de cuotas” que aumenta de forma paulatina la meta porcentual de ERNC y el recientemente anunciado anteproyecto para acelerar la descarbonización al 2035 o antes; como también lo que suceda con la tramitación de 12 reglamentos sectoriales en los próximos meses, entre ellos la modificación de los DS N°125/2017 (coordinación y operación del sistema) y N°88/2019 (medios de generación de pequeña escala). 

Los encuentros mencionados no sólo cerrarán la gira 2025 de FES, sino que allí se debatirán sobre las oportunidades en los diferentes mercados, con sus respectivos esquemas de contratación y próximas licitaciones. Sumado a que serán espacio para que líderes de los ámbitos público y privado de la región evalúen la realidad de la transición energética y extiendan anuncios exclusivos para el sector.

Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, FES contará con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que pueden participar las empresas y entidades que asistan.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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Generadoras renovables se alistan para la histórica licitación de 1500 MW en Honduras

Honduras se encamina hacia un hito energético con la convocatoria de la Licitación Pública Internacional LPI 100 010/2021, orientada a contratar hasta 1500 MW de capacidad más el margen de reserva del 10% y energía eléctrica para la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

El proceso se realizará mediante un esquema de subasta inversa por rondas sucesivas que será aplicado por primera vez en el país y que permitirá competir simultáneamente a todas las tecnologías, tanto renovables como no renovables, en condiciones de igualdad. 

A cargo del diseño metodológico se encuentra la consultora Quantum América, con experiencia previa en los procesos de subastas de Guatemala y Panamá, la cual también llevó adelante una capacitación junto a la ENEE para todo el sector, a fin de brindar un acercamiento a todos los generadores.

“No fue solamente una capacitación sobre la metodología de subasta de rondas sucesivas inversas, sino también, sobre el modelo matemático Optime, que se utiliza en otros países, con el foco en capacitar a los actores del mercado sobre el funcionamiento del mismo para entender como será la adjudicación”, indicó Julián Nobrega, gerente de proyectos de Quantum América, en diálogo con Energía Estratégica.. 

El proceso será totalmente abierto, público e internacional, y se ejecutará en una única jornada, donde las ofertas serán recibidas, evaluadas y adjudicadas en tiempo real en un salón común. 

El modelo Optime ya fue probado con éxito en otras jurisdicciones de América Latina, pero ahora incorpora adaptaciones específicas al sistema eléctrico de Honduras y a las bases de la licitación, con ciertos cambios, donde se puede destacar como principal, la incorporación de una matriz de nodos.

“Para evitar que los proyectos se terminen adjudicando en nodos donde finalmente no podrán inyectar energía, se incorpora una matriz de nodo con restricciones de potencia a inyectar para que sean considerados en el momento de la subasta”, explicó Nobrega

«Todas las tecnologías competirán a la vez, en el mismo cubrimiento de la demanda, cada uno con su precio, perfil y contrato, con el objetivo de minimizar el costo total de compra; cada tecnología cubrirá la parte de la curva de demanda donde sea más competitiva”, agregó.

En este contexto, la licitación exigirá que las ofertas provengan de centrales nuevas, ya sean renovables o no, y que utilicen componentes de última tecnología y fabricación reciente. En el caso de las fuentes renovables variables, como solar o eólica, se requerirá sistemas de almacenamiento energético que garanticen la entrega de potencia firme sostenida en el tiempo.

Los proyectos podrán ubicarse en cualquier región del país, pero deberán estar dentro de los nodos habilitados por la ENEE. Y en caso de que un oferente proponga un nodo no incluido en el listado oficial, se realizará una nueva evaluación técnica por parte del Centro Nacional de Despacho (CND), que determinará la viabilidad de adjudicar, reasignar el nodo o descalificar la oferta.

Expectativas y próximos pasos

Quantum America participará activamente en dos instancias de simulación del proceso licitatorio, previstas para noviembre de 2025 y enero de 2026, que permitirán a las empresas familiarizarse con la dinámica de la subasta y afinar sus propuestas antes de la presentación formal.

Además, la consultora trabaja en una adenda al pliego para incorporar ajustes técnicos que contemplen todas las posibles variables. “Ya detectamos la necesidad de realizar algunos cambios puntuales en la adenda. Es decir, afinar las bases de licitación”, confirmó el gerente de proyectos de la compañía.

Aunque el modelo es nuevo en el país, Nobrega anticipó que será un proceso competitivo y que se podrían adjudicar buenos precios para el total de energía y potencia que se subastará. 

“Todavía las condiciones no son las mismas que Guatemala y por tanto podrían no ser los mismos resultados de precios, ya que es una metodología nueva para el sector hondureño, pero el modelo sí fue muy bien recibido por todos los organismos y habrá mucho interés del sector”, subrayó el especialista. 

