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Los gobernadores firmaron un proyecto para distribuir fondos de impuesto a los combustibles

El Consejo Federal de Inversiones (CFI) propuso un proyecto de ley para eliminar todos los fondos fiduciarios que se financian con el Impuesto a los Combustibles Líquidos (Ley 23.966). La idea es que tanto la Nación como las provincias puedan “destinar esos fondos según las prioridades que cada una defina”.

Participaron de la reunión el secretario de Hacienda, Carlos Guberman, y el vicejefe de Gabinete del Interior, Lisandro Catalán, quien asistió en reemplazo de Guillermo Francos, ausente por un compromiso previo con la Fundación Mediterránea en Córdoba.

Luego de un primer diálogo con Francos, se habían llevado el compromiso de que el gobierno evaluará elevar al 50% la porción coparticipable del impuesto a los combustibles, aunque todavía no hubo una respuesta concreta.

Puntualmente, lo que propusieron es modificar el artículo 19 de la ley 23.966, que fijó la forma en la que se distribuyen los ingresos que la Nación recibe por el impuesto a los combustibles líquidos.

La iniciativa fue acompañada por Axel Kicillof (Buenos Aires), Sergio Ziliotto (La Pampa), Alberto Weretilnek (Río Negro), Raúl Jalil (Catamarca), Osvaldo Jaldo (Tucumán), Claudio Poggi (San Luis), Marcelo Orrego (San Juan), Rogelio Frigerio (Entre Ríos), Jorge Macri (Ciudad de Buenos Aires), Maximiliano Pullaro (Santa Fe), Alfredo Cornejo (Mendoza), Gustavo Melella (Tierra del Fuego), Hugo Passalacqua (Misiones), Martín Llaryora (Córdoba), Ignacio Torres (Chubut) y Gustavo Sáenz (Salta).

También estuvieron representados por sus vicegobernadores Gloria Ruiz (Neuquén), Silvana Schneider (Chaco), Teresita Madera (La Rioja) y Fabián Leguizamón (Santa Cruz). Además firmaron Carlos Sadir (Jujuy), Gustavo Valdés (Corrientes) y Gildo Insfrán (Formosa).

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Conflicto en Medio Oriente: el precio del petróleo se desploma un 6%

Los precios del petróleo tuvieron un derrumbe cercano al 6% durante este lunes y martes después de que el presidente Trump dijera que Israel e Irán habían acordado un alto el fuego en el conflicto armado en Oriente Medio.

El valor del barril de WTI estadounidense caía 6,51% y el monto llegaba a u$s69,01. De esta manera, volvió al costo que tenían hace 10 días, antes de los primeros bombardeos israelíes en territorio iraní.

En la misma línea, el barril de Brent de Mar del Norte sufrió un descenso en su precio del 6,41% y alcanzó los u$s72,07. Otro índice que no tenía desde el 13 de junio, cuando ocurrió el primer ataque sobre Irán.

El cambio de montos se generó en medio de la incertidumbre sobre las consecuencias del conflicto bélico, ya que Irán advirtió acerca de un posible bloqueo al estrecho de Ormuz, que conecta el Golfo Pérsico con el Golfo de Omán y por allí transita el 20% del petróleo mundial. En caso de ocurrir, encarecería el valor del crudo.

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El Parlamento de Irán propuso cerrar el estrecho de Ormuz, una ruta clave para el petróleo

En el marco del conflicto en Medio Oriente que se recrudeció tras el bombardeo de tres centrales nucleares en Fordow, Natanz y Isfahán por parte de Estados Unidos, el Parlamento iraní pidió el cierre del Estrecho de Ormuz, punto estratégico que permite la entrada y salida del Golfo Pérsico, lo que ocasionaría la interrupción de gran parte del suministro mundial de petróleo. La decisión final sobre el cierre del paso marítimo está en manos del Consejo Supremo de Seguridad Nacional del país persa.

La cámara “alcanzó la conclusión de que hay que cerrar el estrecho, pero la decisión recae en el Consejo Supremo de Seguridad Nacional”, informó el general Esmaeil Kousari, integrante de la Comisión de Seguridad Nacional del Parlamento.

El Estrecho de Ormuz es un paso marítimo estratégico para el comercio marítimo global y la única entrada al Golfo Pérsico, por lo que es fundamental para las importaciones y exportaciones de la región, especialmente en materia de petróleo.

Irán ocupa un lugar destacado entre los productores mundiales de petróleo, con un bombeo diario de 3,3 millones de barriles de crudo y exportaciones que alcanzan los 1,7 millones de barriles diarios. Dado que la exportación de hidrocarburos es una de sus principales fuentes de ingresos, el país se arriesga a pérdidas económicas y la medida podría no ser sostenible en el largo plazo.

Una de las armas más poderosas de Irán es justamente su capacidad de bloquear ese estrecho. La primera consecuencia sería un aumento espectacular del precio del petróleo provocado por el desabastecimiento. No se puede cerrar el grifo del petróleo de la noche a la mañana porque, entonces, colapsaría todo el sistema de suministro”, explicó el analista Armando Fernández Steinko a Sputnik.

Por su parte, el responsable de estrategia de materias primas de ING Research, Warren Patterson, advirtió que “una interrupción significativa de estos flujos sería suficiente para impulsar los precios a 120 dólares por barril”, y anticipó que si las interrupciones persisten hacia finales de año, “podríamos ver al Brent cotizando a nuevos máximos históricos, superando el récord de cerca de 150 dólares por barril de 2008”.

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Nación habilitó un nuevo proceso de revisión para subsidios energéticos

El Gobierno Nacional, a través de la Secretaría de Energía, puso en marcha un nuevo sistema para que los usuarios de energía eléctrica y gas natural revisen su situación en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) y soliciten correcciones si fuera necesario.

La implementación fue oficializada a fines de mayo mediante la Resolución 218/2025 publicada en el Boletín Oficial. El nuevo procedimiento permite a los usuarios iniciar un trámite de revisión en caso de considerar que su categorización como beneficiarios del subsidio sea incorrecta. Las solicitudes se presentan exclusivamente a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), lo que genera un expediente electrónico para su análisis por parte de funcionarios del área.

Este cambio se enmarca en la emergencia energética dispuesta por Nación que había habilitado la reestructuración del sistema de subsidios hasta julio de 2025. El objetivo es corregir inconsistencias y errores de inclusión o exclusión que afectan la asignación de beneficios, promoviendo mayor equidad, según se especificó.

Los usuarios que deseen verificar su situación deben ingresar al sitio oficial de la plataforma TAD (www.argentina.gob.ar) y seleccionar el trámite correspondiente. Si detectan errores o situaciones que ameriten revisión, podrán adjuntar documentación respaldatoria. En caso de proceder la solicitud, se aplicarán los ajustes en los niveles de subsidio.

El seguimiento de los expedientes y las notificaciones también se realiza a través del sistema.

Se recomienda a todos los usuarios revisar su estado en el RASE, en especial si han cambiado sus condiciones socioeconómicas o si consideran que la factura no refleja adecuadamente el subsidio que les corresponde.

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Santa Cruz: después de 120 años, Cabo Vírgenes cuenta con energía eléctrica

El Gobierno de la provincia de Santa Cruz, a través de Servicios Públicos Sociedad del Estado (SPSE), finalizó una obra de vital importancia para el fortalecimiento territorial y el desarrollo turístico de la región austral: el sistema eléctrico para la Reserva Cabo Vírgenes.

Después de 120 años, Cabo Vírgenes cuenta oficialmente con energía eléctrica. Esta infraestructura es “producto de la decisión política del gobernador de traer la energía hasta aquí”, explicó el jefe de Gabinete de Santa Cruz, Daniel Álvarez.

La obra, financiada y ejecutada íntegramente por SPSE, consistió en la instalación de 2.200 metros de línea aérea de media tensión, montada sobre 38 postes de eucaliptus tratado, 20 metros de conductor subterráneo hacia la sala de máquinas, y la colocación de un transformador elevador y otro reductor de 160 Kva cada uno. El proyecto fue relevado y diseñado por personal técnico-administrativo de la empresa estatal, y ejecutado por trabajadores del Sector Energía del Distrito Río Gallegos.

La medida busca dotar de mejor calidad de vida a los marinos de la Armada Argentina, quienes mantienen una presencia ininterrumpida, las 24 horas del día durante los 365 días del año, en este punto estratégico. “Se consideró justo y necesario que cuenten con mejoras en su actividad diaria”, afirmó Álvarez, subrayando el compromiso del gobierno provincial con quienes custodian la soberanía en el extremo sur.

Además de su valor histórico y geopolítico, esta ubicación marca el inicio de la Ruta Nacional N° 40, un trayecto conocido por turistas y entusiastas del turismo de aventura. Álvarez hizo un llamado a los santacruceños que aún no conocen este lugar a que lo descubran. “Que sepan de que este lugar también es de ellos y que tienen que conocerlo”, expresó, promoviendo la difusión de este patrimonio provincial a través de los medios de comunicación.

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¡HOY! Fotovoltaica, almacenamiento y datacenters protagonizan la agenda del FES Iberia 2025 en Madrid

Madrid es hoy el escenario principal de la conversación energética internacional, con la celebración del FES Iberia 2025, un evento que reúne a más de 50 representantes de alto nivel del sector energético público y privado de Europa y América Latina. La jornada está diseñada para abordar los desafíos actuales de la transición energética, fomentar nuevas alianzas y compartir estrategias concretas de implementación tecnológica.

El encuentro comienza con la apertura de registros y da paso a una agenda de paneles y keynotes técnicos que permiten el cruce de experiencias entre líderes empresariales, autoridades institucionales y referentes técnicos.

Fotovoltaica, almacenamiento y estrategia corporativa

A partir de las 9:20 h, se desarrolla el Panel 1: “Fotovoltaica aliada del almacenamiento en la Península Ibérica”, donde participan Julio Castro (Iberdrola Renovables), Jordi Torres (TotalEnergies Renewables Spain), Jaime Leirado (Recurrent Energy), Jesús Heras (Wattkraft), Javier García Arenas (Cox Group) y David Ruiz (Grenergy), con la moderación de Emilia Lardizábal (Energía Estratégica).

El panel aborda los desafíos técnicos y regulatorios para integrar almacenamiento en proyectos fotovoltaicos, con énfasis en nuevos modelos híbridos y escalabilidad.

A las 10:20 h, se presenta el Keynote de Esders, a cargo de Amir Irvanian, enfocado en soluciones tecnológicas para el control y reporte de emisiones en la UE.

Por otro lado, desde las 10:30 h, el Panel 2 reúne a líderes del sector energético europeo bajo el tema “Visión estratégica en un entorno de cambio”. Participan Rocío Sicre (EDP Renewables), Rafael Esteban (Acciona Energía), Álvaro Pérez de Lema (Saeta Yield) y Enrique Pedrosa (Repsol Low Carbon Generation). Modera Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá).

Avances constructivos y desarrollo tecnológico

Durante el Panel 3, se presentan soluciones de desarrolladores, EPCs y fabricantes líderes en el contexto iberoamericano. IGNIS, Risen Energy, Schletter y Engie España analizan enfoques técnicos y nuevos modelos de construcción para escalar proyectos de generación renovable en distintos mercados de la región.

En el Panel 4, se abordan las principales tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España, con la participación de ejecutivos de Galp, Chemik Group, Yingli Solar, 360Energy, Zelestra y Enlight. Las exposiciones se centran en la evolución tecnológica, competitividad de costes y nuevas configuraciones híbridas.

Gestión de activos y energía territorial

El Panel 5 trata sobre la gestión de activos como pilar de la seguridad energética en el sur de Europa. Matrix Renewables, Jinko ESS, RWE Renewables Iberia, Lightsource bp y Optimize Energy exponen sus avances en almacenamiento a escala, operación técnica y digitalización de activos.

El Panel 6 reúne a representantes de gobiernos regionales españoles como Andalucía, Galicia, Canarias y la Comunitat Valenciana. El objetivo es visibilizar el papel de las administraciones autonómicas en la implementación de estrategias energéticas alineadas con los objetivos europeos.

Nuevos vectores de demanda energética

El Panel 7 analiza el crecimiento de datacenters, contratos PPA y políticas públicas como impulsores clave de la demanda eléctrica. Participan ejecutivos de AEGE, TotalEnergies, Worldlex, Five Infinitum, Ingenostrum y Spain DC. Se presentan casos de aplicación y el impacto de la digitalización en el diseño de infraestructura energética.

A continuación, se desarrolla una entrevista destacada con autoridades de América Latina, centrada en los marcos y condiciones de las licitaciones de energías renovables en la región. El espacio está liderado por funcionarios de Guatemala y República Dominicana, junto a la conducción editorial de Energía Estratégica.

Cierre internacional y cooperación iberoamericana

El Panel 8 presenta un panorama internacional sobre la transición energética en Iberoamérica. Participan referentes del sector privado de Guatemala, República Dominicana, Colombia y el Caribe, quienes exponen oportunidades regionales, modelos de negocio y necesidades de inversión para ampliar la infraestructura de energías limpias.

La jornada incluye además keynotes técnicos a cargo de empresas proveedoras de tecnología e ingeniería, como Esders e INCOSA, y una presentación sobre monitoreo avanzado de infraestructuras a cargo de Aerolaser.

El evento concluye con sesiones de networking y un cocktail exclusivo para partners y ejecutivos VIP, consolidando al FES Iberia 2025 como un punto de encuentro esencial para la planificación energética estratégica entre Europa y América Latina.

 

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Ministerio de Energía de Chile proyecta la tramitación de 12 reglamentos en los próximos meses

El Ministerio de Energía de Chile presentó la hoja de ruta del trabajo reglamentario para el sector energético que se llevará a cabo durante el segundo semestre de 2025.

El gobierno expuso los contenidos de 12 reglamentos y/o modificaciones normativas que se someterán al proceso de consulta pública, así como los plazos asociados a sus distintas etapas de tramitación (mesas participativas, propuestas del sector, revisión y toma de razón en Contraloría General de la República). 

Dentro de las normativas previstas a ingresar en Contraloría en Poder Ejecutivo incluyó la modificación de los Decretos Supremos N°125/2017 y N°88/2019, correspondientes a los reglamentos de coordinación y operación del sistema eléctrico y al de medios de generación de pequeña escala, respectivamente.

“Se espera que el DS 125 y el DS 88 ingresen a toma de razón en la Contraloría General de la República de forma conjunta en septiembre”, afirmó Fernanda Riveros, jefa de la División Jurídica del Ministerio de Energía de Chile. 

“Se recibieron más de XXX observaciones , por lo que hemos estado abocados a analizar y sistematizar cada una de ellas”, agregaron desde .

Para el Decreto Supremo N°125/17 se prevé que el viernes 11 de julio se publiquen las respuestas de las modificaciones que existirán a partir de la consulta pública, en materia de automatización del despacho, prorratas de generación, trazabilidad y mejora de procesos del Coordinador Eléctrico Nacional, sistemas de almacenamiento y de generación-consumo, cadena de pagos y actualización del proceso de declaración en construcción. 

Por el lado del DS N°88/19, se decidió priorizar debido a que el proyecto de ley de cuotas (oficialmente PdL que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional) se encuentra en stand by en el Senado. 

Y cabe recordar que hace poco más de un año, desde la entidad encargada de la cartera energética del país anunciaron que habría cambios regulatorios en las inversiones ya realizadas en el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) pero dejaron las puertas abiertas a posibles modificaciones en el futuro.

Uno de ellos es que, post ajuste al Decreto Supremo N°88, se dará una nueva modificación a la Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO) de los Pequeños Medios de Generación Distribuida para incorporar el tratamiento de los sistemas de almacenamiento stand alone.

¿Qué plazo tendrá la modificación al DS 88/19? El Poder Ejecutivo también prevé publicar las respuestas a las observaciones de la consulta pública el próximo 11 de julio, dado que las distintas instancias de ambos reglamentos tienen coherencia entre sí y, por tanto, sus procesos se realicen a la par. 

Además, el Ministerio de Energía anunció el tratamiento de otros reglamentos e iniciativas normativas para los próximos meses, enlistados a continuación:

  • Implementación de la Ley N° 21.721 (Ley de Transición Energética)
    • Modificación DS 10/2019: Calificación, valorización, tarificación y remuneración de las instalaciones de transmisión.
    • Modificación DS 37/2019: Sistemas de transmisión y planificación de la transmisión
      • Consulta pública previstas agosto y toma de razón en CGR en diciembre (el plazo legal es 27/12/25)
  • Reglamento de Peajes de Distribución 
    • Consulta pública en agosto y toma de razón en CGR en diciembre
  • Reglamento de Precios de Nudo Promedio (anunciado previamente en el contexto de la hoja de ruta de clientes libres)
    • Consulta pública en agosto y toma de razón en CGR en diciembre
  • Reglamento de Alumbrado Público
    • Consulta pública en agosto y toma de razón en CGR en diciembre
  • Reglamento Ley N° 21.499 que regula los biocombustibles sólidos
    • Tomará razón en la CGR en agosto
  • Modificación DS 67/2004: Servicio de Gas de Red
    • Queda algunas semanas para el reingreso a toma de razón en la CGR en junio
  • Modificación DS 160/2008: Seguridad para las instalaciones y operaciones de producción y refinación, transporte, almacenamiento, distribución y abastecimiento de combustibles líquidos
    • Tomará razón en la CGR en julio
  • Modificación DS 61/2012: Etiquetado de consumo energético para vehículos motorizados livianos y medianos.
    • Tomará razón en la CGR en julio
  • Modificación DS N° 66/2007: Reglamento de instalaciones interiores y medidores de gas
    • Consulta pública iniciará en agosto e ingreso a CGR en octubre
  • Implementación Ley N° 19.657: Sobre concesiones de energía geotérmica
    • Registro Nacional Aprovechamientos Someros
        • Consulta pública prevista para noviembre 2025 e ingreso a CGR en abril 2026
    • Seguridad en Faenas Geotérmicas
        • Consulta pública prevista para enero 2026 e ingreso a CGR en mayo de dicho año

 

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Rafiqui impulsa la primera planta de reciclaje de paneles solares y baterías de litio en México

Rafiqui, una nueva asociación civil en México, está dando forma a un proyecto pionero en el país: la instalación de la primera planta de reciclaje especializada en paneles solares y baterías de litio. 

Como parte de esta iniciativa está avanzando en la adquisición del primer equipamiento industrial para el tratamiento de residuos. “Estuvimos evaluando distintas máquinas de reciclaje porque queremos empezar ya”, anticipó Ximena Cantú, directora de Rafiqui

El objetivo, según comentó la directora, es iniciar operaciones este mismo año 2025 enfocados inicialmente en paneles solares, con miras a lograr próximamente una capacidad de procesamiento de 1,000 toneladas anuales de residuos fotovoltaicos.

El proyecto reúne a más de 15 empresas del mercado, entre las que se cuentan fabricantes, distribuidores, generadores de gran escala e integradores de generación distribuida. “La finalidad es que cada una pueda contribuir desde su trinchera”, declaró Ximena Cantú.

Entre las socias fundadoras ya se encuentran Beetmann, Bright, Corey Solar, Ecopulse, Energía Real, Engie, Forefront Power, Greening Group, Grupo Apolo, LONGi Solar, Quartux, Skysense, Solarever, Solarfuel, Soles, Solfium, Tiga y TopEnergy

“Queremos hacer el sector solar todavía más sostenible y poder demostrar que las alianzas son necesarias para avanzar”, señaló la portavoz de Rafiqui.

Jalisco es la entidad federativa elegida para instalar la planta. Esto responde tanto a criterios logísticos como de demanda. “Es un lugar céntrico y también con una gran capacidad instalada de energía solar”, aclaró la directora. 

Un convenio firmado con la Secretaría de Desarrollo Energético Sustentable de  Jalisco (Sedes) refuerza el vínculo institucional del proyecto y le da soporte territorial. Este respaldo se vuelve relevante ante las proyecciones de residuos que enfrentará México en el corto y mediano plazo. 

De acuerdo con los relevamientos de Rafiqui, para 2030 el país tendrá que gestionar unas 30,000 toneladas de residuos de paneles solares por pérdida temprana, adicional a las 6,500 toneladas que corresponden al final de vida útil esperado.