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AES Argentina selecciona a Vestas como socio estratégico para expandir el complejo eólico Vientos Bonaerenses

AES Argentina ha seleccionado por primera vez a Vestas para el desarrollo de los parques eólicos Vientos Bonaerenses III y IV, ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires. Este acuerdo marca la primera colaboración entre ambas compañías en Argentina, en línea con su compromiso compartido con la transición energética.

Bajo este contrato, Vestas será responsable de la provisión e instalación de 16 turbinas modelo V162-6.4 MW, con una altura de buje de 125 metros, que aportarán una capacidad instalada total de más de 102,4 MW, y permitirán duplicar la capacidad actual del complejo. El inicio de las obras civiles y eléctricas está previsto para los próximos meses, y la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se proyecta para el cuarto trimestre de 2026. Una vez finalizada la construcción, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento de los parques por un período de 10 años, bajo un contrato de servicios AOM 5000, que garantiza los más altos estándares de disponibilidad, seguridad y rendimiento operativo.

AES Argentina anunció recientemente que este nuevo desarrollo implicará una inversión de aproximadamente US$ 150 millones y generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y fortaleciendo el crecimiento energético de la región.

Estamos muy orgullosos de que AES Argentina nos haya elegido su socio estratégico para este proyecto emblemático. Esta primera colaboración entre ambas empresas en el país refuerza la posición de Vestas como referente en soluciones eólicas de alto rendimiento, adaptadas a las necesidades del mercado local y con un enfoque en la creación de valor sostenible a largo plazo. En Vestas, combinamos tecnología de vanguardia, una cadena de suministro robusta, presencia local consolidada y décadas de experiencia en instalación, operación y mantenimiento de parques eólicos. Pero, sobre todo, nos enfocamos en entender a fondo los objetivos de nuestros clientes para diseñar soluciones a medida que los ayuden a alcanzar sus metas de negocio, acelerando al mismo tiempo la transición hacia un sistema energético más limpio, resiliente y sostenible”, dijo Andrés Gismondi, country head de Vestas Argentina y vicepresidente de negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.

Con una presencia consolidada en Argentina desde hace más de 30 años, Vestas ha instalado más de 2.560 MW en el país y continúa expandiendo su contribución al desarrollo de energías limpias.

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Solis obtiene la certificación ISO 27001 para seguridad de la información

Solis, reconocido como uno de los fabricantes de inversores más experimentados y grandes del mundo, ha obtenido la certificación del Sistema de Gestión de Seguridad de la Información ISO/IEC 27001:2022 por parte de TÜV Süd, organismo de pruebas y certificación de renombre y confianza a nivel mundial. Esta noticia marca un hito en la misión de Solis de ofrecer no solo tecnología de clase mundial, sino también soluciones digitales seguras y preparadas para el futuro para sus clientes.

Con los sistemas de energía inteligente cada vez más conectados, la ciberseguridad se ha convertido en una prioridad para distribuidores, instaladores y usuarios finales por igual. Esta certificación, reconocida internacionalmente como el estándar de oro en seguridad de la información, refuerza el compromiso de Solis de proteger a las personas que confían en sus productos y servicios.

“Es más que un distintivo, es un compromiso”, comentó Jimmy Wang, CEO de Solis.

“Estamos orgullosos de ofrecer productos confiables, pero hoy, la confiabilidad también significa proteger los datos de los usuarios, las plataformas en la nube y los dispositivos conectados. Obtener la ISO 27001 demuestra a nuestros socios y clientes que asumimos esta responsabilidad con seriedad, especialmente mientras continuamos expandiendo nuestros servicios de monitoreo de energía y funciones de control inteligente de energía a nivel global. Queremos que nuestros clientes tengan la certeza de que Solis es una marca en la que pueden confiar», agregó.

Este hito se suma al sólido historial de Solis en calidad y cumplimiento. La compañía cuenta con una amplia gama de certificaciones internacionales, incluyendo:

  • Regulación de ciberseguridad PSTI del Reino Unido
  • Prácticas de protección de datos alineadas con GDPR en la plataforma SolisCloud
  • Aprobaciones de seguridad de producto CE, UKCA y VDE
  • Cumplimiento de red en los principales mercados globales
  • IEC 61727 e IEC 62116 – Conexión y operación en red
  • IEC 62109-1 e IEC 62109-2 – Normas de seguridad para inversores fotovoltaicos

La certificación ISO 27001 resalta la dedicación de Solis a liderar en seguridad de la información, un aspecto especialmente crítico para SolisCloud, la plataforma de monitoreo de energía de la compañía. Con la introducción de nuevas funciones como el control con IA y la gestión automática de energía, Solis asegurará que estas actualizaciones cuenten con una protección de datos confiable. La empresa continuará colaborando estrechamente con reguladores, organismos de prueba y socios para mantener los más altos estándares de seguridad. A medida que el panorama energético se digitaliza cada vez más, Solis garantiza que la innovación no se logre a costa de la seguridad de sus clientes.