Considerando la demanda que podrá haber para reciclaje, la asociación espera prontamente ofrecer su servicio no sólo a empresas socias sino también a terceros, aunque priorizará a sus miembros. “La prioridad va a ser para los afiliados, en términos de costos y otros beneficios”, detalló Cantú, al tiempo que confirmó que aún están abiertos a sumar nuevas empresas entre sus miembros.

Más actores podrían verse atraídos por el potencial que guarda. El proceso de reciclaje que impulsarán podrá recuperar en el orden del 80% de los materiales constitutivos de un panel solar. La mayor proporción correspondería al vidrio (75%) y al aluminio (cerca del 10%), según explicó Cantú a Energía Estratégica

El vidrio reciclado podrá ser reinsertado en procesos industriales de sectores como la vidrieras o cementeras. En el caso del aluminio, con empresas que reciclan el aluminio directamente. 

Aunque el objetivo de fondo es que los materiales se reincorporen a la fabricación de nuevos paneles como parte de la economía circular, la directora reconoció que aún existen barreras para conseguirlo en estas etapas iniciales. “Todavía es un proceso que requiere un poco más de tiempo y análisis, por ello, en esta etapa estamos reutilizando paneles con vida útil para tener un impacto social en las comunidades que requieren electricidad”, indicó.

Los residuos que no logren ser valorizados completamente, y que representan hasta un 20% o menos del total del módulo, no se descartarán sin tratamiento. Se planea fundir los restos de celdas para su uso en procesos alternativos. “Ese porcentaje que queda, básicamente es polvo”, apuntó Cantú, quien afirmó que incluso esa fracción se destinará a cadenas de reciclaje complementarias.

Pronta a iniciar operaciones, la asociación ya dispone de un sitio web activo y canales de contacto abiertos para interesados tanto nacionales como internacionales que quieran encontrar un aliado en México para la gestión de residuos de paneles, y próximamente baterías de litio, que asegure la sostenibilidad de sus negocios a largo plazo.  

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Argentina se prepara para el Smart Solar Tour 2025: capacitación técnica y comercial de la Mano de Solis, Trinasolar y S-5!

A medida que Argentina enfrenta un panorama energético en constante evolución, la energía solar fotovoltaica se posiciona como una vía clave hacia la diversificación energética y la sostenibilidad. Con una creciente inestabilidad en la red eléctrica, una alta irradiación solar en gran parte del territorio y políticas gubernamentales que promueven la generación distribuida a través del Régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables (Ley 27.424), el país está mostrando un renovado interés por la energía solar como una solución a largo plazo.

Para apoyar este impulso, Solis Inverters, Trinasolar y S-5! llevarán a cabo el Smart Solar Tour Argentina, un evento especializado que reunirá capacitación técnica y comercial para fortalecer a los profesionales de la industria solar local.

Los asistentes tendrán acceso a contenido de alto valor, incluyendo sesiones técnicas prácticas, workshops de producto y mejores prácticas para instalaciones solares, todo guiado por fabricantes líderes en la industria. Esta edición del tour está especialmente diseñada para EPCistas, instaladores, diseñadores y equipos comerciales que operan en el mercado solar argentino.

«Argentina tiene un enorme potencial solar y una base de profesionales altamente motivados, listos para liderar la próxima ola de crecimiento solar. A través de esta capacitación, buscamos brindar el conocimiento y las herramientas necesarias para diseñar sistemas fotovoltaicos más inteligentes, seguros y eficientes—desde inversores string hasta estructuras de montaje y tecnologías de módulos», señaló Marco Ricci, Head of Latam Business Development en Solis.

Con un número creciente de proyectos comerciales y residenciales en busca de soluciones confiables y de alto rendimiento, el tour mostrará la sinergia entre los módulos de alta eficiencia de Trinasolar, los inversores de sexta generación de Solis y los innovadores sistemas de montaje para techos metálicos de S-5!

Impulsando el Crecimiento Solar en Argentina

El Smart Solar Tour 2025 refuerza el compromiso compartido de Solis, Trinasolar y S-5! de fortalecer las capacidades solares de América Latina a través de educación, innovación y apoyo local. A medida que Argentina se prepara para escalar su infraestructura de energías renovables, eventos como este juegan un papel crucial en equipar a los profesionales con las herramientas necesarias para tener éxito.

No pierdas la oportunidad de conectarte con expertos de primer nivel, explorar nuevas tecnologías y llevar tu negocio solar al siguiente nivel en uno de los mercados emergentes más dinámicos de América Latina.

Smart Solar Tour Argentina

Lugar: Scala Hotel Buenos Aires
Fecha: 26 de junio
Horario: 14:30 – 20:00
Regístrate ahora: https://info.s-5.com/es-ar/smart-solar-tour-2025

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Goldwind Argentina celebró el evento “Road to Plastic Zero”

El pasado jueves 12 de junio, con motivo del Día Mundial del Ambiente, se celebró el evento “Road to Plastic Zero” organizado por Goldwind y la Cámara Argentino China de la Producción, la Industria y el Comercio, que contó con la participación de representantes de TotalEnergies, Central Puerto y Genneia, quienes compartieron sus experiencias y estrategias para la descarbonización de sus actividades y la lucha contra la contaminación plástica. 

Veróncia Barzola, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de Goldwind para Argentina y Uruguay, presentó el proyecto que la compañía tiene con ALUAR para la reutilización y reciclaje de 95.000 metros cuadrados de lonas PVC, que tiene un impacto positivo en el desarrollo local de la provincia de Chubut. Esta iniciativa de responsabilidad social busca generar una gestión responsable del material no utilizable de la obra del Parque Eólico La Flecha, con sus 56 aerogeneradores. En esta línea, Goldwind firmó un acuerdo con la Provincia de Chubut, representada a través de su Secretario de Ambiente, Juan José Rivera, para la donación de dicho material que servirá, entre otras cosas, para proteger embarcaciones y vehículos policiales de las inclemencias del tiempo. 

Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia, presentó iniciativas desarrolladas en torno al reciclado de componentes de la industria eólica, en particular de palas de aerogeneradores, así como las estrategias generales de reducción de la huella de carbono y de gestión responsable de los residuos de sus parques eólicos.

Gonzalo Jurado, Director Técnico en TotalEnergies y Presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), presentó iniciativas para la descarbonización de sus operaciones y la implementación de estrategias en diversas áreas, como la producción y distribución de energía, la descarbonización de refinerías y la colaboración con otras empresas para desarrollar soluciones sustentables a nivel climático. 

Por último, Pamela Ulloa Henriquez, Gerente Ambiental en Central Puerto, detalló los proyectos para el reciclado de palas de aerogeneradores y paneles solares.

El encuentro contó también con el apoyo de la ONG JOIN THE PLANET que donó la réplica del botín de Lionel Messi fabricada con plásticos rescatados de los océanos para sortear entre los asistentes. 

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OLADE y las Energías Renovables

En el año 2024, alrededor de 53,000 GWh de energía renovable anual se han dejado de generar debido a condiciones climáticas, restricciones de sistemas de transmisión y restricciones de demanda. Esto equivale a 3.2 % de la generación total generada en cada año, describió la Organización Latinoamericana de la Energía, OLADE.

Para reducir estas pérdidas, OLADE propone:

Utilizar modelos de planificación eléctrica que permitan dimensionar la expansión del parque de generación renovable con más precisión, de acuerdo a las condiciones climáticas, crecimiento y estacionalidad de demanda, restricciones de transmisión, entre otras variables.

Desarrollar modelos de gestión de la demanda a nivel horario y estacional.

Fomentar la integración internacional respecto a necesidades eléctricas aprovechando excedente exportable.

Promover la generación distribuida, e instalar Sistemas almacenamiento.

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Qué había en las tres instalaciones nucleares de Irán que bombardeó Estados Unidos

Los recientes bombardeos de fuerzas de los Estados Unidos a las instalaciones nucleares iraníes de Fordo, Natanz e Isfahán pusieron en el foco internacional las actividades que se llevaban a cabo en estos complejos, vitales para el programa nuclear del país. De acuerdo al Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) Irán había acumulado 500 kilogramos de uranio enriquecido hasta un 60%, un salto significativo que lo acercaba peligrosamente a la pureza necesaria para lograr armamento nuclear, lo que era motivo de una creciente preocupación a nivel global.

La capacidad de estas tres centrales nucleares para producir uranio enriquecido, en particular Fordo con su alto nivel de pureza, era un punto de tensión internacional, generando preguntas sobre las verdaderas intenciones de Irán y las implicaciones para la estabilidad regional y global. Si bien hasta el momento no hay constatación alguna sobre el nivel de daño de los ataques hay algunas certezas que se pueden asumir en primera instancia.

No se bombardearon centrales nucleares que no son objetivo militar, algo fundamental que brinda tranquilidad, sino que se atacaron en principio tres instalaciones, de las cuales dos estaban dedicadas al enriquecimiento de uranio en un nivel que ya no se justificaba para fines de no proliferación, sino de inocultable destino de recurso militar”, explicó a EconoJournal, Julián Gadano, profesor de la Universidad de San Andrés, director del Programa de Energía Nuclear de la Untref, y ex subsecretario de Energía Nuclear.

El otro aspecto que destacó el especialista, es que “la eventual destrucción de esas instalaciones “no genera fugas radioctivas, o al menos se daría en niveles irrelevantes porque el uranio allí almacenado no está irradiado, no está activado, aunque se pueda generar alguna salida de material tóxico pero es algo quimico, no radioactivo”, agregó Gadano.

La no proliferación nuclear

El eje de la discusión internacional sobre la utilización del recurso nuclear por parte de Irán en los últimos años se centra en el límite entre enriquecer uranio para fines pacíficos, medicinales, investigativos y el militar. “Eso es lo que pone a Irán en una situación compleja o complicada y difícil de justificar. Porque enriquecer uranio es el solo hecho de aumentar la proporción del isótopo 235 en el material, pero esto se puede hacer a un 5% de enriquecimiento para poner en crítico una central nuclear –las centrales argentinas funcionan con uranio levemente enriqueqido a 1%– o para fines médicos se puede necesitar hasta un 20%, pero no más”, dijo el experto.

“Es decir, no hay ningún uso pacífico que requiera más del 20% de enriquecimiento, con lo cual la comunidad internacional planteó, y así se firmaron los protocolos, que más del 20% es proliferante, o sea, no hay manera de justificar que ese enriquece por encima de ese umbral si no hay un fin militar detrás, sobre todo a las cantidades que tiene Irán, que se denunciaron poseía unos 500 kilos enriquecidos al 60%”, reseñó Gadano.

En ese sentido, un informe de fines de mayo de la OIEA había advertido que Irán era el único país sin armas nucleares que producía uranio altamente enriquecido. Según el reporte del organismo control nuclear de la ONU, Irán había elevado sus reservas de uranio enriquecido a niveles cercanos al de uso militar, y advertía que Teherán ya disponía de material suficiente para fabricar varias bombas atómicas, si decidiera hacerlo.

El organismo con sede en Viena calificó la situación de «muy preocupante», por entender que Irán es el único país sin armas nucleares que produce uranio a ese nivel, una acusación a la que Teherán no respondió. El régimen venia afirmando largamente que su programa nuclear tiene fines exclusivamente pacíficos, pero el argentino Rafael Grossi, titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) volvió a advertir que el país está cada vez más cerca de tener capacidad armamentística.

Qué se hacía en las instalaciones atacadas

Considerada como el foco principal del programa nuclear iraní, la instalación de Fordo era un objetivo de alta prioridad. Desarrollada originalmente como una instalación militar del Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica, fue reconocida como instalación nuclear por Irán en 2009, tras alertas de inteligencia occidental. Ubicada a unos 100 kilómetros al sur de Teherán, cerca de Qom, esta planta era la mejor protegida del país, preparada para resistir ataques aéreos gracias a su ubicación en una zona montañosa y sus túneles subterráneos.

En Fordo, la actividad principal es el enriquecimiento de uranio mediante centrifugadoras. Aunque cuenta con menos centrifugadoras que Natanz, estas trabajan con uranio de mayor pureza, lo que le permite producir uranio enriquecido al 60% con mayor capacidad, de acuedo a lo que venía informando la OIEA. Este organismo había confirmado que Fordo logró enriquecer uranio hasta un 83,7%, un nivel alarmantemente cercano al grado armamentístico. Se estima que Fordo puede generar hasta 33,5 kilogramos de uranio enriquecido por mes, una cifra que agudiza las inquietudes sobre la no proliferación.

Natanz es el centro de enriquecimiento de uranio más grande de Irán, situado a unos 220 kilómetros al sureste de Teherán. Sus sofisticadas centrifugadoras trabajan para enriquecer uranio con gran rapidez. Si bien parte de sus instalaciones se encuentran en la superficie, haciéndolas más vulnerables, también posee una sección subterránea para su defensa, tal como se viene describiendo en los informes oficiales del OIEA.

Esta instalación había sido blanco de múltiples ataques. En 2010, fue gravemente afectada por el virus informático Stuxnet, que tomó el control y autodestruyó miles de máquinas involucradas en la producción de materiales nucleares. Más recientemente, un bombardeo israelí provocó un corte de energía que dañó gravemente 15.000 centrifugadoras, suceso tras el cual el OIEA reportó «contaminación radiológica química» en la planta.

A unos 350 kilómetros al sureste de Teherán, el centro de tecnología nuclear de Isfahán jugaba (suponiendo su destrucción en lo ataques) un papel crucial en el programa nuclear iraní, aunque no se dedicaba directamente al enriquecimiento de uranio. Esta instalación empleaba tres reactores de investigación y laboratorios de tecnología china.

La función primordial de Isfahán era transformar el uranio natural en gas hexafluoruro de uranio (UF6). Este gas es un componente esencial e indispensable para alimentar las centrifugadoras tanto de Fordo como de Natanz, lo que lo convierte en un eslabón fundamental en la cadena de producción de uranio enriquecido de Irán.

, Ignacio Ortiz

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YPF usó por primera vez fibra óptica descartable para el monitoreo de fracturas en Vaca Muerta

La petrolera YPF comenzó a aplicar en sus operaciones de fractura en Vaca Muerta tecnología de fibra óptica descartable para el monitoreo en tiempo real de cada una de las etapas de estimulación, de acuerdo a lo anunciado por su presidente y CEO, Horacio Marín. Esta experiencia se está llevando adelante con la empresa de servicios especiales Halliburton, y permite conocer en el mismo momento de la operación el impacto en el pozo y los aledaños.

Horacio Marin, presidente y CEO de YPF, anunció a través de las redes sociales que “esta tecnología ya se implementó en 27 etapas sin incidentes y permitió identificar 40 eventos de frac-hits sin registrarse horas perdidas. Es un nuevo avance en nuestra transformación tecnológica para seguir consolidando a YPF como una compañía líder en eficiencia e innovación”.

En la actualidad, el monitoreo de fracturas con fibra óptica proporciona información valiosa que ayuda a los operadores a comprender y validar el rendimiento de las fracturas, aunque sus costos a gran escala dificultaban una implementación económicamente viable. Hulliburton para ofrecer soluciones de fibra que los operadores puedan usar rutinariamente en todos los pozos, asegura haber eliminado el costo y la complejidad a través de su ExpressFiber, disposable fiber service.

Al ser descartable, esta fibra de un solo uso elimina la preocupación de dañar el cable durante la fracturación y puede bombearse al fondo del pozo en cualquier momento, antes o durante la operación de fracturación. De acuerdo a la información técnica del prestador, esta fibra se puede implementar en pozos de alcance extendido de hasta 30.000 pies (más de 9.100 metros) y soporta las condiciones del fondo del pozo durante la estimulación antes de degradarse y salir a través de las perforaciones.

Interferencias entre pozos

“El cable de fibra desechable proporciona una medición directa de la interferencia del pozo a un precio comparable al de los trazadores y el análisis de presión indirecta”, asegura la compañía de servicios en la oferta de su desarrollo que permite obtener datos de microsísmica, deformación y temperatura mediante detección acústica distribuida (DAS).

La fibra óptica descartable está diseñada para un solo uso, usualmente en aplicaciones donde se requiere desplegar y luego desechar la fibra, como en este tipo de operaciones de fracturación hidráulica de la industria de los hidrocarburos. Es decir, que a diferencia de las fibras ópticas tradicionales que son reutilizables, éstas están pensadas para ser desplegadas y luego abandonadas o degradadas en el lugar.

Su principal función es monitorear interacciones entre pozos ya perforados durante la fracturación, y como destacó Marin permite identificar lo que en la industria se conoce como «frac-hit», es decir un evento de interferencia entre pozos, donde la fracturación hidráulica de un pozo afecta a otro cercano durante su terminación. Esta interferencia puede manifestarse como un aumento de presión, y en algunos casos puede llevar a daños estructurales o reducción de la productividad.

En la actualidad, cada empresa puede realizar por pad entre 4 y 6 pozos que deben observar un espaciamiento de entre 200 y 250 metros entre si de manera de disminuir el riesgo de interferencia, por lo que es importante seguir durante las etapas de fractura una amplia gama de comportamientos físicos, adquiridos por sensores de presión y descriptos como una perturbación de presión desde una etapa de fractura “activa” a una ubicación “pasiva”.

, Ignacio Ortiz

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Enerbuy.store: Revolucionando la compra-venta en el sector energético con un lanzamiento lleno de oportunidades

El sector energético da hoy un paso agigantado hacia la modernización y eficiencia con el lanzamiento oficial de Enerbuy.store, un innovador marketplace diseñado para transformar la adquisición de productos y servicios. En un mundo donde comprar y buscar de manera digital se ha vuelto una costumbre habitual en nuestra vida diaria, reduciendo tiempos y abaratando costos, Enerbuy.store llega para revolucionar la adquisición de productos y servicios en el sector energético. Hemos visto cómo esta modalidad se ha instalado exitosamente en la población, y ahora la traemos a esta industria. Tras un exitoso pre lanzamiento el pasado 21 de mayo en […]

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Informes: La producción de hidrocarburos del primer cuatrimestre fue la más alta de los últimos 15 años

Las cifras registradas por la Secretaría de Energía son las más altas desde el 2010. El impacto de Vaca Muerta y el escenario que consolida el crecimiento. La producción de petróleo crudo en la Argentina marcó un nuevo récord en el primer cuatrimestre de 2025 al superar los 14,22 millones de metros cúbicos, según datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación. Se trata del nivel más alto registrado en al menos 15 años, y refleja un crecimiento del 9,6% respecto al mismo período del año anterior, cuando se habían producido 12,97 millones de metros cúbicos. La cifra […]

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Gas: PAE redobla su apuesta por Vaca Muerta y el GN y proyecta el gasoducto más grande del país

Pan American Energy consolida su presencia en Vaca Muerta y proyecta un gasoducto exclusivo para abastecer su iniciativa de exportación de GNL desde Río Negro. Con una inversión inicial de US$300 millones y un ambicioso plan para transportar 50 millones de m³ diarios, la empresa busca posicionarse como líder en el nuevo esquema energético argentino. Pan American Energy (PAE) afianza su presencia en Vaca Muerta y acelera sus planes para liderar la exportación de gas natural licuado (GNL) desde la costa de Río Negro. La compañía ya proyecta la construcción de un gasoducto exclusivo que podría convertirse en el más […]

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Gas: El área de Vaca Muerta que ya produce la misma cantidad que todos los yacimientos de Bolivia

Fortín de Piedra alcanzó una nueva marca histórica con 25 millones de metros cúbicos por día, el equivalente a la producción diaria del país vecino, que hasta no hace mucho era el principal proveedor del recurso en la región pero sigue en franco retroceso. En pleno corazón de Vaca Muerta, Fortín de Piedra se consolidó como el yacimiento de gas más productivo de la Argentina. En tan solo 18 meses, Tecpetrol –la energética del Grupo Techint– transformó un terreno árido de la estepa neuquina en una verdadera usina de gas, a partir de una inversión de u$s 2.500 millones para […]

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Actualidad: Gas, petróleo y GNL; el triángulo que transforma el mapa energético argentino

YPF, Shell y Golar LNG lideran la transformación del mercado energético nacional. Argentina avanza en una política estratégica de GNL con alcance internacional, mientras el Banco CAF respalda obras clave en Neuquén y Río Negro. La producción de hidrocarburos en Vaca Muerta continúa en expansión y refuerza el posicionamiento de Argentina en el mercado energético regional. Según un informe de la consultora noruega Rystad Energy, durante el primer trimestre de 2025 la producción de petróleo creció 26% interanual, alcanzando los 447.000 barriles diarios en marzo, mientras que la producción de gas natural se incrementó 16% en el mismo período. Este […]

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Vaca Muerta: Cómo avanzan las obras clave para el desarrollo de la formación

Sin inversión estatal directa, las petroleras impulsan obras estratégicas para exportar crudo y gas desde la Cuenca Neuquina. Oleoductos, gasoductos y terminales portuarias avanzan con financiamiento internacional y planificación propia. El desarrollo de infraestructura energética en torno a Vaca Muerta atraviesa un nuevo escenario. En ausencia de obra pública, las empresas privadas asumen la responsabilidad de ejecutar los proyectos necesarios para transportar y exportar la creciente producción de petróleo y gas. Este proceso ocurre en un contexto de liberalización económica, donde el financiamiento externo y la capacidad de gestión del sector privado resultan determinantes para sostener el crecimiento del yacimiento […]

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Hidrocarburos: Traspasan otros tres bloques convencionales en Chubut a la canadiense Crown Point

Mientras Chubut pone el ojo en el shale y el GNL, continúa la reconfiguración del convencional en la provincia. La compañía canadiense Crown Point concretó la adquisición de una participación operativa del 95% en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, situadas a unos 40 kilómetros de Comodoro Rivadavia. Tecpetrol y Pampa Energía, en retirada. La operación, que incluye también activos de transporte y participación en infraestructura asociada, representa un paso relevante en su estrategia de expansión en el país, donde ya posee operaciones en las cuencas del Golfo San Jorge, Neuquina, Austral y Cuyana. Los bloques adquiridos […]

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Petróleo: YPF ya bombea crudo desde Vaca Muerta a Allen

Ya empezó a fluir el crudo neuquino hacia el Atlántico. El flamante Oleoducto Vaca Muerta Centro (VMOC) se puso en marcha esta semana, según anunció Mauricio Martín, vicepresidente de Midstream y Downstream de YPF. Se trata del primer tramo de un ambicioso esquema de transporte que promete cambiar el mapa energético del país. El ducto recorre 130 kilómetros entre Añelo y Allen, en Río Negro, y se integra al sistema Oldelval, que lleva el petróleo hasta Puerto Rosales, en Buenos Aires. No es una obra aislada: es la etapa inicial del futuro Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el proyecto estrella […]

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Empleo: Salta impulsa el desarrollo minero local en plena Puna

Más de 120 proveedores mineros locales se hicieron presentes, en un esfuerzo por consolidar una red productiva con identidad salteña. Con la participación de más de 300 personas, San Antonio de los Cobres fue epicentro de la Jornada de Empleabilidad y Proveedores Mineros, una propuesta que busca integrar a las comunidades puneñas en el desarrollo de la industria minera sin dejar de lado el impacto social, ambiental y económico. El encuentro fue encabezado por el ministro de Producción y Desarrollo Sustentable, Martín de los Ríos, y reunió a representantes de localidades como Estación Salar de Pocitos, Olacapato, Tolar Grande y […]

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Política: Gremios se reunieron con las pymes que tomarán áreas de YPF

Participaron el secretario general del SIPGER, Rafael Güenchenen y el secretario general de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Lludgar. Demandaron por la paz social y el incremento de la producción. Recientemente, el Gobierno de Santa Cruz oficializó que YPF formalizó el traspaso de las 10 áreas de hidrocarburos en beneficio de Fomicruz Sociedad del Estado. El acuerdo quedó sellado en el Decreto Nº 0539/2025 publicado en una edición especial del Boletín Oficial. En este escenario, el secretario general del Sindicato Petrolero y Gas Privado(SIPGER), Rafael Güenchenen, mantuvo una encuentro con el secretario general de Petroleros Jerárquicos de la […]

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AMBA: el gasto en servicios públicos de los hogares trepó un 10,6%

Los gastos en servicios públicos para un hogar tipo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) volvieron a subir con fuerza en junio, registrando un aumento del 10,6% respecto de mayo, según un informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP a cargo de la UBA-Conicet.

El estudio indica que una vivienda promedio sin subsidios debió afrontar un desembolso mensual de $ 183.496 para cubrir energía, transporte y agua potable, frente a los $ 166.559 del mes anterior, que ya habían reflejado un alza del 16,8% respecto a abril.

Al explicar los motivos del nuevo salto, el IIEP planteó que “lo explica tanto los incrementos en los cuadros tarifarios de todos los servicios públicos como un aumento en las cantidades consumidas de energía eléctrica y el consumo invernal de gas natural”, según recoge la agencia Noticias Argentinas. Sobre el agua, precisó que “se incrementa el cuadro tarifario a la vez que el consumo se ajusta por cantidad de días del mes (junio tiene un día menos que mayo)”.

En cuanto al gas, detalló que “aumenta el cuadro tarifario (3,5% el cargo fijo y 2,5% el cargo variable), a la vez que se incrementan las cantidades consumidas por estacionalidad”.

Por su parte, en energía eléctrica, “crece el consumo respecto del mes anterior mientras se incrementaron los cuadros tarifarios, 3,3% el cargo fijo y 2,8% el cargo variable”.

En transporte, el informe destacó que “mientras el boleto de las líneas de la Ciudad aumenta con IPC+2% (esto arroja un 4,8% en junio), las líneas interjurisdiccionales a cargo de Nación se incrementaron 7%. Por esto, el costo promedio ponderado del boleto aumentó 5,8%”.

En la comparación interanual, el costo global de la canasta de servicios subió 38%, “en línea con el índice general de precios del período (la canasta aumentó 38% mientras el IPC incrementó 39%)”, o sea, “esto sugiere cierta convergencia entre el aumento de los servicios públicos en el AMBA y la inflación y es una tendencia ya observada en mayo”.

En el desglose por tipo de servicio, “se observa que el incremento interanual más importante fue en la factura de transporte con un aumento del 63% respecto de junio de 2024 y en agua, con el 39%”, mientras que electricidad y gas tuvieron variaciones menores, del 24% cada uno. Además, “el gasto en transporte aportó 19 puntos porcentuales, de los 38 totales del incremento interanual, mientras que el gasto en energía eléctrica, agua y gas aportaron 6 puntos porcentuales cada uno”.

En paralelo, “en los hogares del AMBA se pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio, cubren el 54% de los costos y, por lo tanto, el Estado se hace cargo del 46% restante”, aunque “esta cobertura es dispar entre segmentos de hogares y entre servicios”.

Al analizar la evolución desde la llegada del presidente Javier Milei a la Casa Rosada, el IIEP precisó que “desde diciembre de 2023 hasta el mes de junio de 2025 la canasta de servicios públicos del AMBA se incrementó 561% mientras que el nivel general de precios lo hizo en 150%”. En particular, el mayor salto se dio en el gas natural, que trepó 1.482%, seguido por el transporte, que avanzó 729%, y por el agua (343%) y la electricidad (316%).

Asimismo, el documento estimó el impacto de los servicios en los ingresos: “La canasta de servicios públicos del AMBA de junio representa el 12,7% del salario promedio registrado estimado del mes ($1.445.000)”.

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Río Negro: Denuncian 200 despidos en la arenera petrolera NRG

La arenera NRG de Allen, Río Negro, ha despedido a unos 230 trabajadores entre mayo y junio, dejando un panorama incierto sobre el futuro de la empresa. Según el delegado del sindicato AOMA, Kevin Muñoz, “se dice que esa arena ya no sirve y eso llevó a que las petroleras dejen de comprarla”.

El modelo de arena “de cercanía”, que hasta ahora beneficiaba a la compañía rionegrina, está en declive a medida que las empresas recurren a insumos importados de China, Estados Unidos y Brasil, así como también de Entre Ríos, como indicó el dirigente.

En un momento anterior, Vaca Muerta dependía de arenas de sílice traídas de Estados Unidos y Brasil, a un precio aproximado de $1000 por tonelada.

El plan de reestructuración implementado desde el año pasado, que alegaba razones financieras, resultó en desvinculaciones laborales y la liquidación de sueldos en tres cuotas, que se abonarían en julio, agosto y septiembre.

La planta de Allen, que alguna vez contó con más de mil trabajadores, ha visto una reducción en su plantilla de forma continua, y en la sección de canteras se produjeron los despidos de unas 20 personas. “Es la tercera vez que cierran el sector de cantera”, denunció Muñoz.

Hace dos años, un conflicto similar llevó a la cesantía de 180 trabajadores, aunque en ese caso se habían habilitado medidas de reubicación en otras empresas del sector.

El director de estrategia de NRG Argentina, Damián Strier, señalaba en una conferencia hace dos años que las compañías habían aumentado considerablemente su actividad, pasando de realizar 2 punciones diarias al inicio de la explotación no convencional, a alcanzar un estándar de 10 fracturas por día.

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Irán aseguró que el uranio sigue intacto tras el ataque de Estados Unidos

Tras el ataque de Estados Unidos a tres bases nucleares iraníes, la Agencia de Energía Atómica de Irán informó que las instalaciones alcanzadas por el bombardeo se están reconstruyendo “rápidamente” y aseguró que la actividad continuará incluso con más potencia que antes.

Además, el asesor del líder supremo iraní, Ali Shamkhani, afirmó que el uranio enriquecido “continúa intacto”“Incluso suponiendo que las instalaciones estén completamente destruidas, el juego no ha terminado”, indicó.

Por su parte, el secretario de Defensa de Estados Unidos, Pete Hegseth, sostuvo que tras el ataque estadounidense “las ambiciones nucleares de Irán han quedado pulverizadas”.

En la noche del sábado Estados Unidos lanzó un ataque con bombas sobre instalaciones nucleares iraníes, lo que agravó la situación en Medio Oriente en medio del conflicto bélico entre Israel e Irán. Las acciones militares fueron confirmadas minutos después de los bombardeos por el propio presidente estadounidense, Donald Trump, que celebró la maniobra y dijo que tuvieron “gran éxito”.

En Teherán condenaron el ataque según. “Estados Unidos e Israel cruzaron una línea roja”, expresó el ministro de Exteriores iraní, Abbas Araghchi. De este modo, el funcionario señaló que su país evalúa “una variedad de opciones”, en respuesta a las hostilidades recibidas.

La autoridad nuclear iraní anunció que no hubo víctimas fatales por los ataques y pocas horas después, lanzó una nueva oleada de misiles hacia territorio israelí, que impactaron en varias ciudades, entre ellas Tel Aviv, con al menos 16 heridos.

En tanto, el presidente de la agencia nuclear de Naciones Unidas (OIEA)Rafael Grossi, convocó para este lunes una reunión de emergencia, mientras el presidente de Rusia, Vladimir Putin, recibirá en Moscú al ministro de Exteriores iraní.

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FES Iberia: Más de 50 líderes de Europa y Latinoamérica se reunirán el martes para analizar oportunidades de mercado del sector renovable

Todo está preparado para que este martes 24 de junio, el Future Energy Summit Iberia 2025 vuelva a convertir a Madrid en el centro de gravedad de la transición energética. La jornada reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, incluyendo CEOs, ministros, directores de planificación, desarrolladores, utilities, tecnólogos y fondos de inversión, en una maratónica jornada de debates, networking y acuerdos estratégicos.

En el evento participarán representantes de compañías como Repsol, Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Acciona, Galp, Grenergy, TotalEnergies, Matrix Renewables, Lightsource BP, Jinko ESS, Elmya, Optimize Energy, Cox Group, Engie, RWE Renewables Iberia, Chemik Group, Yingli Solar, 360Energy, Risen Energy, Schletter, Sonnedix, Grupo Elecnor, Worldlex, Five Infinitum, Ingenostrum, Spain DC y Grupo Fe Energy, entre muchas otras.

Además, estarán presentes altos funcionarios del sector público español como Pablo Fernández Vila (Xunta de Galicia), Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Manuel Argüelles Linares (Comunitat Valenciana), junto a autoridades internacionales como Víctor Hugo Ventura (Ministro de Energía de Guatemala), Edward Veras (CNE República Dominicana), Dimas Carranza (Energuate), Alfonso Rodríguez (Soventix Caribbean), Ximena Castro Leal (DIPREM) y Gonzalo Feito (Sungrow).

El evento incluirá espacios exclusivos de networking, sesiones cerradas para VIP y partners, y un cóctel privado para fomentar la generación de alianzas entre los principales actores del sector. También se desarrollarán paneles clave sobre el sur de Europa y sobre Latinoamérica, donde se destacará el caso de Guatemala, que está impulsando una licitación de renovables por más de 5.000 millones de dólares, con contratos de hasta 15 años y fuerte enfoque en energías limpias.

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Entre los debates más esperados del día estará el panel sobre fotovoltaica y almacenamiento, donde ejecutivos como Julio Castro (Iberdrola Renovables), Jordi Torres (TotalEnergies), Jesús Heras (Wattkraft), Alejandro Moreno (Recurrent Energy), Enrique Riquelme (Cox Group) y David Ruiz (Grenergy) presentarán avances tecnológicos y nuevos modelos de integración de sistemas híbridos, moderados por la periodista Emilia Lardizábal.

Más tarde, en el panel de visión estratégica, Rocío Sicre (EDP), Rafael Esteban (Acciona), Carmen Becerril (OMEL), Álvaro Pérez de Lema (Saeta Yield) y Enrique Pedrosa (Repsol) analizarán los escenarios futuros para el mercado europeo, con Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá) como moderador.

En el bloque de innovación constructiva para Iberoamérica, participarán Ramón Cidón (IGNIS), José Irastorza (Risen), Alejandro Ramos (Schletter), Daniel Fernández Alonso (Engie), Carlos Píñar Celestino (Elmya) y Agustín de la Fuente (Grupo Elecnor). Todos debatirán sobre el crecimiento regional y la evolución del rol de EPCistas, desarrolladores y fabricantes.

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La jornada continuará con un panel sobre tendencias en solar y almacenamiento en España, con Fernando Cremades (Galp), Héctor Erdociain (Chemik), Luis Contreras (Yingli), Benjamín Reynal (360Energy) y Miguel García Asunción (Zelestra), moderados por Carolina Nester (Sonnedix). Allí se discutirá cómo mejorar el rendimiento técnico y financiero de los parques solares frente a los desafíos actuales.

En materia de seguridad energética, el panel moderado por Chema Zabala (Alantra Energy Transition) reunirá a Sergio Arbeláez (Matrix Renewables), Donaji Martínez (Jinko ESS), Robert Navarro (RWE), Ignacio Guerra (Lightsource BP) y Rodrigo García Ruiz (Optimize Energy), que explorarán cómo el almacenamiento y la gestión de activos pueden reforzar la resiliencia de los sistemas eléctricos en el sur de Europa.

Durante la tarde, se celebrará una conversación estratégica entre líderes del sector público español, con la participación de Manuel Larrasa (Andalucía), Pablo Fernández Vila (Galicia), Manuel Argüelles (Valencia), Víctor Marcos (Gobierno central) y Alberto Hernández (Gobierno de Canarias), bajo la moderación de Emilia Lardizábal.

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La agenda también incluye un panel sobre PPAs, datacenters y política pública, con la visión de Pedro González (AEGE), Gonzalo Barba (TotalEnergies), Marta Pérez García (Worldlex), Carlos Moro (Five Infinitum), Óscar Martín (Ingenostrum) y Alejandro Fuster (Spain DC), moderados por Alberto García Feijoo (Grupo Fe Energy).

El bloque de Latinoamérica se dividirá en dos partes: primero, una entrevista especial sobre las bases de licitación en la región, con Víctor Hugo Ventura (Guatemala) y Edward Veras (CNE Dominicana), entrevistados por Gastón Fenés; luego, un panel internacional con Dimas Carranza (Energuate), Alfonso Rodríguez (Soventix), Ximena Castro (DIPREM) y Gonzalo Feito (Sungrow), también moderado por Fenés.

La jornada cerrará con un brindis de networking y un cóctel VIP para partners y ejecutivos estratégicos, marcando el cierre de una edición histórica del FES Iberia 2025.

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Estados Unidos bombardeó las instalaciones nucleares de Irán

En una operación militar denominada “Martillo de Medianoche”, Estados Unidos ejecutó un ataque coordinado contra tres instalaciones nucleares estratégicas iraníes. El ataque ocurrió en la madrugada del sábado, según confirmó el general Dan Caine durante una conferencia de prensa desde el Pentágono.

La operación, liderada por el general Eric Kurilla, fue definida como una misión compleja de alto riesgo, cuidadosamente planificada y ejecutada. Su principal objetivo fue degradar significativamente las capacidades nucleares de Irán mediante ataques precisos contra los centros estratégicos ubicados en las ciudades iraníes de Fordow, Natanz e Isfahán.

El ataque involucró el despliegue de siete bombarderos furtivos B-2 Spirit provenientes directamente de territorio estadounidense. Cada uno de estos bombarderos portaba dos tripulantes y empleó armamento especializado conocido como Penetradores de Artillería Masiva (GBU-57). En total, fueron lanzadas 14 bombas de este tipo, de aproximadamente 13.600 kilogramos cada una, constituyendo su primer uso operacional.

Además de los bombarderos, la operación involucró un submarino estadounidense ubicado en la zona de responsabilidad del Comando Central, que lanzó más de dos docenas de misiles crucero Tomahawk para neutralizar la infraestructura de superficie en Isfahán. La coordinación entre estos ataques buscó mantener el elemento sorpresa hasta el último momento, permitiendo al equipo estadounidense entrar y salir del espacio aéreo iraní sin enfrentar resistencia.

El operativo contó con el respaldo integral de diversos comandos militares estadounidenses, incluyendo al Comando Estratégico, el Comando de Transporte, el Cibercomando, el Comando Espacial, la Fuerza Espacial y el Comando Europeo. En total, participaron más de 125 aeronaves, incluyendo cazas avanzados de cuarta y quinta generación, aeronaves cisterna para reabastecimiento en vuelo y aeronaves dedicadas a inteligencia y vigilancia.

El general Caine destacó que no se detectaron intentos de defensa por parte de Irán durante la operación. No hubo despegue de cazas iraníes, y los sistemas antiaéreos iraníes no reaccionaron durante la incursión aérea estadounidense, lo que permitió que la misión se ejecutara con un éxito total en términos operativos.

Respecto a los daños causados, el general aclaró que aún está en curso una evaluación exhaustiva, aunque las valoraciones iniciales indican que los tres sitios atacados sufrieron graves daños. Este ataque constituye el mayor uso operacional de bombarderos B-2 desde su creación, superado en duración únicamente por misiones ejecutadas inmediatamente después de los atentados del 11 de septiembre de 2001.

En total, las fuerzas estadounidenses desplegaron aproximadamente 75 armas guiadas de precisión en esta operación, demostrando un nivel excepcional de coordinación multidominio y global. Según el general Caine, esta capacidad refleja el poder militar único de los Estados Unidos en términos de alcance, precisión y rapidez de ejecución estratégica.

Tras la operación, Estados Unidos ha elevado significativamente las medidas de protección de sus tropas en la región, especialmente en Irak, Siria y el Golfo, anticipando posibles represalias iraníes. Las fuerzas estadounidenses permanecen en alerta máxima y están preparadas para responder a cualquier agresión contra su personal o intereses en la zona.

En palabras del general Caine, la operación “Martillo de Medianoche” no solo demostró la capacidad única de Estados Unidos para realizar ataques estratégicos precisos, sino que también resaltó la excepcional disciplina operativa del personal involucrado. Finalmente, el portavoz del Pentágono pidió mantener en consideración y apoyo a todos los militares desplegados en la región que continúan en alerta máxima ante cualquier eventualidad derivada de la operación.

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S-5! presentó soluciones de montaje fotovoltaico sin rieles ni perforaciones para cubiertas metálicas

Con más de 30 años de experiencia en sistemas de fijación para cubiertas metálicas, la firma estadounidense S-5! presentó una innovación técnica que busca redefinir la forma en que se instalan sistemas solares sobre techos metálicos. Se trata de una solución de montaje sin rieles ni perforaciones, enfocada en acelerar la instalación, reducir costos estructurales y preservar la integridad de la cubierta.