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Avanza reglamentación para agilizar procesos de solicitudes de puntos de conexión en Colombia

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) hace parte del nuevo Comité Técnico Interinstitucional, anunciado por el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, el cual, estará liderado por este Ministerio y del que también hace parte la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), esto con el fin de llevar a cabo la construcción de una nueva Resolución que promueva una mayor eficiencia, eficacia y desarrollo en los procesos de solicitudes de puntos de conexión del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Con esta nueva Resolución, el gobierno nacional busca actualizar el marco normativo vigente y realizar las mejoras necesarias al régimen actual, con el propósito de incorporar las lecciones aprendidas y fortalecer las disposiciones, procedimientos y lineamientos de política pública para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el país.

“Buscamos la materialización de proyectos en el Sistema de Transmisión Nacional, a través de la redistribución de la capacidad de potencia que hoy está asignada a proyectos que no han avanzado en su implementación, para reasignarla a quienes están listos para avanzar en esta, y así, contar con un sistema eléctrico fortalecido, competitivo y sostenible que beneficie a todos los colombianos, apalancado en la entrada de más proyectos de energía renovable para una transición energética segura y confiable”, destacó Manuel Peña Suárez, director de la UPME.

Asimismo, desde la UPME se está robusteciendo la Ventanilla Única de trámites y servicios, para que, desde esta plataforma, se de mayor claridad y orden a las solicitudes de conexión, y unificando los procesos que se derivan en respuestas más oportunas para los desarrolladores.

Por otra parte, se busca asegurar que los recursos disponibles en la asignación de capacidad de transporte en el SIN, se utilicen de manera óptima y que los proyectos de generación cumplan con los requisitos necesarios para su conexión al sistema eléctrico nacional.

Este esfuerzo interinstitucional responde a la necesidad de contar con una regulación más robusta, alineada con los desafíos del sector energético y orientada a garantizar un desarrollo sostenible, competitivo y confiable del sistema eléctrico nacional para todos los colombianos.

El proyecto normativo estará disponible para comentarios y observaciones de la ciudadanía a finales de julio de 2025, mediante los canales oficiales del Ministerio de Minas y Energía.

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Nuevo récord de demanda de energía eléctrica en invierno en Argentina

El consumo de energía eléctrica en Argentina alcanzó un nuevo récord para el invierno de 28119 MW a las 20:36 hs del martes 1 de julio, en el marco de la ola de frío que afecta a todo el país. Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), se trata del mayor pico de demanda registrado en un día hábil.

Las temperaturas extremas se registraron en las 23 provincias argentinas y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Durante el fin de semana se produjeron nevadas inusuales en distintos puntos del país y Buenos Aires experimentó su temperatura más baja desde 1991. Estas condiciones climáticas posicionaron a Argentina entre los lugares más fríos del planeta en esos días.

Ante este escenario, algunas distribuidoras socias de Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) implementaron acciones preventivas para preservar la seguridad del sistema y asegurar el abastecimiento a la demanda residencial. El sistema eléctrico argentino funciona con el compromiso diario de más de 60 mil colaboradores, dedicados a garantizar el suministro las 24 horas, los 365 días del año.

ADEERA—presente en todo el país— acompaña a los usuarios con información y herramientas para fomentar un uso más inteligente de la energía. Elegir adecuadamente cómo calefaccionar los espacios no solo tiene impacto en la factura eléctrica, sino también en el ambiente y en la calidad de vida.

Frente al pronóstico de bajas temperaturas para esta semana en gran parte del país, es clave incorporar hábitos de consumo eficiente: contribuyen a aliviar la red, reducen el riesgo de contingencias y benefician a toda la comunidad.

La eficiencia energética es una herramienta transversal que puede adaptarse a cada realidad local para que todas las personas accedan a una energía segura, continua y sustentable.

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Presentaron en Diputados un proyecto de Ley que propone crear un RIGI específico para incentivar la producción de hidrógeno mediante energía renovable

La diputada Lorena Villaverde de La Libertad Avanza (LLA) y Martín Maquieyra del PRO presentaron un proyecto de Ley que tiene como objetivo establecer un marco normativo para promover inversiones en la industria del hidrógeno renovable y de bajas emisiones. Se trata del hidrógeno obtenido mediante la electrólisis del agua utilizando energía eléctrica provista por fuentes renovables —fundamentalmente eólica— y mediante procesos que puedan certificar emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) por debajo de límites máximos.

«El proyecto prevé la creación de un RIGI específico para la industria de hidrógeno, con una ventana de ingresos de cinco años y un plazo mayor para hacer la inversión mínima. Además, regula la actividad más allá del RIGI y establece la estabilidad fiscal por 30 años, entres o no al régimen de incentivos. Lo trabajamos con la Secretaría de Energía por varios meses, mejorando el proyecto del año pasado. Además, logramos que lo acompañen con la firma diputados de todos los bloques», explicó Maquieyra a EconoJournal.