La propuesta fue presentada en el marco del webinar gratuito “Soluciones de montaje FV sin rieles para techos metálicos engrapados y trapezoidales en Sudamérica”, realizado el pasado 19 de junio y organizado junto a Energía Estratégica. Allí, el sales manager para Latinoamérica de S-5!, Salvador Barba, brindó detalles técnicos de los sistemas que permiten una instalación más rápida y segura.

“Nuestro sistema PVKIT es de acero inoxidable, tiene una apertura de 30 a 46 mm y por tanto cualquier tipo de marco de módulo puede entrar en este sistema”, explicó Barba. El diseño elimina la necesidad de rieles transversales al usar la propia cresta del techo como estructura de fijación, lo que representa un cambio significativo en la lógica del montaje tradicional.

Barba remarcó que el enfoque técnico del producto responde a exigencias de seguridad estructural y eficiencia de instalación: “Hemos encontrado diferentes argumentos que hacen viable el hecho de dejarlos coplanar, por una cohesión de seguridad en el techo y por las presiones del viento”, indicó.

Este tipo de fijación permite que el aire circule por debajo del módulo, evitando el sobrecalentamiento y mejorando el rendimiento térmico del sistema. Además, la solución ayuda a reducir significativamente el peso total de la instalación; sumado a que el sistema cuenta con certificación ASTM E2140, que garantiza que los productos no presentan filtraciones de agua.

S-5! desarrolla distintas líneas adaptadas a cada tipo de cubierta metálica. Para techos de fijación expuesta, generalmente trapezoidales, ofrece productos como los RIB brackets y PROTEA brackets. Para techos ondulados, la propuesta incluye los Corrubracket, mientras que para cubiertas de calibre muy delgado, se recomienda el uso de VERSA bracket o solar foot. 

En cambio, para techos engrapados, la empresa dispone de clams que no perforan la lámina, como en los casos de perfiles Standing Seam KR-18/24, Butler MR-24 y curved roof.

Barba subrayó que el equipo técnico de S-5! evalúa caso por caso: “Es necesario conocer el tipo de techo para que desde el área de ingeniería y con la expertise de S-5! podamos recomendar cuál es el mejor anclaje para cada proyecto”.

Todos los productos de la firma cuentan con garantía de por vida, lo cual, según el directivo, es posible gracias al control total del proceso productivo, desde la extracción del aluminio hasta el empaquetado del mismo.

Presencia estratégica en Argentina

S-5! busca expandir su alcance en Latinoamérica y ya inició conversaciones con empresas locales. Si bien aún no posee contratos firmados, el panorama podría cambiar muy pronto.

¿Por qué? El próximo 26 de junio, la empresa participará en el Smart Solar Tour en Buenos Aires, un evento organizado junto a Trinasolar y Solis LATAM que tendrá lugar en el Hotel Scala (CABA), de 15:00 a 20:00 horas. 

El encuentro combinará capacitaciones teóricas y prácticas, un workshop en vivo y un espacio de networking profesional entre instaladores, distribuidores y actores del ecosistema solar.

“Durante la capacitación se montará un panel solar de Trina Solar sobre un techo engargolado y se verán ventajas y desventajas de la instalación”, detalló Barba sobre el evento que cuenta con inscripción gratuita (requiere registro previo) en el siguiente link: 

👉 https://hubs.ly/Q03syvwP0

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Combustibles: mientras YPF define suba, otras petroleras aumentaron 5%

Guillermo Lego, gerente general de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), anticipó que en los primeros días de julio podría aplicarse un nuevo aumento de alrededor del 5%, mientras diferentes compañías petroleras que operan en el país ya aplicaron nuevos aumentos.

Algunas petroleras que no son YPF ya aplicaron subas entre ayer y hoy del orden del 4 al 5%”, explicó Lego en declaraciones a radio Rivadavia. Y aunque aún resta la definición de YPF y la intervención de la Secretaría de Energía, todo indica que se ajustará en ese mismo rango.

En detalle, la empresa Puma aplicó el aumento desde la medianoche del viernes. Por su parte, Shell también reflejó una suba en sus surtidores.

Respecto a la relación con los precios internacionales, aclaró que el valor del crudo Brent, uno de los factores clave, viene subiendo. “Pasó de 63 a 77 dólares, aunque hace un año estaba en 84, por lo tanto el aumento no es tan significativo si se mira a largo plazo”, señaló. Sin embargo, para el bolsillo del consumidor “todo aumento es sensible”, y el gerente reconoció que esto golpea también al sector expendedor: “Nos aflige porque venimos con una caída del 7% en las ventas, y eso es fuerte para nuestro movimiento”.

Finalmente, Lego recordó que el compromiso del gobierno anterior era ajustar los precios según el valor del crudo: “Si sube, sube el combustible; si baja, debería bajar. Veremos ahora qué deciden desde el punto de vista inflacionario”.

Con el mercado en alerta por el conflicto en Medio Oriente y su impacto en el precio del crudo, el escenario de julio se perfila con nuevos incrementos y una demanda en retroceso, un combo que preocupa tanto a consumidores como al sector.

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Luego de su salida de Vaca Muerta, ExxonMobil explorará áreas offshore en el estratégico norte del Brasil

ExxonMobil fue una de las petroleras internacionales protagonistas de la licitación de bloques de exploración de petróleo offshore realizada esta semana en Brasil. El consorcio conformado por ExxonMobil y Petrobras se quedó con diez de los 19 bloques exploratorios adjudicados en el Margem Equatorial, la nueva frontera petrolera offshore estratégica que el gobierno de Lula da Silva busca desarrollar en el norte del Brasil para sostener las exportaciones petroleras.

La petrolera norteamericana, que viene de concretar la venta de sus activos en Vaca Muerta a Pluspetrol por US$ 1700 millones, se asoció con la petrolera estatal Petrobras para competir en la última licitación de concesiones permanentes de áreas hidrocarburíferas realizada por la Agencia Nacional de Petróleo del Brasil (ANP).

El gobierno adjudicó 34 bloques ubicados en las cuencas Parecis, Foz do Amazonas, Santos y Pelotas. Los bloques rematados en las últimas tres cuencas son offshore. Las inversiones previstas por los 34 bloques ascienden a 1.456.963.000 de reales (US$ 265.525.141) solo para la primera fase de los contratos, que son de exploración.

La cuenca de Foz do Amazonas fue la que mayor atracción y participación internacional generó. De los 19 bloques rematados, Petrobras y ExxonMobil se quedaron con diez, mientras que un consorcio formado por Chevron y CNPC obtuvo nueve.

La competencia fue intensa, ya que Chevron y CNPC superaron las ofertas de Petrobras y ExxonMobil en siete de los nueve bloques que obtuvo. De los diez bloques ganados por Petrobras y ExxonMobil, la primera será operadora en cinco de los bloques y la segunda operará los restantes cinco.

«Con este resultado y la continuidad de nuestras actividades exploratorias, incluso en el Margen Ecuatorial y en la Cuenca de Pelotas, seguimos optimistas sobre nuestras posibilidades de reponer las reservas de petróleo y garantizar la seguridad energética de Brasil», destacó la presidenta de Petrobras, Magda Chambriard.

Margen Ecuatorial, la nueva frontera petrolera

La cuenca de Foz do Amazonas se ubica en el norte del país, en lo que se conoce como el Margen Ecuatorial, una zona marítima con un importante potencial petrolero debido a su cercanía geográfica con Guyana. La ANP estima que el volumen de recursos de petróleo y gas natural en la zona ronda los 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente. Son recursos que serían críticos para sostener la producción nacional y las exportaciones de crudo frente al eventual declive del presal.

Las primeras perforaciones en el Margen Ecuatorial se realizaron en la década de 1970, sin que se produjeran descubrimientos importantes que hicieran viable la producción comercial. Hasta la fecha, la mayoría de las actividades exploratorias se han realizado en aguas someras.

Sin embargo, la industria entiende que el potencial petrolífero es relevante si se consideran los recientes descubrimientos realizados en Guyana, que están transformando al país en uno de los principales exportadores de crudo del continente.

Es por esto que Petrobras en su Plan Estratégico 2050 y Plan de Negocios 2025-2029 prevé una inversión de US$ 3.000 millones en el Margen Ecuatorial durante los próximos cinco años. La empresa definió en mayo un plan para perforar ocho pozos exploratorios, comenzando por el bloque FZA-M-59, a unos 2500 metros de profundidad bajo el nivel del mar.

El interés internacional también se vio reforzado por los avances en materia de licenciamiento ambiental, un tema que enfrenta al Ministerio de Minas y Energía con el Ministerio de Medio Ambiente y Cambio Climático.

Petrobras logró avanzar con el licenciamiento de perforación en aguas profundas en el bloque FZA-M-59, concedido por el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA). Este bloque fue adjudicado a la petrolera brasileña en una licitación de 2013.

, Nicolás Deza

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Romero de Valgesta: “La seguridad debe ser el apellido de la nueva etapa de transición”

Semanas atrás, el presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que presentará un proyecto de ley para adelantar el plan de descarbonización al 2035 -o antes-, y desde aquel entonces surgieron cuestionamientos desde sectores estratégicos del país. 

Andrés Romero, presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía, planteó que el retiro acelerado de las termoeléctricas a carbón debe ir acompañado de un enfoque integral que ponga en el centro la seguridad del sistema eléctrico.

“No estoy en contra de la iniciativa, pero si consideramos que hubo un blackout en febrero del presente año, creo que la señal que dio el presidente no es la adecuada”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica.

Si bien se desconocen los pormenores del proyecto que prepara el Poder Ejecutivo, desde la consultora apuntaron que se requiere poner en la mira otros focos principales para avanzar con la transición de manera segura y que impacte a favor en los costos para los usuarios finales. 

“La seguridad debe ser el apellido de la nueva etapa de transición. Hay que hacer una profunda revisión de la norma técnica, seguridad, calidad, servicio. Lo está haciendo el regulador, pero tiene que ser con un trabajo mucho más amplio y con más detenimiento”, subrayó el ejecutivo. 

Bajo ese panorama, el entrevistado recordó que Chile está protagonizando una de las transiciones más rápidas del mundo. En 2024, el 72% de la generación eléctrica provino de fuentes renovables y un 35% específicamente de solar y eólica. No obstante, advierte que esa velocidad ha traído consecuencias. 

El blackout del 27 de febrero es, para Romero, un punto de inflexión. La magnitud del evento, en el contexto de una matriz altamente renovable, revela una vulnerabilidad estructural. 

En este marco, el presidente del directorio de Valgesta enumera una serie de acciones que considera prioritarias. La primera es una revisión profunda de la normativa vigente, seguido por la realización de planes de contingencia y determinación de inversiones clave para responder a situaciones críticas como el corte eléctrico masivo. 

Además, propone un giro en la política de fiscalización de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC): “Debiera incorporar la prevención de estas contingencias dentro de su política de fiscalización, y por tanto y de manera central, la seguridad de suministro”.

Otro punto crítico es el impacto de la salida de las centrales térmicas sobre la estabilidad del sistema, particularmente en lo que refiere a inercia y cortocircuito. 

“Hay que evaluar la costo-eficiencia, si esto significa que tenemos que incorporar tecnología, como los condensadores síncronos, y si los ciudadanos están disponibles a pagar esos costos. Y de igual modo, debemos actualizar la regulación de la distribución eléctrica, aunque sea de manera progresiva”, manifestó. 

Almacenamiento: estrella en ascenso, pero con riesgos

El almacenamiento energético será una pieza clave del nuevo sistema. Chile ya cuenta con 999 MW de potencia operativa en baterías, 574 MW en fases de prueba y más de 3500 MW en construcción según datos del sector. 

Pero la tendencia no frenará ahí, sino que se espera un crecimiento sostenido y estratégico en materia de storage, ya que existen 8299 MW aprobados y 14597 MW de capacidad BESS en distintas etapas calificación

Este desarrollo, impulsado por señales regulatorias como la modificación del reglamento de transferencias de potencia, se ve favorecido por una caída sostenida de los costos tecnológicos.

Pero no todo son luces. Romero observa con cautela el ritmo de instalación y los incentivos económicos, lo que podría conllevar el riesgo de “canibalización en el mercado”, un fenómeno que ya afectó a los parques solares debido a la saturación de la oferta. 

“A futuro puede haber agentes perjudicados en sus ingresos y generar un desbalance en el mercado de potencia”, concluyó el especialista remarcando la importancia de estudiar la entrada de baterías y coordinar su integración en el sistema de manera estratégica, instando a que la planificación BESS se aborde con la misma rigurosidad que se exige para el resto del sistema eléctrico.

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Goesgreen se lanza a la comercialización de energía y proyecta estructurar 50 MW de generación propia

Goesgreen se encuentra en plena transformación estratégica. Además de mantener su histórica línea de desarrollo y asistencia técnica, la compañía ha dado un paso decisivo al lanzar a EIBN como nueva unidad comercializadora de energía. 

Si bien la firma continúa desarrollando proyectos y gestionando activos para terceros, ahora busca estructurar negocios que dependan más de sus propios recursos, por lo que la integración vertical es un eje clave del nuevo enfoque. 

“Con EIBN queremos comercializar un volumen objetivo de MWh en un sector industrial y comercial que todavía no está abordado en el Mercado. Y en los próximos diez o doce meses, la idea es ir a una estructura integral, ya que tenemos algunos proyectos propios en cartera y nos gustaría poder financiarlos”, afirmó Gustavo Gil, presidente de Goesgreen, en diálogo con Energía Estratégica

“La unidad de comercialización de energía sólo necesita capital de trabajo y garantías. Por tanto la integración vertical es un camino ineludible, esperando que a futuro también tengamos generación propia”, agregó. 

Actualmente, Goesgreen mantiene unos 450 MW bajo gestión a través del área de asset management. A esto se suma la actividad de la plataforma I4 Business, que añade participación en un poco más de capacidad y otros 350 MW fotovoltaicos y 10 MW eólicos en desarrollo para terceros. 

Pero la gran apuesta está en avanzar hacia la generación propia. En este sentido, la empresa prepara un pipeline de 50 MW que planea estructurar en entre cinco y siete etapas. 

“Hasta ahora vamos avanzando con los primeros dos o tres proyectos, que será el 30% de los 50 MW”, detalló el ejecutivo, aclarando que esta estrategia está pensada para atraer inversiones y dar sustentabilidad financiera a largo plazo.

Este cambio representa un paso natural para una firma que acumula experiencia técnica y relaciones en todo el ecosistema energético, por lo que complementará la sinergia entre desarrollo, generación, comercialización y conocimiento de proveedores.

“Hacemos muchos proyectos para otros y tenemos ganas de hacer el nuestro. Y la expertise de Goesgreen nos permite ser eficientes, con un OPEX muy bajo, y con un buen precio de salida de la energía, integrando el margen de la comercializadora”, sostuvo Gustavo Gil. 

De todos modos, todavía queda una barrera por resolver: la atracción de capital extranjero. Aunque desde la compañía son optimistas de cara a un futuro más estable para la inyección de capital externo. 

Regulación normativa y dinámica de mercado

Respecto a la regulación, el ejecutivo plantea una visión crítica sobre los cambios propuestos por la Secretaría de Energía de la Nación. Si bien valora el incentivo a que las distribuidoras no se abastezcan exclusivamente de CAMMESA y a reactivar un MAT, advierte que no se ven señales de un Mercado que incentive a nuevos players para mejorar la competencia y la oferta de servicios.

En ese sentido, insiste en la importancia de medidas más profundas, como por ejemplo que todos los usuarios puedan elegir a quién comprar energía y que se arme un mercado de competencia bien abierto. 

Gil también subrayó la necesidad de tener un Mercado de Energía Spot, para que los precios horarios reflejen los costos reales del sistema y los privados puedan comprar energía en una bolsa del mercado mayorista con subastas, tanto de operaciones a plazo como intradiarias, como ocurre en muchos otros países. Para el ejecutivo, esto podría motivar a que más usuarios salgan del sistema tradicional en busca de mejores precios con privados.

En este nuevo escenario, tecnologías como la generación distribuida y el almacenamiento ganan protagonismo. Desde Goesgreen ya actúan como gabinete técnico en proyectos donde los clientes quieren desarrollar su propia generación. 

“Varios clientes quieren tener su propia generación para evitar problemas de suministro o calidad de servicio, y reducir costos. Sumado a que con la baja del precio de acumulación, empiezan a aparecer algunos proyectos de baterías como una alternativa viable”, destacó.

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360Energy, protagonista de la revolución solar argentina: 250MW instalados exclusivamente de energía solar fotovoltaica.

En el Día Mundial del Sol, 360Energy, empresa líder en soluciones energéticas  sostenibles, presenta datos exclusivos que consolidan su posición como referente  en la transición solar empresarial argentina. 

Números que transforman

Desde su fundación, 360Energy ha implementado 250 megavatios (MW) de  capacidad solar fotovoltaica distribuidos a lo largo del territorio nacional. 

«Cada panel solar que instalamos es un paso concreto hacia la independencia  energética de Argentina», afirmó Maximiliano Ivanissevich, Director de Asuntos Corporativos de 360Energy. «Nuestros números demuestran que la energía solar  no es el futuro: es el presente que las empresas argentinas están adoptando  hoy», agregó.

Los proyectos solares de 360Energy han evitado la emisión de +180.000 toneladas  de CO2 a la atmósfera, equivalente al impacto positivo de plantar 3 millones de  árboles

La capacidad instalada genera anualmente 414 GWh de energía limpia, suficiente  para abastecer el consumo eléctrico de +175.000 hogares argentinos durante todo  un año. 

Liderazgo sectorial

360Energy se posiciona entre las empresas líderes del sector solar empresarial  argentino, con una participación de mercado del 12% de la potencia solar instalada en Argentina.

Además, más de 15 grandes industrias ya adoptaron energía solar con 360Energ, y la compañía proyecta duplicar su capacidad instalada en el transcurso del presente año.

  • Proyección 2025: duplicar la capacidad instalada 

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Viaje al interior de Camisea, el megayacimiento de gas de Perú que opera Pluspetrol en el corazón de la Amazonia

Mientras Pluspetrol, la petrolera independiente argentina, crece en Vaca Muerta tras la adquisición de los activos de ExxonMobil y apunta a convertirse en uno de los principales productores de hidrocarburos de Argentina, en Perú cumplió 20 años operando Camisea. Se trata de un megayacimiento de gas ubicado en el corazón de la Amazonia peruana que se transformó en el proyecto energético más importante de ese país y uno de los más representativos de Latinoamérica.

EconoJournal pudo conocer el hito energético de Perú ubicado en Malvinas, Cusco, donde está el corazón de Camisea. Allí Pluspetrol encabeza la operación y lidera el consorcio que hoy tiene una producción de 40 millones de metros cúbicos de gas por día (mm3/d) y 53.000 barriles de petróleo asociado que se extraen desde los lotes 88 y 56. Se estima que solo esos bloques tienen reservas por 6,16 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas y 545 millones de barriles de hidrocarburos líquidos.

Al consorcio lo integran Pluspetrol con el 27,2% de la participación, la norteamericana Hunt Oil, con el 25,2%, la coreana SK Innovation con el 17,6% y la española Repsol, la argentina Tecpetrol y la argelina Sonatrach con un 10% cada una. A la fecha llevan invertidos US$ 5.400 millones.

Una tierra inhóspita

Llegar a Camisea solo es posible en avión o en barco. La explotación denominada “Offshore Inland” funciona de la misma forma que una plataforma petrolera marítima, ya que la complejidad de la geografía selvática hace inviable la construcción de caminos. La otra vía de comunicación es el río Urubamba, un serpentante curso de agua marrón que atraviesa toda la selva desde el Amazonas.

Después de un viaje de dos horas en avión desde Lima se llega al aeródromo Malvinas. Desde allí, un helicóptero permite recorrer los clusters que conforman los lotes 56 y 88. Cada instalación se une a la planta de separación de gases -contigua a las oficinas y al aeródromo- por una distancia que va de los 15 a los 25 kilómetros. El terreno cubierto de un frondoso verde oscuro hace de camuflaje a los desniveles de la tierra, que por momentos se convierte en montañas. La extracción del gas y derivados se hace desde 20 pozos, suficientes para que una mitad alcance a cubrir toda la demanda de gas de Perú y la otra, exportar en barcos de GNL hacia Asia, Europa y Estados Unidos.

El 96% del gas lo producimos desde aquí por eso decimos que si es gas es de Camisea. El 70% del GLP del país y el 40% de la generación de energía eléctrica se hace con nuestro gas”, resaltó Germán Álvarez, Country Manager de Pluspetrol Perú y Ecuador, en conversación con este medio. “Hoy ocupamos el 0,2% de la concesión por eso no hay caminos y los ductos se construyeron bajo el concepto de Ductos Verdes, haciendo luego una reforestación de todo el tendido. No hay rutas internas ni comunicación con el resto de la civilización”, detalló.

La puesta en marcha del proyecto Camisea en 2004 implicó también el tendido de dos ductos que recorren la selva y atraviesan la cordillera de los Andes hasta llegar al océano Pacífico. También la ejecución de la planta de fraccionamiento de gas y terminal marítima de Pluspetrol en Pisco y la construcción de la planta de LNG Melchorita, la única de Sudamérica.

Las Malvinas de Perú

Camisea nace en Las Malvinas, una zona selvática ubicada en la provincia de Cusco, a 147 kilómetros de Machu Picchu. Fue denominada así por los peruanos como símbolo de la amistad con Argentina y el apoyo brindado durante la guerra de Malvinas. En una poética casualidad, una empresa argentina terminó liderando allí el proyecto que hoy es el emblema energético de Perú.

La concesión tiene 143.756 hectáreas donde se ubican los lotes 88 y 56 de donde se extrae el gas. Además, el lugar cuenta con un aeródromo preparado para recibir aviones de carga y pasajeros, tres helipuertos, oficinas y campamentos para los 1.800 trabajadores que hacen turnos de 15 días de trabajo por 15 de descanso. Las operaciones se distribuyen principalmente entre los clusters y la planta de separación de gases donde los hidrocarburos extraídos reciben el primer tratamiento que permite separar el gas seco o natural (etano y metano) que se transporta por un ducto y los gases líquidos (propano, butano y gasolina) que se inyectan en otro. Además hay personal permanente para el mantenimiento y operación de los helicópteros.

Toda la logística que implican las operaciones diarias, como la que también demandó la puesta en marcha de Camisea, se hace vía área y fluvial. El aeródromo de Malvinas está preparado para recibir aviones Antonov y continuamente llegan desde Lima charters con pasajeros. Por el río Urubamba, el mismo que aguas arriba riega el Valle Sagrado de los Incas en Machu Pichu, ingresa maquinaria pesada en buques de ultrabajo calado que navegan durante la ventana que va desde diciembre a abril. Las cargas inician en Quito, Ecuador, siguen hacia Pucalpa y luego culminan en Malvinas.

La ruta del gas

El gas de Camisea se extrae de una formación arenosa que se encuentra a 4.200 metros de profundidad. Su permeabilidad permite un gran caudal de producción con pocas perforaciones. El consorcio Camisea actualmente explota el lote 88 que posee 14 pozos en producción destinados exclusivamente al mercado interno. Se considera que sus reservas probadas y probables alcanzarían para abastecer de gas al país por 20 años. Solo este bloque cuenta con 5,02 TCF de reservas probadas. En cambio, el lote 56 -con 6 pozos y 1 TCF de reservas- está orientado al mercado de exportación.

A pocos metros de las oficinas de Pluspetrol se encuentra la Planta de Separación de gas Malvinas donde el gas se separa y se entrega a la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) que lo inyecta en dos ductos que recorren 900 kilómetros y cruzan las montañas de la cordillera de los Andes hasta los 4.900 metros sobre el nivel del mar, altura que le valió el récord Guiness por montar el gasoducto más alto del mundo.

Desde allí, el gas se distribuye en tres puntos: los líquidos viajan por un poliducto y se derivan a la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural que Pluspetrol tiene en Pisco, a metros del océano Pacífico y donde se procesa el GLP para su distribución en camiones y barcos que viajan por el mar hasta Lima. Una parte del gas natural llega a Cañete donde está la planta de Perú LNG que despacha buques semanalmente. Mientras que otra, se transporta a Lima a la estación City Gate Cálidda, punto de distribución del gas natural por redes que va a los domicilios y a las centrales eléctricas.

Megantoni, el distrito de oro

A 25 minutos de Camisea por el río comienza el distrito de Megantoni, un pequeño poblado que alberga a la comunidad machiguenga, una las nueve etnias que habitan los alrededores del megayacimiento de gas peruano. Su población se estima en 12.000 personas, muchas de las cuales no tienen ningún tipo de contacto con la civilización y se reparten entre la selva.

Al lugar se llega a través de “chalupas”, pequeñas embarcaciones angostas que sirven de comunicación a sus habitantes. De su territorio se extrae el gas para todo el Perú y por este motivo, el distrito recibe el equivalente a US$ 300.000 diarios, es decir, unos US$ 10 millones por mes en concepto de canon gasífero. Además, el gobierno nacional percibe el 37% en regalías por la explotación del yacimiento.

Quizás por el sofocante y húmedo calor, el movimiento en Megantoni es lento y tranquilo. No hay vehículos más que motocicletas. La mayoría de las casas son de madera rodeadas de caminos bien delimitados. Tiene escuelas, hospitales, restaurantes y hoteles administrados por los locales e internet satelital. Pese al gran caudal de recursos que recibe, sus habitantes mantienen un estilo de vida rural marcado por las costumbres que los caracterizan desde la era preincainca.

Otra parte de los recursos se destina al Programa de Monitoreo Ambiental Comunitario (PMAC) que fiscaliza la preservación de la biodiversidad de Camisea junto con las prácticas tradicionales de las comunidades que viven de la pesca y la caza. “Son programas que aseguran que el cumplimiento de los compromisos ambientales suceda día a día. Las autoridades los validan con las auditorías que hacen y son participativos. El PMAC vigila nuestros procesos, si hay impacto sobre la biodiversidad y aseguran que el compromiso inicial se cumpla todos los días”, aseguró Álvarez.

En relación a los aportes económicos, el Country Manager, afirmó que en los 20 años de Camisea Perú recibió US$ 21.000 millones en regalías e impuestos a la renta. “Para la región del Cusco fueron US$ 10.300 millones en canon”, precisó. Aún así, la región evidencia un nivel de pobreza que algunos atribuyen a un problema estructural del Estado para ejecutar correctamente los fondos que recibe.

En 2008 el Estado peruano aprobó mediante la ley N° 29.230 el OXI (Obras por Impuestos), una modalidad de inversión pública que permite ejecutar infraestructura y servicios públicos con participación de las empresa privadas, y así deducir hasta el 80% de los tributos. “Los privados tenemos un rol mucho más grande en evidenciar que los beneficios se vean en la salud y educación”, opinaron fuentes de la empresa acerca de este programa.

En este sentido, desde el Consorcio afirmaron que trabajan en una cartera de obras prioritarias para ejecutar en la región: “Creemos que la legislación tuvo una curva de aprendizaje considerable y ahora tenemos la confianza suficiente para avanzar en pos de cerrar las brechas en las áreas cercanas y que haya un legado de todo este desarrollo”, afirmó Álvarez.

, Laura Hevia

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El procesamiento del gas de Camisea, la clave que permitió cambiar la matriz energética de Perú

El proyecto Camisea no solo implica la extracción de gas que se hace desde la selva. En 2004 cuando se conformó el consorcio que puso en marcha el ambicioso plan, las empresas que lo conforman -junto a otras compañías- se unieron para ejecutar, al mismo tiempo, las obras que permitieron el transporte y el procesamiento del gas para elaborar diferentes productos. Esta sinergia fue clave para revertir la matriz energética de Perú y lograr reemplazar las importaciones de gas.

De esta forma se montó el poliducto de la Transportadora de Gas de Peru (TGP), un caño que nace en Malvinas y tiene una extensión de 703 kilómetros que le permiten llegar hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco, de Pluspetrol. Un gasoducto -el más alto del mundo con 4.901 metros sobre el nivel del mar y que también nace en la selva- sirve en cambio para llevar el gas natural a la planta de licuefacción Melchorita de Perú LNG y a la planta procesadora City Gate Cálidda.

El mayor cambio que produjo la puesta en producción de Camisea es reconvertir una matriz energética que dependía del gas importado y el diesel para la generación eléctrica. Actualmente, el gas extraído de la selva cusqueña representa el 96% del consumo local, el 70% del gas licuado de petróleo (GLP) y permite el 40% de la energía eléctrica al lograr reemplazar el diésel en las centrales eléctricas.

GLP al mercado interno

En Pisco, sobre la costa del océano Pacífico, la planta de fraccionamiento de Pluspetrol elabora GLP, diesel y nafta. La locación incluye una playa de estacionamiento y carga para camiones y una terminal marítima conectada de manera subterránea que permite la carga de buques con GLP y MDBS (Medium Distillate Blending Stock) para la generación de diesel.

“La planta tiene un estándar muy alto. En sus 20 años de operación nunca hubo ningún incidente ambiental ni un solo derrame de hidrocarburos, pese a que se cargan 20 mil barriles por hora y 400 mil en un día y medio”, comentó a Econojournal Wilder Domínguez, gerente operativo.

“Las instalaciones tienen una capacidad de almacenamiento de 870.000 barriles que equivalen a 12 días del suministro de GLP de todo Perú”, detalló Dominguez. El dato no es menor si se tiene en cuenta que solo el 21% de la población peruana cuenta con gas domiciliario y la gran mayoría se abastece por medio de garrafas o balones.

La complejidad geográfica y la falta de un plan estatal para extender el consumo de gas natural explican la baja cantidad de hogares que cuentan con este servicio. Pero además, los hallazgos arqueológicos fueron en otra medida la razón por la que la extensión de los gasoductos se vio demorada. Según datos de la empresa TGP, en los últimos 20 años se produjeron 2.200 hallazgos arquelógicos sobre el tendido de las redes, lo que obligó a continuos parates en las obras. Estos incluyeron restos de culturas precolombinas, tumbas, momias y artefactos milenarios.

El GNL peruano

A 60 kilómetros de Pisco se encuentra Melchorita, la única planta de LNG de Sudamérica y la primera de Latinoamérica. En medio de dunas de arena que superan los cinco metros de altura, las instalaciones se levantan al lado de la carretera Panamericana Sur , a escasos metros del océano en una zona sumamente desértica.

La central es operada por la empresa Perú LNG, una sociedad que agrupa a la norteamericana Hunt Oil (50%), a Shell (20%), MidOcean Energy (20%) y Marubeni (10%). Su construcción demandó una inversión u$s3.800 millones y en su terminal marítima recibe buques cada 5 a 12 días con capacidad de hasta 124 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), es decir, casi el mismo volúmen que lo que produce Argentina en un día.

El 95% de la producción de GNL de Melchorita se exporta y es Shell es el offtaker encargado de ejecutar los contratos con otros países. Fuentes de la empresa comentaron a este medio que actualmente el 65% de los buques que ingresan van hacia Asia, el 30% a Europa y un 5% a Estados Unidos y Canadá. En total la planta tiene una capacidad de 4,45 millones de toneladas anuales (MTPA) y recibe diariamente unos 20 Mm3/d de gas.

La planta de LNG de Perú fue un proyecto que comenzó a gestarse en el 2000 mientras avanzaban los planes sobre Camisea. Sus instalaciones se inauguraron en 2010 y dos años después, la empresa celebró los 100 buques exportados. En paralelo, el país desarrollaba el resto de las plantas que permiten comercializar el gas en distintos productos.

Según los datos de la compañía, la producción de LNG generó en 2022 unos u$s2.880 en divisas, mientras que en 2023 fueron u$s1.393. La diferencia se explicó en una reducción el costo del gas adquirido debido a la variación de los precios internacionales que pasaron de los u$s17,7 por millón de BTU (Mbtu) a u$s8,2 Mbtu.

, Laura Hevia

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Vaca Muerta: por la alta tasa de declinación, el 60% de los pozos produce menos de 20 m3/día. ¿Es un riesgo apostar todo al no convencional?

Un pozo petrolero de buen rendimiento en Vaca Muerta puede llegar a arrojar entre 1000 y 2500 barriles diarios (bbl/día) durante sus primeros meses de operación. En Bajada del Palo Oeste, por ejemplo, Vista Energy informó incluso que su pozo BPO-2801(h) alcanzó en febrero el record de 4440 barriles diarios en promedio con un pico de 5396 barriles. Sin embargo, el ingeniero en reservorios Gerardo Tennerini difundió este mes un trabajo donde detalla que más del 60% de los pozos perforados en Vaca Muerta produce en la actualidad menos de 125 barriles diarios (20 m3/día). El dato revela una característica constitutiva del shale, que es la rápida declinación de sus pozos con respecto a la producción convencional.

Como consecuencia de esa declinación acelerada, el 80% de la producción de Vaca Muerta proviene hoy de menos del 20% de sus pozos. Esta situación obliga a un ritmo sostenido de perforaciones para mantener la curva agregada de producción y si las perforaciones se detienen por el motivo que sea el impacto es de corto plazo porque la tasa de declino anual puede llegar al 80% frente a un 10% o 15% del segmento convencional.

Ante esta situación, EconoJournal decidió consultar al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, al ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, y al titular de la consultora Economía & Energía, Nicolás Arceo, para saber si es un riesgo concentrarse cada vez más en el shale o si la diferencia de rentabilidad con respecto a la producción convencional no deja otra opción.

Juan José Aranguren: “La explotación tiene que ser en modo factoría”

–Si la tasa de declinación del shale es tan pronunciada, ¿es correcto apostar cada vez más por Vaca Muerta y abandonar de modo acelerado la producción convencional?

–Hoy las cuencas productoras de petróleo están llegando a un límite en la explotación convencional y cada vez se necesita tener mayor asistencia de algún otro tipo de fluido para poder explotarlas y se consume mucha más energía en producirlo que el producto que se saca. Es el caso de las cuencas maduras. Es por eso que las compañías se concentran en aquello que les permite obtener una mayor rentabilidad, como es el caso del shale.

–¿Y por qué no se explora más en convencional?

–Todo lo que es en territorio firme ya está explorado. Las compañías explotaron todas las formaciones sedimentosas que había y solo queda el mar, pero ahí es mucho más costoso. Hacer un pozo cuesta 5 o 6 veces más de lo que cuesta hacer un pozo con fractura en Vaca Muerta y antes tener que ver cuál es el resultado de la sísmica.

–¿Y la declinación acelerada del shale no debe generar preocupación?

–No veo que sea algo para alarmarse sino una característica constitutiva del shale. La explotación tiene que ser en modo factoría. Eso significa que si hoy tenemos 35 o 40 rigs y queremos duplicar la producción tenemos que ir al doble de rigs y ser cada vez más eficientes. Y lo mismo con los equipos de fractura. No hay otra alternativa. La producción no convencional tiene su mayor producción dentro de los dos primeros años y después declina muy rápidamente comparada con la convencional y por eso hay que perforar y fracturar continuamente.

–Está claro que para las compañías hoy es la decisión más lógico y racional, ¿pero el gobierno no debería generar algunos incentivos para que no toda la producción se concentre en el shale?

–Los gobiernos tienen que definir políticas públicas. El gobierno actual con el RIGI fomenta el oil & gas en el offshore, pero en el territorio hay un determinante físico porque en los yacimientos convencionales actuales el recurso se está agotando. Además, hay que tener en cuenta que una caída en los precios no solo afecta al no convencional. De hecho, los yacimientos maduros hoy tienen un costo alto que va de los 45 a 60 dólares por barril. Por lo tanto, si el precio se cae de 60 quedan en negativo. El no convencional, en cambio, hoy tiene un valor de break even que varía entre 35 y 45 dólares, depende de cómo se distribuyan los costos fijos.

–¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de todas las áreas convencionales, incluso de algunas que son rentables como Manantiales Behr?

–Sí, porque la dirección de YPF se debe a sus accionistas. Tiene una determinada capacidad de acceder a capital y ese capital lo coloca en el lugar más rentable, salvo que quiera hacer beneficencia o que quiera hacer desarrollo regional porque si fuera una empresa pública, pero YPF no lo es, es una sociedad anónima. El estatuto requiere que todas las acciones del directorio sean en beneficio de sus accionistas, de todos sus accionistas, no de uno solo. Además, aún en el caso de Manantiales Behr, que está siendo bien explotado, que haya decidido irse no significa que vaya a irse a cualquier precio.

Nicolás Arceo: “El shale cambia la política hidrocarburífera”

–El 80% de los pozos perforados actualmente en Vaca Muerta produce menos de 50 m3/día por la rápida tasa de declinación del shale. ¿Es un error concentrarse cada vez más en el shale tomando en cuenta esa característica o la diferencia de rentabilidad con respecto al convencional no deja otra opción?

–La diferencia de rentabilidad no te deja otra opción y el volumen de recursos no convencionales es infinitamente más grande que lo que queda del convencional. Argentina no tiene recursos no convencionales para llegar a un plateau de un millón de barriles. Sin la producción no convencional no se llegaría nunca.

–¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?

–Siempre es discutible, pero Argentina está bastante explorado desde la época de la YPF estatal. Sería óptimo para Argentina tener recurso convencional barato, abundante y disponible, pero eso no está.

— ¿Y no es un riesgo para el país recostarse cada vez más sobre el sector hidrocarburífero con la vulnerabilidad que supone el shale? En 2020, durante el comienzo de la pandemia, con el desplome del precio del crudo, en Estados Unidos se frenaron las perforaciones en la cuenca shale y en apenas 3 meses la producción cayó casi un 25%.

–Eso se vio en la Argentina, cuando se derrumbaron los precios del gas a mediados de 2019 se registró un freno total en la inversión de shale gas y la producción. El impacto de señales de precios que restringen inversión y reducen rápido producción ya lo tuvimos y el caso paradigmático fue gas. Ahora bien, lo planteo en otros términos: si el gobierno da una señal de precios incorrecta a través de la configuración de política pública, en el segmento convencional, como declina poco, el efecto sobre la inversión puede ser inmediato, pero el efecto sobre la producción es de mediano y largo plazo. A partir de 2002/2003 diste una señal de precios muy desfasada de los precios internacionales, tuviste un declino pero el problema grande de producción lo tuviste casi una década después. En el shale, en cambio, es un límite a la política de precios mucho más acotada. Si bajás precios o desacoplás fuerte el precio local del internacional eso se te va a una contracción de la inversión y la producción te empieza a caer al año.

–¿La producción shale entonces puede llegar a disciplinar a la política más rápidamente cuando interviene sobre los precios?

–No lo pondría ni en potencial. Disciplinó a la política. En 2019 el gobierno había entrado en una discusión sobre si había gas a 1 dólar, 2 dólares, 3 dólares. Discutían si había que hacer un Plan Gas y cuando la producción comenzó a derrumbarse se salvó la discusión y tuviste Plan Gas a fines de 2020 porque nos quedábamos sin gas. El shale cambia la política hidrocarburífera. Una política hidrocarburífera con recurso convencional te otorga un grado de libertad infinitamente mayor del que se tiene en una producción no convencional.

–¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de la producción convencional o debería quedarse con algunas áreas, aunque le rindan menos que el shale?

–Para mí la estrategia es correcta porque es la única forma de maximizar flujo de caja y maximizar inversión. Además, hay que tener en cuenta que para el convencional en cuencas maduras bastante depletadas lo que se necesita es un trabajo más específico pozo por pozo y eso lo va a hacer mucho mejor una empresa chica que una empresa grande como YPF que está concentrada en el shale. La decisión de salir de las áreas maduras fue correcta. Es lo mejor para YPF y también es lo mejor para el país.

Gustavo Lopetegui: “No veo un dilema. No hay dos opciones”

–¿Es un riesgo abandonar la producción convencional de hidrocarburos y concentrarse cada vez más en el shale si la tasa de declinación es tan pronunciada?