Martín Maquieyra diputado del PRO

La normativa, que declara las actividades vinculadas al hidrógeno de interés general, propone adaptar el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ya que plantea ampliar de dos a cinco años el plazo de adhesión para los proyectos, con posibilidad de prorrogar – por única vez – la vigencia de ese plazo por un periodo de hasta un año.

A su vez, tiene como objetivo ampliar de dos a tres años el plazo para cumplir con la inversión mínima a fin de que se materialicen las iniciativas vinculadas a la cadena de valor del hidrógeno de origen renovable.

Estabilidad tributaria

El proyecto establece que los proyectos de inversión gozarán de estabilidad normativa en materia tributaria por 30 años contados desde la fecha de su sanción.  Esta estabilidad implica que las iniciativas no podrán ser afectadas por la derogación de Ley ni por la sanción de normas tributarias que resulten más gravosas que las que estén vigentes al momento de su entrada en vigor.

Además expone que no le resultarán aplicables los nuevos tributos que se creen ni los incrementos de tributos existentes mientras rija la estabilidad.

Objetivos

En el proyecto de Ley, los diputados argumentan que los objetivos de las iniciativas consisten en incentivar las inversiones privadas, nacionales y extranjeras destinadas al desarrollo de la industria del hidrógeno y preparar las condiciones para que la Argentina pueda posicionarse como un exportador en el mercado global.

También busca promover la producción, el uso y la exportación del hidrógeno y el desarrollo e industrialización de electrolizadores, celdas de combustible para la generación de energía a partir de hidrógeno, tecnologías de almacenamiento masivo, sistemas de distribución, así como la producción industrial de combustibles y otros compuestos derivados del hidrógeno.

Sistema de certificación

La autoridad de aplicación, que será designada por el Poder Ejecutivo, podrá establecer un sistema de certificación homologable internacionalmente, aprobar normas de seguridad, autorizar proyectos y coordinar con actores públicos, privados y académicos.

El diseño del sistema de certificación deberá establecer los mecanismos para su gobernanza. En ese sentido, deberá incluir los requerimientos que deberán cumplir las instituciones que actuarán como auditoras y certificadoras en el ámbito nacional, como así también la entidad que actuará como plataforma de registro de los certificados que se emitan.

A su vez, la autoridad de aplicación tendrá que intervenir en la elaboración y actualización de la Estrategia Nacional del Hidrógeno con el objeto de promover el desarrollo de la economía del hidrógeno de origen renovable y de bajas emisiones en el país. Para esto podrá convocar a representantes del sector científico, académico y productivo con experiencia en el sector, incluyendo a los organismos especializados de cada una de las jurisdicciones.

, Loana Tejero

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El Gobierno decretó la desregulación del mercado del GLP. Se eliminan precios de referencia

El Gobierno Nacional, a través del Decreto 446/20205, avanzó en la desregulación del sector del Gas Licuado de Petróleo (GLP).

La norma incluye medidas como la eliminación de los precios de referencia, de las autorizaciones previas para exportar y la simplificación de la incorporación de nuevas empresas para tener un mercado de garrafas más competitivo y con mayor participación privada, comunicó la Secretaría de Energía.

Este Decreto significa una reforma integral de la Ley 26.020, de 2005 (Régimen de la industria y comercialización del gas licuado), que a juicio del gobierno “había generado un esquema de fuerte intervención estatal a lo largo de toda la cadena de valor: sobreregulación, duplicación de funciones, distorsiones de mercado y sobrecostos operativos que impactaban negativamente en los precios al consumidor”.

Entre los principales cambios, se puntualizó, “se encuentran la simplificación del sistema de autorizaciones para las empresas que quieran participar del mercado del GLP. Ahora, el cumplimiento de los requisitos fijados por la normativa será suficiente para operar.

La Autoridad de Aplicación verificará la veracidad y el cumplimiento de esa documentación, e indicará las subsanaciones que correspondan dentro de un plazo de diez días hábiles desde su presentación. Transcurrido ese período sin observaciones, se considerará aprobada, otorgándose el silencio sentido positivo”.

A su vez, la Secretaría de Energía, como autoridad de aplicación, “podrá delegar o coordinar tareas de fiscalización técnica y control con otros organismos públicos o privados, y suscribir convenios específicos con provincias, lo que permitirá fortalecer las capacidades operativas del Estado y asegurar una cobertura territorial más amplia y eficiente en materia de seguridad operacional”.