–La tecnología fracking es totalmente distinta que la tecnología del petróleo tradicional. El tradicional era como meter una pajita en una cacerola llena de agua y la pajita chupaba ese petróleo durante décadas. El shale, en cambio, consiste en sacar el petróleo que está metido adentro de las piedras. Hay que romper con un proceso muy complejo para sacarlo y declina más rápido. Requiere menos inversión inicial, pero declina más rápido. Son dos productos diferentes. Sacar el petróleo convencional que tiene Argentina es mucho más caro que hacer fracking y por eso todas las empresas se dedican a haber fracking. Ya se sabe que el fracking declina más rápido y en la medida que más se perfore va a declinar más rápido aún, pero a las empresas le están dando los números y por eso están avanzando. El declino ya está metido en los planes de negocio. Con este declino, las empresas hoy ganan plata. Por eso no veo un dilema. No hay dos opciones.

–¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?

–Lo del offshore fue un intento de buscar una alternativa, pero hasta ahora no tuvo éxito. Nadie puede decir que no hay petróleo convencional en ningún lugar de la Argentina, pero me resultaría raro porque las empresas han medido todo el terreno.

–YPF se está yendo de todas las áreas convencionales, incluso de aquellas, como Manantiales Behr, donde no pierde dinero. ¿Está bien lo que hace de poner el pie en el acelerador y salir cuánto antes de todo lo convencional?

–Qué no pierdan plata no quiere decir que no haya un costo de oportunidad por no usar esa plata para ir a otro lugar donde se puede ganar más. Así se manejan los negocios. La voluntad de YPF es irse del convencional, pero de algunas áreas no se puede ir porque nadie las quiere agarrar.

–Ante una baja de precios, la producción shale se derrumba mucho más rápido que el convencional. ¿Eso debería llevar al Estado a tratar de que el país no se recueste tanto sobre la producción shale y tratar de buscar una diversificación productiva?

–La dirigencia política no tiene mucho que opinar. El sector de Oil & Gas es el 4% del PBI. Es importante, pero es una porción pequeña. El shale se parece a la agricultura donde tenés que invertir cada año para cosechar cada año. Mientras la ecuación de precios se positiva eso va a seguir. No invertir ahora por si en el futuro el precio va a bajar no tiene ningún sentido económico.   

, Fernando Krakowiak

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Escalada internacional del crudo y aumentos locales en precios de combustibles

En un contexto internacional cada vez más complicado por los conflictos bélicos, que entre otras consecuencias ciertamente más graves, empuja a la suba la cotización del petróleo y del gas, varias de las principales operadoras-comercializadoras del mercado local de combustibles incrementaron los precios de sus naftas y gasoils en la madrugada del domingo (22/6) en el 5 por ciento promedio, y se estima que en las próximas horas también lo haga YPF, que detenta por lejos la mayor participación en este rubro (56 por ciento).

Las empresas ajustaron sus precios en el arranque del mes por la incidencia de otros factores internos a considerar (impuestos, devaluación, biocombustibles).

A modo de referencia cabe detallar que las estaciones de servicio ubicadas en el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires que operan con la marca Shell (Raízen) actualizaron los precios de la Nafta Súper hasta $ 1.326 por litro; de la VPower Nafta hasta $ 1.572; el Diesel Evolux hasta $ 1.398, y el VPower Diesel hasta $ 1.568. Su participación en el mercado ronda el 19 por ciento.

Por otra parte, los combustibles de la marca AXION (16 por ciento del mercado) se comercializan en CABA en $ 1.299 por litro en el caso de la Nafta Súper; en hasta $ 1.598 para la Quantium Nafta; y en hasta $ 1.645 para el Quantium Diesel.

Con mucha menor participación en el mercado (alrededor del 5 por ciento), también aumentó sus precios la marca Puma (Trafigura) .

Cabe señalar que la suba de los precios de los combustbles vigente desde este fin de semana a nivel local tienen por principal motivo la incidencia en la mayor cotización internacional del petróleo registrada desde finales de mayo, que elevó el precio del barril Brent desde 63 hasta 77 dólares el viernes 20/6, con pico de hasta 80 dólares en el período.

Acontecidos ahora nuevos bombardeos desde Israel, y desde los EE.UU. sobre instalaciones de investigación nuclear de Irán, acción bélica que está siendo cuestionada por otras potencias internacionales (China, Rusia, India, entre ellas) es altamente probable que el conflicto escale.

Resultan previsibles entonces nuevas consecuencias para la paz, y para la economía internacional, y nuevas subas en el mercado del petróleo. Entre otras réplicas, Irán podría interferir el tránsito de barcos petroleros por el estrecho de Ormuz, y frenar el abastecimiento.

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China, el objetivo teleológico de EE.UU. detrás del conflicto con Irán

Estados Unidos realizó sofisticados ataques selectivos contra instalaciones de desarrollo nuclear iraníes. La tensión entre ambos países aumentó en el contexto de disputas por el programa nuclear y por la influencia geopolítica en Medio Oriente. No se descarte una declaración de guerra de Irán, lo que implicaría que todos los objetivos norteamericano podrían ser objeto de ataque en cualquier parte del mundo.

Tras los ataques preventivos israelíes y la respuesta iraní se cierne una de las amenazas más graves en este escenario: el posible cierre del estrecho de Ormuz por parte de Irán. Es seguro que el precio del crudo se dispararía dado que por este paso estratégico circula alrededor del 25 % del petróleo transportado por mar y cualquier bloqueo —incluso temporal— generaría una fuerte reacción en los mercados, impulsada tanto por la escasez real como por la especulación. Lo que no está claro es el quantum.

No obstante, una mirada geopolítica, devela estrategias que van mucho más allá del escenario petrolífero: se juega el control del tránsito marítimo, el equilibrio euroasiático y la supremacía sobre el futuro orden multipolar.

Entre la presión de Israel, la ambivalencia de las monarquías del Golfo y el ascenso de China, Irán emerge como el tablero de un ajedrez geopolítico que podría redefine el mapa del poder global de las próximas décadas. El verdadero fin estratégico de EE.UU. en su disputa con Irán no es Irán, sino frenar la expansión geopolítica de China, en especial su acceso seguro a recursos energéticos y su influencia en Asia Occidental. Algo similar al freno impuesto a Rusia como suministrador de energía a Europa.

Los mercados energéticos internacionales se encuentran en estado de alerta y una de las preguntas más recurrentes entre inversores, analistas y consumidores gira en torno al impacto inmediato en el precio del crudo.

¿Irán tiene capacidad militar para cerrar o al menos interrumpir el tránsito en el Estrecho de Ormuz? Resulta difícil de predecir, lo que si es un hecho que por allí circulan cerca del 20% del comercio mundial de petróleo –más de 16 millones de barriles de petróleo diarios (MMbpd) y GNL— buena parte de las exportaciones de Arabia Saudita, y todas las exportaciones se Emiratos, Kuwait, Catar e Irak.

Estimaciones preliminares señalan un incremento de los precios en torno al 7 al 10 %, con valores que podrían alcanzar los US$ 90 o incluso 100 por barril, si se ve afectado el tránsito por el estrecho. El escenario más severo, en caso de una interrupción prolongada de la navegación, se elevan las proyecciones hasta los US$ 120 o 130 por barril.

La logística también impactaría en los precios. Un conflicto en esa zona haría subir el seguro de los buques petroleros, retrasaría exportaciones y también dispararía los precios por temor a embargos físicos reales.

El temor no se limita al mercado mayorista. En Estados Unidos, ya se anticipa un golpe directo en el surtidor: expertos calculan que el precio de la gasolina podría aumentar entre 10 y 25 centavos por galón, con picos cercanos a los 5 dólares en algunas regiones. Este aumento no obedece únicamente a los factores físicos del conflicto, sino también a la llamada “prima de riesgo geopolítica”. Bancos como Goldman Sachs estiman actualmente en US$ 10 por barril, reflejando la tensión acumulada por la fragilidad de las rutas energéticas y la posibilidad de una escalada regional.

Aunque parte de este riesgo ya se ha incorporado a los precios —con subas recientes del 4 al 7 %—, la volatilidad sigue dominando el mercado. Comienza a temerse un escenario más amplio de estancamiento económico con estanflación que remite a crisis anteriores. La sombra de Irán, más que un mero actor regional, se proyecta como catalizador de una inquietud global que excede lo energético y que desequilibra a muchas económías dependientes de la producción primaria.

La producción del Golfo

Irak produce aproximadamente 4,3 millones de barriles diarios (b/d) de petróleo crudo en 2024. Alrededor del 85% de esta producción se evacúa a través del Golfo Pérsico, principalmente desde terminales ubicadas en el sur del país, como Basora y Faw, desde donde se exporta mayormente el crudo tipo Basrah. Una fracción menor se canaliza a través del oleoducto hacia Turquía, con destino final en el puerto mediterráneo de Ceyhan.

Irán, por su parte, alcanza una producción cercana a los 2,9 millones de b/d, limitada por las sanciones internacionales. No cuenta actualmente con plantas operativas de gas natural licuado (GNL), ya que sus proyectos han quedado paralizados. Su evacuación de hidrocarburos se realiza casi en su totalidad por el Golfo Pérsico, utilizando terminales clave como Kharg Island, Sirri y Lavan. Además del crudo, Irán exporta condensados y productos refinados.

Arabia Saudita destaca como el mayor productor regional, con una producción diaria de entre 10 y 11 millones de b/d. Entre el 60 y el 65% de este volumen se evacúa por el Golfo Pérsico, principalmente desde la terminal de Ras Tanura, mientras que una parte significativa se desvía por el oleoducto Petroline hacia el mar Rojo, con salida en el puerto de Yanbu. El país no produce GNL, ya que su matriz energética está centrada exclusivamente en el petróleo crudo.

Los Emiratos Árabes Unidos mantienen una producción de aproximadamente 3,3 millones de b/d de crudo, junto con una producción de GNL estimada en 5,6 millones de toneladas anuales, a través de su compañía nacional ADNOC LNG. Entre el 70 y el 80% del crudo se evacúa por el Golfo Pérsico, principalmente desde las instalaciones de Jebel Dhanna y Das Island. No obstante, los EAU disponen de una alternativa estratégica mediante el oleoducto Habshan-Fujairah, que transporta petróleo hacia el océano Índico, eludiendo así el estrecho de Ormuz.

Qatar, con una producción de petróleo crudo de alrededor de 1 millón de b/d, se posiciona como el segundo mayor productor mundial de GNL, con una capacidad que ronda las 77 millones de toneladas anuales. Su evacuación se realiza casi en su totalidad por el Golfo Pérsico, a través de terminales como Ras Laffan, desde donde también exporta condensados. A diferencia de otros países del Golfo, no cuenta con oleoductos alternativos de exportación.

Finalmente, Bahréin presenta una producción mucho más modesta, de aproximadamente 190.000 b/d, en su mayoría proveniente del campo compartido Abu Safah con Arabia Saudita. No produce GNL, y el 100% de su petróleo se evacúa por el Golfo Pérsico, utilizando como principal punto de salida el puerto de Sitra.

La geopolítica detrás de las acciones

Los ataques de Estados Unidos a Irán no responde únicamente a los factores militares o nucleares que se exhiben en los medios y redes internacionales, sino que se inserta en una estrategia geopolítica mucho más amplia que incluye contener el ascenso de China y controlar las principales rutas energéticas del mundo, sin olvidar a Rusia.

Irán es un proveedor clave de petróleo para Pekín y una pieza central de la Iniciativa de la Franja y la Ruta (Belt and Road Initiative, BRI), que conecta a China con Asia Central, Medio Oriente y Europa mediante corredores comerciales y energéticos fuera de la influencia occidental.

Irán produce actualmente alrededor de 3,3 MMbpd, lo que lo sitúa como el tercer mayor productor de la OPEP. Según datos mensuales de enero de 2025. Además, si se consideran los volúmenes combinados de crudo, condensados y gas licuado (NGL), el total de producción energética total de Irán alcanza los 4,8 MMbpd.

De esos aproximadamente 3,3 MMbpd de crudo, más de 2 millones se destina a la exportación, en gran medida con rumbo a China, a través de buques fantasma y trasbordos encubiertos para eludir sanciones. La capacidad para producir y exportar en este nivel, pese al embargo occidental, refleja una adaptabilidad notable que mantiene la influencia de Irán en los mercados energéticos globales. Estados Unidos no necesita directamente el petróleo del Golfo, pero sí necesita controlar quién lo recibe.

En El Gran Tablero Mundial (1997), Zbigniew Brzezinski advierte que Chinarepresenta una potencia emergente con el potencial de desafiar la supremacía global de Estados Unidos, especialmente si logra consolidar su influencia regional en Asia. Si bien reconoce su creciente poder económico y estratégico, sostiene que aún no está en condiciones de proyectar una hegemonía global por sí sola. Sin embargo, Brzezinski señala que el mayor riesgo para el orden unipolar liderado por EE.UU. sería una coalición entre China, Rusia e Irán, que podría alterar el equilibrio geopolítico euroasiático.

Por esto, Washington observa con preocupación la consolidación de un eje euroasiático autónomo, articulado por la cooperación entre Irán, Rusia y China, que podría debilitar el predominio estadounidense sobre el comercio global. En este contexto, un ataque a Irán no solo busca degradar su capacidad militar, sino también desarticular la infraestructura crítica de la BRI —oleoductos, puertos y rutas ferroviarias—, interrumpiendo la conectividad logística de China y enviando un mensaje disuasivo a otros países que colaboran con esa red estratégica.

La Gran ruta

La posición de Irán, en el cruce entre el Cáucaso, Asia Central y el Golfo Pérsico, lo convierte en un eslabón clave dentro del cerco indirecto a Eurasia. Su control —sea mediante presión militar, fragmentación o influencia indirecta— permitiría a Estados Unidos proyectar poder hacia el flanco sur de Rusia, Asia del Sur y las rutas energéticas que conectan Eurasia con el Medio Oriente. Como puente terrestre entre Oriente Medio y Asia Central, Irán representa un nodo vital en los vínculos entre Rusia, China, India y Turquía. Desde una lógica de contención geopolítica, EE.UU. ya despliega fuerzas en Europa del Este, el Báltico y el Golfo; una eventual presencia en Irán ampliaría el cerco desde el sur, facilitando la vigilancia del corredor del Caspio, vital para el suministro energético ruso.

Los EE.UU. no buscarían ocupar Irán por completo, sino debilitarlo o fracturarlo, abriendo paso a bases aliadas en regiones kurdas o baluchas y generando inestabilidad en las periferias de Rusia y China. La fragmentación de Irán, así, serviría como palanca para contener a las potencias euroasiáticas sin necesidad de un enfrentamiento frontal.

Experiencia

Las invasiones de EE.UU. a Afganistán e Irak, y los ataques a Siria, no cumplieron plenamente sus objetivos públicamente declarados —derrotar al terrorismo, eliminar armas de destrucción masiva o instaurar democracias estables—, pero sí fueron funcionales a la reconfiguraron el equilibrio regional: permitieron abrir un corredor aéreo y terrestre hacia Irán y favorecieron un cerco estratégico al país persa.

Aunque no se presentaron oficialmente como operaciones dirigidas contra Teherán, debilitar a sus aliados -como el régimen sirio o el Irak de mayoría chiita proiraní- y establecer presencia militar en sus fronteras funcionó, en los hechos, como una política de contención. Además despejaron un corredor aéreo desde Israel a Irán el camino para un ataque, estas campañas permitieron a EE.UU. rodearlo geopolíticamente y degradar su capacidad de proyección regional.

El papel de Israel

El papel de Israel en las campañas militares de Estados Unidos en Medio Oriente ha sido mucho más que el de un simple aliado: ha operado como agente impulsor estratégico, desestabilizador de las relaciones regionales, guiando parte de la política exterior estadounidense hacia sus propios intereses regionales.

Desde la década de 1990, y con mayor intensidad tras el 11-S, Israel ha presionado a Washington para intervenir en Irak, Siria e Irán, promoviendo narrativas infladas sobre amenazas nucleares y terrorismo. Fue uno de los principales difusores de la teoría de las armas de destrucción masiva en Irak, colaborando activamente con inteligencia selectiva y poderosos lobbies en el Congreso. En Siria, ha llevado a cabo cientos de bombardeos desde 2011, bajo el pretexto de contener a Hezbolá e Irán, pero con un efecto directo en la fragmentación del país y la colocación en el poder de un ex enemigo, el árabe saudita  Ahmed Huseín al-Charaa conocido por su nombre de guerra Abu Mohamed al-Golani cuando oficiaba como comandante de Al-Qaeda.

Israel ha promovido sanciones, ataques cibernéticos como Stuxnet (destruyó el 20% de las centrifugadoras de uranio) y asesinatos selectivos de científicos, todo con la complicidad o silencio de sus socios occidentales.

Lejos de actuar como un actor subordinado, Israel ha funcionado como una plataforma militar adelantada y autónoma, integrando sistemas de inteligencia y vigilancia en beneficio de los intereses estadounidenses, pero también ejecutando operaciones unilaterales que tensan la región.

Ha sido clave en articular alianzas —como las surgidas de los Acuerdos de Abraham— para reforzar un frente regional anti-Irán, consolidando un cerco estratégico al eje Teherán-Damasco. Pero también ha actuado con independencia, realizando ataques preventivos en Siria, Irak e incluso dentro de Irán, con el objetivo de provocar respuestas que justifiquen nuevas escaladas. Así, Israel no solo ha contribuido con el conflicto en Medio Oriente, sino que ha arrastrado a Estados Unidos a conflictos que en el fondo sirven a su propia agenda de supremacía regional, incluso a costa de la estabilidad en la región.

Átomos para la paz

El programa nuclear iraní fue originalmente promovido y apoyado por Estados Unidos, en el marco de su política de expansión estratégica durante la Guerra Fría. Esta promoción se inscribió dentro del programa “Átomos para la Paz”, anunciado por el presidente Dwight D. Eisenhower en 1953, cuyo objetivo declarado era compartir tecnología nuclear con fines pacíficos —como generación eléctrica, medicina y agricultura— con aliados estratégicos.

En este contexto, Irán, entonces gobernado por el sha Mohammad Reza Pahlevi, fue uno de los principales beneficiarios del programa. A partir de 1957, Teherán firmó acuerdos de cooperación nuclear con Washington, recibió asistencia técnica del Departamento de Estado, que incluía entrenamiento de científicos iraníes, provisión de equipamiento e intercambio de conocimientos. En 1967: EE.UU. entregó un reactor de investigación (5 megavatios) al Centro de Investigación Nuclear de Teherán, junto con 93 kg de uranio enriquecido al 93 %, es decir, grado armamentístico —aunque bajo control del programa civil.

En la década de 1970, bajo el impulso del sha, Irán firmó contratos con empresas estadounidenses (como Westinghouse y General Electric) para la construcción de reactores nucleares comerciales, y con universidades estadounidenses para la formación de técnicos nucleares iraníes.

La paradoja es que Rusia tampoco quiere un Irán nuclear militar, porque nadie quiere un vecino con armas nucleares, desestabilizaría sus fronteras, arruinaría sus relaciones regionales y generaría riesgos de proliferación. Su colaboración nuclear con Irán es estratégica pero acotada a la generación de energía eléctrica, controlada y vigilada, para equilibrar el poder sin incendiar la región.

Betróleo

Las monarquías petroleras del Golfo, en particular Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Bahréin, han desempeñado un rol ambivalente pero funcional al eje Israel-EE.UU. en el conflicto con Irán, actuando como socios tácitos en la estrategia de contención regional. Aunque evitan confrontaciones abiertas, han facilitado bases militares, inteligencia y respaldo diplomático a las campañas estadounidenses, mientras promueven discretamente la normalización con Israel, como evidencia el marco de los Acuerdos de Abraham.

Su rivalidad con Irán, alimentada por tensiones sectarias y competencia por la hegemonía energética regional, alimentada por los EE.UU., las ha llevado a alinear sus intereses con Washington y Tel Aviv. Este doble juego —de cooperación estratégica con Occidente y retórica defensiva frente a sus propias poblaciones— convierte a las monarquías en pilares silenciosos del cerco geopolítico contra Irán, contribuyendo a su aislamiento sin asumir el costo político directo de una guerra abierta.

En términos estrictamente económicos, a las monarquías petroleras del Golfo les resulta funcional —aunque no deseable en el largo plazo— un escenario de tensión controlada con Irán, ya que los precios del crudo tienden a subir ante cualquier amenaza a la estabilidad en el Golfo Pérsico. Cada vez que crece la posibilidad de un conflicto, los mercados incorporan una prima de riesgo geopolítico, lo que incrementa los ingresos petroleros de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait sin que ellos deban modificar su producción.

Sin embargo, este beneficio es coyuntural y delicado. Si el conflicto escala a una guerra regional abierta —con ataques a infraestructuras energéticas o el cierre del estrecho de Ormuz—, el impacto sería devastador también para sus economías, que dependen del comercio marítimo y la inversión extranjera. Por eso, estas monarquías apuestan por una tensión contenida: suficiente para sostener precios altos, pero sin desatar un caos que las arrastre. Así, su estrategia consiste en alimentar la presión contra Irán desde la retaguardia, mientras proyectan una imagen de moderación para proteger sus vínculos financieros con Occidente.

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YPF concretó el traspaso de seis áreas petroleras del clúster Mendoza Sur a Quintana Energy

La petrolera YPF firmó este viernes con la empresa Quintana Energy los documentos finales para concretar el traspaso de seis áreas convencionales que integran el clúster Mendoza Sur, y que formaban parte de la primera etapa del Proyecto Andes que marcaron el inicio de desinversión de la compañía en la provincia cuyana. Quintana, una petrolera independiente creada por Carlos Gilardone, que a su vez es titular de FDC, la principal consultora especializada en el estudio de reservorios de la Argentina, pasará a operar los bloques Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, El Portón, Chihuido de la Salina y Chihuido de la Salina Sur. También tendrá una participación en Confluencia Sur (un área no operada). En fenrero de este año, Quintana tomó el control de Estación Fernández Oro (EFO), un campo de Río Negro, donde incorporó unos 80 trabajadores a su nómina.

YPF ya había logrado avanzar en la desinversión de los bloques que conformaban los clústers Mendoza Norte y Llancanelo, tras la aprobación de la provincia de las cesiones y prórrogas de las concesiones correspondientes. Ahora al hacer lo propio con Mendoza Sur cierra en la provincia la primera etapa de su estrategia que busca hacer foco en Vaca Muerta y optimizar el rendimiento de sus inversiones.

Las áreas incluidas en el clúster Llancanelo son operadas desde noviembre pasado por PCR, en tanto, que la petrolera nacional concretó la cesión de los bloques Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán incluidas en el clúster Mendoza Norte, a Petróleos Sudamericanos, y tenía pendiente el cierre de la documentación legal con la UTE Quintana Energy, una petrolera independiente con actividad en Santa Cruz y al sur de Chile, y la compañía de servicios TSB.

La ampliación del Proyecto Andes

Esta semana, el directorio de YPF aprobó la ampliación del Proyecto Andes con un esquema de desinversión de las últimas 12 áreas convencionales, lo que incluye la emblemática Manantiales Behr, en la provincia de Chubut, y los clústers Chachahuen y Malargüe, en Mendoza, además de su participación en otros bloques en los que no es operadora.

A partir de que se logre el cierre de esta segunda etapa, YPF sólo tendrá presencia en la provincia cuyana a través de la operación de la Refineria Luján de Cuyo y los compromisos de exploración y eventual pase a desarrollo de la extensión de Vaca Muerta en el sur mendocino, algo que viene dando resultados promisorios en los últimos meses.

Horacio Marín presidente y CEO de YPF durante una reunón con el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, en 2024.

Para la provincia, el cierre de la cesión del clúster Mendoza Sur consolida un esquema que permite a operadores especializados impulsar la producción, revitalizar áreas maduras y fortalecer la actividad hidrocarburífera, explicaron fuentes de la gobernación al señalar que “no se trataba solo de un cambio de jugadores sino de definir y exigir qué modelo productivo seguir con el valor agregado de un desarrollo industrial en El Portón y la exploración no convencional en Cañadón Amarillo«.

Al momento de la autorización de la provincia de la transferencia del clúster, la producción en Cañadón Amarillo era de 155m3/d de petróleo y 18.000m3/d de gas; en Altiplanicie del Payún de 25m3/d; en El Portón de 2m3/d de petróleo y 11.000m3/d de gas; en Chihuido de la Salina de 50m3/d de petróleo y 200.000m3/d de gas; en Chihuido de la Salina Sur de 35m3/d de petróleo y 115.000m3/d de gas y en Confluencia Sur de 130 m³/d y 13.000m3/d de gas.

Para la provincia este modelo permite atraer nuevas inversiones, dinamizar el sector hidrocarburífero, asegurar el desarrollo sostenible de la industria en Mendoza y fortalecer el crecimiento de la producción, que logró un incremento superior al 1% en 2024 respecto de 2023, alcanzando un total de 20,6 millones de barriles anuales a pesar del declive natural de los yacimientos maduros.

Este traspaso de responsabilidadeds no solo garantiza la continuidad operativa de las áreas sino que también representa una oportunidad para generar empleo, fomentar inversiones, viabilizar nuevos proyectos y potenciar la economía local. La presencia de operadores especializados contribuye a una gestión eficiente y responsable, promoviendo la adopción de tecnologías innovadoras que optimicen la explotación de los recursos.

, Ignacio Ortiz

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El crudo escala un 20% por la guerra en Medio Oriente y petroleras definen un aumento de los combustibles para el fin de semana

Como resultado de la escalada del precio internacional del petróleo, que desde que inició el conflicto bélico entre Israel e Irán, la semana pasada, aumento aumentó más de un 20%, las principales empresas refinadoras del país preparan un aumento del precio de los combustibles para las próximas horas. Así lo indicaron a EconoJournal dos altos ejecutivos del sector sin contacto entre sí.

El Brent, la cotización del crudo que se extrae en el Mar del Norte, que funciona como principal marcador del comercio internacional de derivados del petróleo, ascendió este jueves hasta los 78 dólares, casi 15 dólares por encima de lo que cotizaba a principios de junio. Con ese valor como referencia, el atraso de las naftas y gasoil en el mercado argentino supera el 20%.

Frente a ese escenario, algunas empresas empezarían a corregir durante el fin de semana el importe de los combustibles en sus estaciones de servicio. La suba, sin embargo, no está completamente definida. Será clave saber que qué decisión toma YPF, que con una participación del 55% es el mayor jugador del mercado. La petrolera controlada por el Estado comercializa los precios más baratos del mercado. La brecha con los precios de sus competidores —Raízen, Axion Energy y Puma, entre otros— se ubica en torno a un 12 por ciento.

«En términos reales, el precio de las naftas no aumenta desde abril. A diferencia de lo que sucedía hasta principios de año, cuando existía un precio doméstico del crudo descalzado del internacional que se negociaba entre productores y refinadores, hoy el mercado funciona en convergencia con el precio internacional. Tenemos que empezar a achicar el atraso en surtidor», afirmaron desde una petrolera, que prepara una suba inminente de sus precios. Las fuentes consultadas no quisieron precisar de cuánto podría ser la suba, pero podría oscilar entre un 3 y un 5 por ciento.

Garantizar el suministro

La Argentina importa alrededor de un 10% de los combustibles que se demandan a nivel local. El precio del gasoil en los surtidores locales no permite repagar el costo de importación del diesel de bajo azufre, por lo que si el desfasaje de precios no se corrige en el corto plazo es probable que se comiencen a registrar faltantes en las estaciones (los típicos conos que se colocan en algunos surtidores de cada estación para desincentivar la venta).

«Desde la flexibilización del cepo, la devaluación del peso fue del 10% y el crudo subió fuerte esta semana. Salvo por un leve aumento a principios de mes por la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL), el precio del combustible no aumenta desde hace dos meses y medio. No hay mucho margen para aguantar«, advirtieron desde una refinadora. «Además, el precio del etanol aumentó desde abril un 2,5% y el biodiesel, un 7%», agregaron.

, Redaccion EconoJournal

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MetroGAS: Siete recomendaciones para prevenir accidentes por monóxido de carbono

Dolores de cabeza, náuseas, intoxicaciones graves y hasta la muerte, son las consecuencias que pueden provocar los accidentes por inhalación de monóxido de carbono, el “enemigo silencioso” que encontramos en cada uno de los hogares a partir del mal funcionamiento de los artefactos como el calefón, la cocina o la estufa.

Ante la disminución de la temperatura, los accidentes son más frecuentes y las víctimas de intoxicaciones se suman y, por eso, MetroGAS lanzó una serie de recomendaciones para disminuir los riesgos.

Según un relevamiento realizado por la empresa en su zona de distribución de gas, solo en lo que va de este mes (junio) hubo 29 personas intoxicadas por inhalación de monóxido de carbono, mientras que en todo junio del año pasado se habían registrado 13 accidentados. En todo 2024 fallecieron 11 personas por accidentes provocados por el monóxido.

El monóxido de carbono se genera por la combustión incompleta de gas natural y otros productos que contienen carbono.

No tiene olor, color ni sabor. Y por eso es tan peligroso: no se percibe, no se siente, no da aviso. Ataca en silencio, mientras las personas duermen o realizan sus actividades cotidianas sin sospechar que su vida está en riesgo.

Los síntomas que produce la inhalación de monóxido van desde el dolor de cabeza, náuseas o vómitos, alteración visual, letargo o confusión, pérdida de conocimiento y convulsiones.

Por eso, la mayor distribuidora de gas del país, con más de 2.500.000 clientes en la Ciudad Autónoma de la Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano, lanzó las siete recomendaciones claves para prevenir posibles inconvenientes.

  1. Revisá tus artefactos a gas y la ventilación al menos una vez al año con un gasista matriculado.
    2.- Observá la llama: siempre debe ser azul y pareja. Si es anaranjada o amarilla, hay un problema.
    3.- No uses artefactos para lo que no fueron diseñados. Por ejemplo, nunca seques ropa en una estufa ni uses el horno como calefacción.
    4.- Conocé los síntomas de intoxicación para poder actuar a tiempo.
    5.- Instalá solo artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada en baños y dormitorios.
    6.- Asegurá la ventilación permanente: no tapes las rejillas y verificá que estén en buen estado.
    7.- Si algo funciona mal, apagalo de inmediato y contactá a un profesional habilitado.

Además, en coincidencia con el Día de la Prevención y Concientización contra el Monóxido de Carbono, MetroGAS lanzó cuatro spots que pueden observarse en la Web Institucional, así también como en Youtube, Instagram, LinkedIn y Facebook con un mensaje de prevención y recomendaciones para evitar accidentes e intoxicaciones.

“Hacemos un trabajo constante en la búsqueda de generar conciencia en la seguridad de nuestros clientes. La intoxicación por monóxido puede evitarse y desde la compañía no vamos a detenernos en esta lucha hasta que el número de accidentes fatales descienda a valores mínimos”, afirmó Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.

La intoxicación por monóxido de carbono puede ser fatal, pero puede evitarse. Ante cualquier emergencia, MetroGAS puso a disposición el teléfono 0800 999 1050.

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Las comunidades autónomas suben al escenario en FES Iberia 2025 para definir el rumbo renovable regional

En el marco del Future Energy Summit Iberia 2025, el panel titulado “Conversación destacada: Solar y eólica, vectores de transformación para las regiones españolas” pondrá en foco el rol que desempeñan las comunidades autónomas en el despliegue renovable

Funcionarios de Canarias, Galicia, Andalucía y la Comunidad Valenciana compartirán escenario en una sesión clave para entender cómo se articula la transición energética a escala territorial.

Participarán del panel Alberto Hernández Suárez, Director General de Energía del Gobierno de Canarias; Pablo Fernández Vila, Director General de Planificación Energética y Minas de la Xunta de Galicia; Manuel Larrasa Rodríguez, Secretario General de Energía de la Junta de Andalucía; y Manuel Argüelles Linares, de la Dirección General de Energía y Minas de la Generalitat Valenciana. La moderación estará a cargo de Emilia Lardizábal, periodista de Energía Estratégica.

El debate girará en torno a dos grandes ejes: por un lado, la aceleración del crecimiento renovable, con foco en la electrificación del transporte, la industria y los edificios; y por otro, la necesidad de recuperar la legitimidad del despliegue renovable a través de mecanismos de aceptación social y ordenamiento territorial.

Además, el panel permitirá conocer cómo cada comunidad autónoma está enfrentando los retos normativos, técnicos y sociales que implica el despliegue renovable a gran escala. 

Desde la gestión del territorio y la tramitación ambiental hasta las estrategias para atraer inversión y promover la electrificación de la demanda, los funcionarios compartirán las líneas de acción que están impulsando desde sus gobiernos para acelerar una transición energética ordenada, legítima y alineada con las metas del PNIEC.

La sesión concluirá con un debate sobre la necesidad de una tramitación unificada y coordinada entre el Estado y las comunidades, explorando posibles consensos regulatorios para acelerar proyectos sin debilitar los estándares técnicos y ambientales.

Un espacio estratégico para definir la transición desde el territorio

El FES Iberia 2025 se celebrará el 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado. Este panel de comunidades autónomas será uno de los puntos altos de una jornada que incluirá también discusiones sobre almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, financiación, offtakers y regulación.

La edición contará con los principales líderes como Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; David Ruiz, CEO de Grenergy; Jordi Torres, CEO de TotalEnergies Renovables España; Alejandro Moreno, Chief Development Officer de Recurrent Energy; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables España; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA Energía; Enrique Pedrosa, COO Europe & LatAm de Repsol Low Carbon Generation; y Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield

Junto a ellos, ejecutivos de ENGIE, Matrix Renewables, RWE, Lightsource bp, 360Energy, Jinko, Elecnor, Chemik, Schletter, Yingli Solar y muchas más compañías compartirán su visión sobre el futuro energético regional, los modelos de inversión, almacenamiento, digitalización y mecanismos de mercado.

La agenda incluirá paneles estratégicos sobre el mercado del sur de Europa, el rol de los offtakers, las oportunidades en Latinoamérica, y una conversación destacada con autoridades de Guatemala y República Dominicana sobre licitaciones y marcos normativos.

Además de su contenido técnico, el FES Iberia será un espacio privilegiado para el networking de alto nivel, con rondas de reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo entre los principales actores del ecosistema renovable.

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La energía solar y el gas natural ganan protagonismo de cara a licitación PEG-5 de Guatemala

Con 60 actores que participan activamente en el mercado eléctrico mayorista, Guatemala está lista para avanzar con la licitación abierta PEG-5, que promete ser la más grande y sostenible de su historia, en línea con el último Plan de Expansión de Generación del país.

Actualmente, existen 97 centrales de generación y 3.557 MW instalados, lo que, en palabras de Rafael Argueta, exdirector de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) consolida un entorno seguro para los inversionistas.

“A más de 30 años de que se inició el mercado mayorista, lo hemos visto madurar bastante. Considero que en la parte de generación hay competencia y una importante diversificación”, destacó Argueta. Desde su perspectiva, uno de los activos más valiosos del sistema guatemalteco es precisamente la variedad tecnológica, lo que disminuye la dependencia de una sola fuente energética.

En ese contexto, hay grandes expectativas de que la convocatoria PEG-5, que retoma el esquema de cuotas tecnológicas, obtenga resultados exitosos con distintas fuentes de generación, mientras asegura condiciones de flexibilidad en el sistema.

“A mi criterio, estas cuotas están equilibradas porque le dan la oportunidad de participar a muchas tecnologías y de poder obtener contratos de largo plazo”, subrayó el experto.

El historial de licitaciones del país respalda esta evolución. Guatemala ha celebrado 23 licitaciones de corto plazo y 4 de largo plazo, generando un marco confiable para atraer capital privado. En la PEG-4, por ejemplo, se recibieron ofertas por más de 1.500 MW cuando se licitaban apenas 235 MW, revelando un fuerte interés inversor y un mercado en expansión. Gracias a estos procesos, el país concretó 1.404,2 MW de capacidad instalada, de los cuales 1.144 MW corresponden a fuentes renovables.

Durante una entrevista con Energía Estratégica, Argueta se refirió a los factores que podrían determinar las ofertas más competitivas en esta nueva convocatoria. A partir de la experiencia reciente, donde proyectos solares y de gas natural resultaron adjudicados con precios récord, estas tecnologías vuelven a perfilarse como favoritas.

“Probablemente los mejores precios los tengan las renovables a base de energía solar”, afirmó, aunque advirtió que las condiciones horarias de entrega restringen su aplicación exclusiva. De ahí que enfatiza la necesidad de contar con tecnologías firmes que garanticen suministro 24/7, especialmente soluciones a base de gas natural con motores o turbinas.

“Definitivamente la tecnología que podría dar esta flexibilidad y las mejores condiciones son las tecnologías a base de gas natural”, sostuvo Argueta, resaltando la importancia de complementariedad tecnológica para lograr eficiencia y confiabilidad en la operación del sistema.

Este análisis se alinea con los resultados de la PEG-4: la solar dominó el bloque de energía generada con ofertas que alcanzaron los 26.66 USD/MWh (Cox Energy) y 20.33 USD/MWh (Tierra del Sol), mientras que en el bloque de potencia garantizada, City Petén e Innova Energy posicionaron propuestas de gas natural a 37.84 USD/MWh y 45.96 USD/MWh, respectivamente. Ahora bien, ofertas híbridas con otras tecnologías como la de La Unión con biomasa y bunker, lograron adjudicaciones a 29.32 USD/MWh, demostrando la importancia de la diversificación y el potencial de renovables con potencia firme.

En el horizonte aparecen otras oportunidades como el almacenamiento energético en baterías para brindar flexibilidad o complementariedad a las fuentes renovables variables. En el último año, el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) han avanzado con el marco que permitiría la participación de ofertas híbridas con BESS.

“Sí, creo que hay una oportunidad para este tipo de tecnologías”, admitió Argueta, en referencia a las eólicas o solares acopladas a soluciones de almacenamiento y reconociendo que las bases de PEG-5 no impiden la participación de este tipo de proyectos, marcando un cambio respecto a licitaciones anteriores.

Para el profesional con vasta experiencia en el mercado eléctrico guatemalteco, el avance hacia una matriz más limpia debe estar acompañado de criterios técnicos rigurosos: “Tenemos que avanzar en la integración de tecnologías renovables, pero se debe considerar siempre la energía firme que puedan entregar otras tecnologías”, consideró. Y concluyó: “Por la experiencia de otros países, es necesario mantener ese balance entre energías renovables variables y tecnologías que puedan garantizar energía firme, sean fósiles, otras renovables o baterías”.

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Arctech refuerza su estrategia solar regional desde Argentina con proyectos clave

Arctech consolida su presencia en Argentina con el suministro de trackers solares para el proyecto El Quemado, de la generadora YPF Luz, que tendrá más de 300 MW de capacidad, fortaleciendo su rol estratégico en el desarrollo de energías renovables en un mercado tan desafiante como prioritario para su expansión.

La primera etapa del proyecto comprende 200 MW, de modo que ya llegaron los primeros contenedores al proyecto ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.

“A partir de septiembre u octubre del presente año, empezaría a llegar la segunda etapa de más de 100 MW de trackers”, indicó Alejandro Silva Zamora, director para Sudamérica y Brasil de Arctech, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.

El parque solar El Quemado, ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, será construido en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada, integrando 500.000 paneles bifaciales y comercializando energía a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Además, se convirtió en el primer proyecto en recibir aprobación bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que refuerza su valor estratégico a nivel nacional.

“Es un proyecto muy desafiante que se ubica en una zona muy desafiante, siendo el país en sí muy desafiante porque es el país más ventoso de Sudamérica y uno de los más ventosos del mundo”, agregó. 

Cabe aclarar que en la zona de San Juan y Mendoza, la norma eólica oscila entre 42 y 45 metros por segundo, lo que representa entre 12 a 15 m/s más que en otros mercados clave como Chile, Brasil y Perú. 

Para enfrentar este reto, la compañía pone en valor su fuerte presencia territorial. “Tenemos más de 25 personas entre Chile y Argentina. Entonces ese sello y atención brinda seguridad a los clientes, porque no demandamos un ticket de atención desde otro punto del mundo sino que es atención local”, destacó Silva Zamora.

De este modo, Arctech ha participado en más de 400 proyectos solares en América Latina, con una operación activa en Brasil, Chile, México y Argentina. Mientras que Brasil y Chile concentran el mayor volumen de desarrollos, especialmente a través del esquema de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), en Argentina la empresa ya acumula casi 700 MW instalados, lo que confirma su apuesta a largo plazo en el país.