Por otro lado, “se le da libertad a los fraccionadores para que, sin intervención del Estado, establezcan el mejor mecanismo para el canje de envases, indispensable para asegurar que los recipientes circulen en condiciones técnicas adecuadas, y que puedan ser reutilizados conforme a las normas de seguridad”, señaló Energía.

Además, “se liberan las exportaciones de GLP una vez garantizado el volumen de abastecimiento interno. Ante la notificación de exportación, el Estado tendrá 7 días para objetarla y si no el silencio tendrá sentido positivo”.

En tanto, “se eliminan los precios de referencia, porque son los privados los que están en mejores condiciones para negociar y fijar los precios”, sostiene el decreto.

Por último, “se quitan las limitaciones asociadas a la paridad de exportación. Además, se liberaron las importaciones quitando las trabas que imponía la ley para que el proveedor del exterior pueda competir con el mercado interno”.

“Con esta desregulación se reorienta el rol del Estado hacia funciones esenciales de seguridad y fiscalización técnica y se devuelve al sector privado la libertad operativa y comercial. Así se promueve un modelo de abastecimiento eficiente, competitivo y transparente; que genera condiciones más propicias para el desarrollo de la industria y la mejora en el servicio al consumidor”, argumentó el gobierno.

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Gas: Energía mantiene restricciones para el GNC. Camuzzi y el suministro domiciliario en Mar del Plata

El Comité de Emergencia convocado por la Secretaría de Energía y que integran además el ENARGAS, y las empresas Cargadoras, Transportadoras y Distribuidoras de gas resolvió mantener hasta las 14 horas del viernes 4 de julio las restricciones de suministro a estaciones de GNC e industrias, tanto en contratos firmes como interrumpibles.

Durante este período, se está aprovechando la disminución de la demanda residencial para presurizar el sistema y recuperar el linepack consumido, condición necesaria para garantizar la estabilidad del suministro en todos y cada uno de los puntos del país, se indicó.

El viernes por la mañana, el Comité volverá a reunirse para evaluar los avances. En función de la situación en que se encuentre el sistema, se comenzará a liberar consumos de manera gradual: primero los contratos firmes y, en última instancia, los interrumpibles, se comunicó.

👉 Mar del Plata: “según información oficial de la empresa distribuidora Camuzzi, ya se logró restablecer el servicio (de suministro domiciliario de gas por redes) en la mitad de los hogares afectados por cortes, que resultan menos del 1 % de los usuarios del área involucrada”, indicó Energía, y añadió que “Se reforzaron las cuadrillas en la zona para avanzar con la reposición total del suministro lo antes posible”.

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Adeera: Nuevo record de demanda de electricidad en invierno. 28.119 MW

El consumo de energía eléctrica a nivel nacional alcanzó un nuevo récord para el invierno de 28.119 MW a las 20:36 hs del martes 1 de julio, en el marco de la ola de frío que afecta a todo el país. Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), se trata del mayor pico de demanda registrado en un día hábil.

Un informe de Adeera describió que las bajas temperaturas extremas se registraron en las 23 provincias argentinas y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Durante el fin de semana se produjeron nevadas inusuales en distintos puntos del país y Buenos Aires experimentó su temperatura más baja desde 1991.

Estas condiciones climáticas posicionaron a Argentina entre los lugares más fríos del planeta en esos días, se destacó.

Ante este escenario, algunas distribuidoras integrantes de la asociación empresaria implementaron acciones preventivas para preservar la seguridad del sistema y asegurar el abastecimiento a la demanda residencial. El sistema eléctrico argentino funciona con el compromiso diario de más de 60 mil colaboradores dedicados a garantizar el suministro las 24 horas, los 365 días del año, se explicó.

Adeera —presente en todo el país— acompaña a los usuarios con información y herramientas para fomentar un uso más inteligente de la energía. Elegir adecuadamente cómo calefaccionar los espacios no solo tiene impacto en la factura de electricidad, sino también en el ambiente y en la calidad de vida.

Frente al pronóstico de bajas temperaturas para esta semana en gran parte del país, es clave incorporar hábitos de consumo eficiente: contribuyen a aliviar la red, reducen el riesgo de contingencias y benefician a toda la comunidad.

La eficiencia energética es una herramienta transversal que puede adaptarse a cada realidad local para que todas las personas accedan a una energía segura, continua y
sustentable, señaló la entidad.

Acerca de Adeera

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes en todo el país.

Estas empresas operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.

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Mega, una empresa participada por YPF, emitió una ON por US$ 60 millones en el mercado local

En medio del impacto generado en el mercado por el fallo de la juez de Nueva York Loretta Preska a favor del fondo Burford Capital, que intima al estado argentino a a transferir el 51% de las acciones de YPF, Compañía Mega, una sociedad participada por la petrolera bajo control estatal, logró emitir una Obligación Negociable (ON) por casi US$ 60 millones a una tasa de interés competititva de 7,5%, en el mercado local.

La empresa, cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), salió al mercado para colocar una emisión de ON Clase 1, simples y no convertibles en acciones, a 24 meses de plazo, por un valor inicial de US$ 50 millones con la posibilidad de ampliar a US$100 millones.

Las obligaciones negociables cuentan con una calificación crediticia AAA (Perspectiva Estable) emitida por Fix SCR (afiliada de Fitch Ratings). Los fondos obtenidos por la emisión serán destinados a capital de trabajo, inversiones productivas, y fines corporativos generales, reforzando así la solidez financiera de la compañía y acompañando el plan de crecimiento.

Tomás Córdoba, gerente general de Compañía Mega.

La empresa se encuentra en un proceso de inversión que en una primera etapa le permitirá, a comienzos de 2026, finalizar las obras que les permitirá producir dos millones de toneladas de C2+ al año, lo que en la jerga se conoce a la producción de propano, butano y gasolinas, con planes de ampliarla a 2,5 millones, buscando aliviar cuellos de botella del sector upstream y potenciar sinergias en el procesamiento de NGLs.

La primera emisión de Mega

“Como resultado de un importante trabajo en equipo, realizamos esta primera emisión en la historia de Mega que nos permitirá continuar afianzando la expansión de la compañía a través de inversiones productivas y robusteciendo la solidez financiera y el crecimiento sostenido del negocio”, destacó Tomás Córdoba, gerente general de Mega.

Actualmente, se está concretando la última etapa de la inversión en el Nuevo Tren de Fraccionamiento que se está construyendo en la planta de Bahía Blanca. “Esto nos permitirá aumentar la capacidad de producción en hasta un 50%, y seguir afianzando nuestra liderazgo capturando el valor de los líquidos del gas natural a través de nuestro proceso de separación y fraccionamiento, contribuyendo y potenciando el desarrollo de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta”, agregó Córdoba.

Por su parte, José Luis Borrello, CFO de la compañía resalto el ”gran desempeño de la emisión inaugural, así como la máxima calificación crediticia a nivel local que otorgó FIX, lo que es consecuencia de una operación eficiente y de excelencia desde hace más de 24 años, que se transforma en solidez financiera y estabilidad en los resultados”.

Las entidades colocadoras fueron Banco Galicia, Banco Santander, ICBC Argentina, BBVA Argentina, Banco de la Provincia de Buenos Aires, BACS Banco de Crédito y Securitizarían, Banco Patagonia, Balanz Capital y PP Inversiones.

, Ignacio Ortiz

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

MEGA emitió Obligaciones Negociables por un monto de US$ 59,5 millones, a una tasa del 7,5% a 24 meses

Compañía Mega, una empresa argentina líder en el procesamiento de gas natural y producción de líquidos asociados (NGL), informa los resultados de su primera emisión de Obligaciones Negociables clase I por US$ 59.5 millones.

Concretamos exitosamente nuestra primera emisión de obligaciones negociables en el mercado de capitales local, alineada con nuestra estrategia de financiamiento y desarrollo sostenible.

Las obligaciones negociables cuentan con una calificación crediticia AAA (Perspectiva Estable) emitida por Fix SCR (afiliada de Fitch Ratings). Los fondos obtenidos por la emisión serán destinados a capital de trabajo, inversiones productivas, y fines corporativos generales, reforzando así la solidez financiera de la compañía y acompañando el plan de crecimiento.

Agradecemos el acompañamiento de las instituciones financieras con quienes trabajamos en conjunto en esta transacción tan importante, a los inversores por la confianza depositada en nosotros, y reafirmamos nuestro compromiso con la transparencia, la eficiencia y la excelencia, con el foco en la generación de valor a largo plazo: Banco Galicia, Banco Santander, ICBC Argentina, BBVA Argentina, Banco de la Provincia de Buenos Aires, BACS Banco de Crédito y Securitizarían, Banco Patagonia, Balanz Capital y PP Inversiones.

“Como resultado de un importante trabajo en equipo, realizamos esta primera emisión en la historia de MEGA que nos permitirá continuar afianzando la expansión de la compañía a través de inversiones productivas y robusteciendo la solidez financiera y el crecimiento sostenido del negocio. Actualmente estamos atravesando la última etapa de la inversión en el NTF – Nuevo Tren de Fraccionamiento – que estamos construyendo en la planta de Bahía Blanca y que nos permitirá aumentar la capacidad de producción en hasta un 50%, y seguiremos afianzando nuestra solidez y liderazgo capturando el valor de los líquidos del gas natural a través de nuestro proceso de separación y fraccionamiento, contribuyendo y potenciando el desarrollo de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta” Tomás Córdoba, Gerente General.

“Agradecemos a todo el equipo de Mega por el excelente trabajo realizado, a las entidades financieras que nos acompañaron en la transacción y a los inversores por la confianza y el acompañamiento en la primera emisióndelaCompañíaenelmercadolocaldecapitalesdedeuda. Estegrandesempeñoennuestraemisión inaugural, así como la máxima calificación crediticia a nivel local que nos otorgó FIX, es la consecuencia de una operación eficiente y de excelencia desde hace más de 24 años, que se transforma en solidez financiera y estabilidad en los resultados aportando valor a nuestros accionistas, a la industria y desde ahora, también, a los inversores locales. José Luis Borrello, CFO

Sobre Compañía Mega

Compañía Mega, es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.

Con un complejo industrial modelo opera con plantas estratégicamente ubicadas en Loma La Lata – zona central de Vaca Muerta en NQN y en Bahia Blanca dentro del Polo Petroquímico más importante de Argentina y un poliducto de 600 km que une ambas plantas; procesando alrededor del 40% del gas producido en la Cuenca Neuquina – principal cuenca productora de hidrocarburos del país.

MEGA es el principal exportador argentino de GLP y cumple un rol muy importante en el abastecimiento del mercado interno, y es el principal productor y proveedor de etano para la industria petroquímica local; cumpliendo con los más altos estándares de calidad a nivel internacional.

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MEGA emitió Obligaciones Negociables por un monto de US$ 59,5 millones, a una tasa del 7,5% a 24 meses

Compañía Mega, una empresa argentina líder en el procesamiento de gas natural y producción de líquidos asociados (NGL), informa los resultados de su primera emisión de Obligaciones Negociables clase I por US$ 59.5 millones.

Concretamos exitosamente nuestra primera emisión de obligaciones negociables en el mercado de capitales local, alineada con nuestra estrategia de financiamiento y desarrollo sostenible.

Las obligaciones negociables cuentan con una calificación crediticia AAA (Perspectiva Estable) emitida por Fix SCR (afiliada de Fitch Ratings). Los fondos obtenidos por la emisión serán destinados a capital de trabajo, inversiones productivas, y fines corporativos generales, reforzando así la solidez financiera de la compañía y acompañando el plan de crecimiento.

Agradecemos el acompañamiento de las instituciones financieras con quienes trabajamos en conjunto en esta transacción tan importante, a los inversores por la confianza depositada en nosotros, y reafirmamos nuestro compromiso con la transparencia, la eficiencia y la excelencia, con el foco en la generación de valor a largo plazo: Banco Galicia, Banco Santander, ICBC Argentina, BBVA Argentina, Banco de la Provincia de Buenos Aires, BACS Banco de Crédito y Securitizarían, Banco Patagonia, Balanz Capital y PP Inversiones.

“Como resultado de un importante trabajo en equipo, realizamos esta primera emisión en la historia de MEGA que nos permitirá continuar afianzando la expansión de la compañía a través de inversiones productivas y robusteciendo la solidez financiera y el crecimiento sostenido del negocio. Actualmente estamos atravesando la última etapa de la inversión en el NTF – Nuevo Tren de Fraccionamiento – que estamos construyendo en la planta de Bahía Blanca y que nos permitirá aumentar la capacidad de producción en hasta un 50%, y seguiremos afianzando nuestra solidez y liderazgo capturando el valor de los líquidos del gas natural a través de nuestro proceso de separación y fraccionamiento, contribuyendo y potenciando el desarrollo de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta” Tomás Córdoba, Gerente General.

“Agradecemos a todo el equipo de Mega por el excelente trabajo realizado, a las entidades financieras que nos acompañaron en la transacción y a los inversores por la confianza y el acompañamiento en la primera emisióndelaCompañíaenelmercadolocaldecapitalesdedeuda. Estegrandesempeñoennuestraemisión inaugural, así como la máxima calificación crediticia a nivel local que nos otorgó FIX, es la consecuencia de una operación eficiente y de excelencia desde hace más de 24 años, que se transforma en solidez financiera y estabilidad en los resultados aportando valor a nuestros accionistas, a la industria y desde ahora, también, a los inversores locales. José Luis Borrello, CFO

Sobre Compañía Mega

Compañía Mega, es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.

Con un complejo industrial modelo opera con plantas estratégicamente ubicadas en Loma La Lata – zona central de Vaca Muerta en NQN y en Bahia Blanca dentro del Polo Petroquímico más importante de Argentina y un poliducto de 600 km que une ambas plantas; procesando alrededor del 40% del gas producido en la Cuenca Neuquina – principal cuenca productora de hidrocarburos del país.

MEGA es el principal exportador argentino de GLP y cumple un rol muy importante en el abastecimiento del mercado interno, y es el principal productor y proveedor de etano para la industria petroquímica local; cumpliendo con los más altos estándares de calidad a nivel nacional e internacional.

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Gas: El Gobierno desregula el mercado del gas envasado y deja de injerir en precios, oferta y demanda

A través de un decreto se modificó el marco regulatorio del GLP y se limitó la intervención estatal. El Gobierno nacional modificó el marco regulatorio del gas envasado y limitó la intervención estatal a la fiscalización de seguridad, dejando de tener injerencia en precios, oferta y demanda, mediante el Decreto 446/2025, publicado este jueves en el Boletín Oficial. La normativa, que desregula el mercado de la industria y comercialización de gas licuado de petróleo (GLP), restringe la tarea de la Secretaría de Energía como autoridad de aplicación “exclusivamente a la fiscalización del cumplimiento de los parámetros de seguridad correspondientes”. En […]

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Vaca Muerta: crece la preocupación de las pymes por el abandono de las operadoras

Raúl Martín, presidente de la Cámara de Comercio de Añelo, explicó por la 750 la delicada situación que viven las empresas locales, en franca caída de la producción. El presidente de la Cámara de Comercio de Añelo, Raúl Martín, denunció que las operadoras de Vaca Muerta están dejando de lado a las empresas locales, llevándolas a una dramática situación de caída de la productividad y poniendo en riesgo el desarrollo de la zona. Advierten por pérdidas de puestos de trabajo. Martín advirtió que, pese al avance del año, aún no hay definiciones concretas sobre las inversiones previstas por las grandes […]

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Empleo: Gracias a Vaca Muerta, gas y petróleo son los rubros que más empleo generaron en los últimos diez años

Con Vaca Muerta a la cabeza, el sector energético, en general, y el de producción de gas y petróleo, en particular, fueron los rubros con mayor crecimiento relativo de puestos de trabajo formales en los últimos diez años, según surge de los registros oficiales de empleo que muestra la Secretaría de Trabajo de Julio Cordero, y si se los toma en comparación con el mercado laboral en general. De acuerdo con un informe de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, basado en datos del área de Cordero, en la última década el empleo en este segmento aumentó un […]

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Gas: El comunicado de Camuzzi por los cortes en Mar del Plata

La empresa distribuidora indicó que se registraron “mejoras sostenidas” en el servicio y que se seguirá restituyendo de forma progresiva. En el marco de la ola de frío que azota a varias regiones de Buenos Aires y otras provincias, gran parte de la ciudad de Mar del Plata se encuentra sin suministro de gas natural debido al récord de consumo, que obligó a activar medidas. En este marco, Camuzzi Gas Pampeana -la empresa distribuidora del servicio- dio detalles sobre cómo siguen los trabajos para reestablecer el sistema e indicó que serán “progresivos”. “Si bien el sistema de distribución de gas […]

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Inversiones: Mendoza lanza un nuevo modelo de licitación para atraer hidrocarburos

La provincia actualizó su Pliego Modelo 2025 para modernizar el régimen de licitaciones en hidrocarburos. El nuevo esquema busca captar inversiones estratégicas. La provincia de Mendoza anunció la modernización de su Pliego Modelo 2025 para la adjudicación de áreas de exploración y explotación de hidrocarburos, con el objetivo de consolidar un régimen más flexible, ágil y atractivo para inversores. La actualización incorpora los cambios introducidos por la Ley Nacional de Bases, que promueve una mayor eficiencia en la industria energética. El nuevo marco refuerza el sistema de licitación continua, permitiendo convocatorias en cualquier momento del año y facilitando así un […]

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Vaca Muerta: Freno en junio; se realizaron 1968 etapas de fractura

La actividad fue menor a la del mes anterior. YPF, Pan American Energy y Pluspetrol, los tres primeros puestos en perforación en la formación neuquina. Las etapas de fractura, que permiten señalar el ritmo de la actividad no convencional de hidrocarburos, marcaron un descenso en la actividad en Vaca Muerta. Según el informe que mes a mes difunde la Fundación Contactos Energéticos, en junio se alcanzaron las 1968 etapas, muy lejos del récord de mayo, donde se habían alcanzado las 2588 punciones en la roca madre. Según los detalles de trabajo que difunde Luciano Fucello, presidente y cofundador de la […]

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Minería: En Catamarca el Gobierno fortalece vínculos con Japón para el desarrollo del sector

“Las compañías mineras de Japón tienen mucho interés en esta provincia”, señaló Yoshitaka Hosoi, integrante de la delegación de la Agencia de Cooperación Internacional del Japón (JICA). El gobernador Raúl Jalil recibió este miércoles a una delegación de la Agencia de Cooperación Internacional del Japón (JICA), encabezada por Yoshitaka Hosoi, asesor senior del área de minería de la Casa Matriz en Japón. El encuentro se realizó con la presencia de autoridades de CAMYEN, YMAD y el ministro de Minería, Marcelo Murúa. La visita de la comitiva japonesa tiene como objetivo profundizar el conocimiento sobre la realidad minera de Catamarca y […]

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