Acompañamiento integral: el sello Arctech

Uno de los pilares de la estrategia regional de Arctech es su modelo de servicio técnico y operativo, conocido como el “sello Arctech”, que abarca todas las etapas del ciclo de vida de un proyecto solar. 

Este enfoque incluye el contacto inicial con el cliente, la firma de contratos, la fabricación, la fase de construcción, el comisionamiento y la postventa. “El acompañamiento que hacemos al proyecto y al cliente de inicio a fin es nuestro gran factor diferenciador”, enfatizó el  director para Sudamérica y Brasil de Arctech,

Como resultado de este modelo operativo, la compañía experimentó un crecimiento del 170% entre 2022 y 2023, una expansión impulsada no solo por la calidad técnica y el precio competitivo, sino también por el compromiso profesional de su equipo. 

“Lo único que hace China es poner el precio y fabricar el tracker, todo el resto lo hacemos en Sudamérica. Entonces somos muy independientes y eso le encanta a los clientes”, complementó el especialista.

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Alianza por la sostenibilidad en el litoral Pacífico guatemalteco

IELOU ENERGY y las Juntas Comunales Xinkas Marino Costeras firmaron un Acuerdo Marco de Cooperación Interinstitucional, con el objetivo de impulsar soluciones conjuntas a los desafíos ambientales, energéticos y sociales que enfrenta el Territorio La Isla, ubicado en la cuenca del Paso Hondo, entre Escuintla y Santa Rosa, marcando un hito para el desarrollo sostenible y el fortalecimiento del diálogo intercultural.

El acuerdo es el resultado de un proceso de diálogo transparente, respetuoso y basado en la buena fe, que reconoce tanto los impactos acumulados del cambio climático como la creciente presión sobre los recursos naturales de la región. Como primer paso concreto, se oficializó la implementación del proyecto solar Fénix II – Monterrico, con una capacidad de 5 megavatios, que será desarrollado en Territorio Xinka.

“En la aldea El Conacaste, en la costa sur de Guatemala, marcamos el inicio de una alianza con las comunidades Xinkas marino-costeras para construir un proyecto de generación distribuida. Este proyecto no solo reducirá 50 mil toneladas de CO₂ durante su vida útil, sino que también refleja nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva”, expresó Héctor Alarcón, representante de IELOU ENERGY.

El proyecto Fénix II no solo aportará energía renovable y de bajo impacto, sino que también generará oportunidades de empleo para jóvenes locales, quienes se formarán y participarán en tareas de instalación, operación y mantenimiento de los paneles solares. Además, se implementarán acciones de restauración ecológica, reforestación con especies nativas y recuperación de vericuetos y humedales, claves para la resiliencia del ecosistema marino-costero.

“Concluimos un proceso de diálogo que nos permitió llegar a un acuerdo con beneficios mutuos. Uno de los temas centrales fue la transferencia de conocimientos sobre energía solar. La comunidad expresó su interés en aprender y nosotros nos comprometimos a compartir nuestra experiencia, además de priorizar la contratación de mano de obra local”, afirmó Carlos Mérida, representante de IELOU ENERGY.

El acuerdo también contempla iniciativas para la limpieza de ríos y zonas azolvadas, el fortalecimiento de la gobernanza del agua y la articulación con sectores estratégicos como el agrícola, pesquero y turístico. El objetivo común es restaurar la funcionalidad hídrica del territorio y promover un desarrollo más equilibrado y resiliente.

Como parte del proceso, se integrará la participación activa de la Asociación COMUNDICH, organización clave en la gestión ambiental, el acompañamiento comunitario y la vinculación de mano de obra local para la ejecución del proyecto.

“Este acuerdo representa un puente de desarrollo para nuestras comunidades. Es un hecho histórico que honra la memoria de nuestros antepasados y reconoce el rol activo de nuestra gente como portadora de saberes y fuerza de trabajo calificada. Apostamos a una alianza que valore nuestra identidad y contribuya al bienestar colectivo”, señaló Onofreo Ramírez Pineda, autoridad Xinka ladino-mestiza del territorio marino-costero.

Esta alianza constituye un modelo de cooperación entre empresa privada y comunidades originarias, en el que el respeto mutuo, la inclusión y la sostenibilidad son los pilares para construir un futuro compartido.

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Shell en la F1 de Monza con su promo “más power que nunca”

Raízen, licenciataria de la marca Shell en Argentina, estará presente en el Gran Premio de Fórmula 1 de Monza, Italia con su su promo “Más Power que nunca”, que sortea 5 plazas con sus respectivos acompañantes para viajar entre el 3 y el 8 de septiembre a Europa y vivir durante 4 días el universo de la adrenalina y la pasión del deporte motor, disfrutando de la tradicional carrera y de experiencias únicas durante los días previos, dentro y fuera del circuito.

En junio viajaron los 4 primeros ganadores de la promo al Gran Premio de Barcelona, de la mano del relanzamiento global de la nueva imagen y campaña de Shell Helix, su línea de lubricantes para vehículos livianos. Shell Helix y Shell V-Power forman parte de la alianza de innovación estratégica con la Scudería Ferrari HP que cumple 75 años. Los ganadores participaron de la cena de gala que contó con la presencia de los pilotos de la Scudería Ferrari, Lewis Hamilton y Charles Leclerc; y disfrutaron de experiencias de manejo junto a Hyundai y BMW y pasadas por el paddock de la Ferrari.

Fue un viaje soñado por todas las experiencias vividas y por el hermoso grupo que nos tocó para compartirlas. Inmensamente agradecido con Shell por este tremendo y hermoso regalo”, comentó Martín Weiner, uno de los ganadores del primer sorteo.

Por su parte, Alejandra Pelaez, Brand Manager de Shell Helix, agregó: “Fue increíble poder acompañar a los ganadores a vivir la primera experiencia en Barcelona, y disfrutar junto a ellos de cada una de las actividades que día a día los sorprendían. Ahora nos estamos preparando para repetir esta propuesta única en la ciudad de Milán”.

¿Cómo participan los clientes de la promo Más Power que Nunca?

El primer requisito es ser socio de Shell Box y registrarse en la plataforma en www.promoshell.com.ar. Todas las compras de Shell V-Power, Shell Helix o consumos en Shell Select realizados a través de Shell Box (App o DNI), se registran automáticamente y suman chances de ganar que se incrementan con cada nuevo consumo. Quienes se inscriben en la plataforma participan además por miles de premios instantáneos: merchandising oficial de Ferrari, descuentos en Shell V-Power y Shell Helix y puntos Shell Box. El sorteo se realizará el 4 de agosto y se publicarán todos los ganadores de cada sorteo en la plataforma “La Shell, más power que nunca”.

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell pcl y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red de más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución en el país.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes el acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.

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Infraestructura: Terminal marítima Escobar avanza con selección de concesionarios y enfoque multimodal

A seis meses de su anuncio, el proyecto en Escobar consolida su perfil estratégico con acuerdos, propuestas de inversión y un ambicioso plan de expansión que abarca dos puertos y busca descongestionar Vaca Muerta. A seis meses del anuncio oficial del Gobierno Nacional, el megaproyecto portuario en Escobar, denominado Terminal Marítima Escobar (TME), continúa dando pasos firmes. En un contexto de creciente demanda logística nacional y regional, la futura Terminal Marítima Escobar consolida su perfil estratégico con nuevos acuerdos, propuestas de inversión y un ambicioso plan de expansión que ya ha captado el interés de actores internacionales para sus dos […]

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Vaca Muerta: Añelo con potencial para 5.000 negocios diferentes

Córdoba se encuentra a 1.150 kilómetros de Añelo. Sin embargo, por un par de horas, la ciudad neuquina, ubicada en el corazón de Vaca Muerta, estuvo al alcance de la mano para decenas de constructores, industriales, inversores y empresarios en general. Fue en un desayuno organizado por Edisur, en su edificio de Manantiales I. Allí estuvo presente el actual intendente de Añelo, Fernando Banderet, quien explicó de manera didáctica el potencial que tiene la ciudad que gobierna. “Añelo necesita todo, pero es fácil de vender. Hay unos 5.000 posibles negocios diferentes para hacer”, expresó Banderet, quien detalló que en la […]

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Vaca Muerta Sur: Valcheta vibra con el oleoducto, trabajo, máquinas y reservas a pleno

El sonido de las máquinas se mezcla con el de nuevas oportunidades. En Valcheta, cincuenta personas ya consiguieron empleo directo en la obra del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), y se espera que el número crezca. La traza del ducto, que unirá Allen con Punta Colorada, ya atraviesa las cercanías de la ciudad. La intendenta Yamila Direne confirmó el impacto: “La obra requiere personal obrero, pero también de gastronomía y seguridad”. La municipalidad armó una bolsa de empleo propia y promovió capacitaciones para que los vecinos puedan aprovechar esta etapa. El movimiento no para: desde este lunes se intensifican los […]

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Gas: Empresas privadas importan gas desde Bolivia para cubrir la demanda en el norte argentino

Por primera vez en dos décadas, compañías privadas como Trafigura y Gas Meridional comenzaron a importar gas boliviano para abastecer generadoras eléctricas. La apertura del mercado energético avanza, mientras persisten los cuellos de botella en la infraestructura de transporte. El norte argentino enfrenta una demanda creciente de gas natural que no logra cubrirse con producción local ni con transporte desde Vaca Muerta. En ese contexto, la importación desde Bolivia se volvió nuevamente una alternativa para abastecer a las generadoras térmicas. La novedad es que por primera vez en más de veinte años esta operatoria no la realiza el Estado, sino […]

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Eventos: El encuentro que une por primera vez minería, energía y agroindustria

Se realizará los días 2, 3 y 4 de septiembre y contará con la participación de empresarios de distintos sectores como minería, energía y agroindustria. La “Expo Foro 2025 Mendoza Industrial: Producción Sostenible” se presentó en el espacio Julio Le Parc con la presencia de las cinco cámaras empresarias co organizadoras. Además, estuvieron presentes funcionarios provinciales de relevancia como la ministra de Energía y Ambiente, Jimena La Torre, el subsecretario de Industria, Comercio y Logística, Alberto Marengo, el vicerrector de la UNCuyo, Gabriel Fidel, y el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente. Durante el acto, en el que se presentó el […]

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Actualidad: Intendencias rezagadas del boom de Vaca Muerta se organizan y le reclaman inversiones a Milei

Daniela Salzotto, de Catriel, lidera el foro de municipios que pierden frente al avance del fracking. Río Negro y La Pampa presionan en tándem por la Ruta 151. Daniela Salzotto, la intendenta del municipio de Catriel, en el norte de Río Negro, convocó a sus pares del área Vaca Muerta Norte para avanzar en la regionalización de un corredor turístico, un polo educativo y una estrategia vial en la Patagonia para paliar el abandono que adjudican al gobierno de Javier Milei. Las autoridades comunales del Corredor Vaca Muerta Norte buscan una alternativa logística, productiva y turística que permita integrar y […]

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Empresas: Los planes de TGN, Tecpetrol, Pampa Energía, Harbour Energy y Excelerate para ganar mercados con el gas

Daniel Rideneler (TGN), Leopoldo Macchia (Tecpetrol), Santiago Patrón Costa (Pampa Energía), Mariano D´Agostino (Harbour Energy) y Gabriela Aguilar (Excelerate) detallaron en el Midstream & Gas Day de EconoJournal los proyectos quetienen en marcha y en carpeta para expandir el mercado gasífero de Vaca Muerta a escala regional. A la hora de proyectar la expansión del mercado gasífero a nivel regional, hay que tomar en cuenta que Vaca Muerta posee un significado para la Argentina y otro distinto para el resto del mundo. Con esa definición arrancó Daniel Rideneler, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), su participación en […]

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Informes: Argentina busca consolidar su papel estratégico en un mercado petrolero global

Vaca Muerta mejora productividad y costos en un contexto de sobreoferta, electrificación y tensiones geopolíticas Con el mercado petrolero internacional transitando una etapa de transformación estructural, Argentina comienza a ganar relevancia como proveedor técnico eficiente gracias al desarrollo shale de Vaca Muerta. Según el informe Oil 2025 de la Agencia Internacional de Energía (IEA), la capacidad de producción mundial se incrementará en 5,1 millones de barriles diarios (mb/d) hacia 2030, mientras que la demanda global se estabilizará cerca de los 105,5 mb/d. Este escenario anticipa una mayor competencia entre productores y una presión bajista sobre los precios, donde la eficiencia […]

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Empresas: Aconcagua Energía contrata a VALO para reestructurar su deuda financiera

La petrolera independiente contrató al banco de inversión VALO para encarar la reestructuración de su deuda, que al final del primer trimestre ascendía a US$ 230 millones. Aconcagua informó este martes que incumpliría el vencimiento de sus compromisos financieros para preservar su continuidad operativa frente a «condiciones desafiantes de mercado». Aconcagua Energía, una petrolera independiente que opera yacimientos convencionales en la Argentina, informó este lunes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que avanzará en un proceso de reestructuración de su deuda que ronda los US$ 230 millones. La compañía, que difirió ayer el pago de intereses correspondientes a las […]

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Internacional: Batería para la planta de conversión de gas en energía

LNDCH4, que construye la planta integrada de procesamiento de gas natural en Guyana, recibió el sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de respaldo de 30 megavatios, diseñada para garantizar el suministro ininterrumpido de energía del emblemático proyecto Gas-to-Energy. El sistema llegó al muelle John Fernandes de Georgetown en 22 contenedores y servirá como soporte de emergencia para la planta en caso de falla de la turbina. Consta de bastidores de baterías, seis inversores, transformadores auxiliares y un refugio para el centro de distribución de energía (PDC) totalmente integrado. Los componentes adicionales incluyen un sistema de gestión de energía […]

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Es oficial: Honduras inicia el proceso de su licitación de 1500 MW que priorizará renovables

Bajo el liderazgo de la presidente Xiomara Castro, Honduras avanza con la licitación de potencia y energía más grande y sostenible de su historia. La LPI 1000-010-2021 tendrá como objetivo la cubrir el suministro a largo plazo de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y se espera que lo logre adjudicando en el orden de 1,500 MW prioritariamente a partir de energías renovables.

«Haremos el lanzamiento la próxima semana», reveló Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, en exclusiva para Energía Estratégica. 

Su lanzamiento era inminente tras la aprobación de los pliegos de bases y condiciones a finales de mayo por parte del pleno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, saludó la iniciativa y ratificó el apoyo del organismo regulador.

«La publicación de las bases de licitación, conforme a lo dispuesto en la Ley General de la Industria Eléctrica, su reforma y bajo supervisión de la CREE, constituye un mecanismo clave para garantizar la seguridad del suministro, fomentar la competencia en el Mercado Mayorista y asegurar que el proceso se desarrolle bajo principios de legalidad, transparencia y eficiencia, en línea con los objetivos de sostenibilidad y desarrollo energético que requiere el país», declaró el comisionado Flores.

Para tener mayores precisiones al respecto, este medio contactó a Adriana Álvarez, Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, quien anticipó que el acto de lanzamiento será este lunes 23 de junio en el edificio del Banco Centroamericano de Integración Económica, situado en Boulevard Suyapa, Tegucigalpa, Honduras.

«Expectantes de que esta licitación sea una oportunidad para continuar con la transición energética hacia energías limpias, logrando un mayor porcentaje de penetración de energías renovables que ofrezcan potencia firme y al mismo tiempo estabilidad en la Red eléctrica de Honduras», confió la directora de proyectos.

Y aunque reconoció que aún «es un desafío la inyección de energía renovable al SIN», destacó que este gobierno ha invertido en la infraestructura eléctrica necesaria para el fortalecimiento del sistema y que continuará trabajando simultáneamente tanto para incrementar la capacidad instalada como para la expansión de la transmisión.

Esta planificación ordenada también se ve evidenciada por dentro de la licitación de 1,500 MW. El proceso se estructuraría en etapas, contemplando un escalonamiento en la entrada en operación de los proyectos adjudicados busca asegurar una integración gradual y ordenada de la nueva capacidad energética al sistema, evitando sobrecargas y garantizando la estabilidad del suministro.

Y su éxito buscaría garantizarse a través de un mecanismo de selección mediante subasta inversa por rondas sucesivas. Este enfoque permite que los oferentes presenten sus propuestas de manera competitiva en varias rondas, lo que resultaría en precios más bajos para el Estado y, en definitiva, para los usuarios finales, alineándose a los principios de la «Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano».

Honduras aprueba pliegos de la licitación de 1500 MW que priorizará energías renovables y almacenamiento

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Galp lleva su visión integrada de energía solar y almacenamiento al FES Iberia 2025

La tercera edición del Future Energy Summit Iberia 2025 reunirá el próximo 24 de junio en Madrid a más de 400 ejecutivos del sector energético. En este contexto, Galp se posiciona como una de las protagonistas más esperadas por su papel creciente en la transición energética de la región.

La compañía portuguesa llega al evento tras consolidar una cartera de 1,5 GW solares operativos en la Península Ibérica y 0,5 GW en construcción, como parte de su estrategia para alcanzar los 4 GW operativos a nivel global para 2025 y escalar hasta 12 GW en 2030. Esta expansión la convierte en un actor clave del nuevo ecosistema ibérico de renovables.

Fernando Cremades, Global Head of Growth, representará a la firma en el panel titulado “Tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España”, donde compartirá escenario con referentes de ChemikYingli Solar360EnergyZelestra y Enlight. Allí se debatirá sobre los desafíos actuales del mercado español: precios bajos, vertidos renovables y presión sobre la rentabilidad.

La intervención resulta clave considerando que Galp ya opera un sistema BESS piloto de 5 MW / 20 MWh en Alcoutim (Portugal), con planes de ampliarlo a 60 MW en 2025.

Su estrategia pasa por actuar como operador energético integrado, combinando generación solar, baterías y comercialización para optimizar ingresos en un entorno volátil. La digitalización y las soluciones inteligentes de despacho están en el centro de esta estrategia de resiliencia operativa.

Además, Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp, participará en los espacios de networking y análisis estratégico del evento. Su intervención abordará los desafíos de integración y crecimiento de la matriz renovable en el contexto ibérico, donde Galp viene de anunciar una inversión de 650 millones de euros en una nueva unidad de biocombustibles avanzados y un electrolizador de 100 MW en la refinería de Sines, financiados en parte por el BEI y Mitsui.

Un evento que reúne a los protagonistas del cambio energético

El FES Iberia 2025 se celebrará en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, convirtiéndose una vez más en el foro clave donde se definen las oportunidades de inversión, innovación y transición energética en el sur de Europa.

En esta edición participarán compañías líderes como Alantra, Matrix Renewables, 360Energy, Chemik, Yingli Solar, Risen Energy, Schletter, BLC Power Generation, Repsol, EDP y RWE, que aportarán su experiencia en almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energía solar y eólica, así como en modelos de financiamiento y mecanismos de mercado.

Entre los principales líderes que participarán de esta edición se encuentran Julio Castro, CEO de Iberdrola RenovablesDavid Ruiz, CEO de GrenergyJordi Torres, CEO de TotalEnergies Renovables EspañaAlejandro Moreno, Chief Development Officer de Recurrent EnergyRocío Sicre, Directora General de EDP Renewables EspañaRafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA EnergíaEnrique Pedrosa, COO Europe & LatAm de Repsol Low Carbon Generation; y Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield.

Junto a ellos, ejecutivos de ENGIE, Matrix Renewables, RWE, Lightsource bp, 360Energy, Jinko, Elecnor, Chemik, Schletter, Yingli Solar y muchas más compañías compartirán su visión sobre el futuro energético regional, los modelos de inversión, almacenamiento, digitalización y mecanismos de mercado.

La agenda incluirá paneles estratégicos sobre el mercado del sur de Europa, el rol de los offtakers, las oportunidades en Latinoamérica, y una conversación destacada con autoridades de Guatemala y República Dominicana sobre licitaciones y marcos normativos.

Además de su contenido técnico, el FES Iberia será un espacio privilegiado para el networking de alto nivel, con rondas de reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo entre los principales actores del ecosistema renovable.

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Huawei lleva su experiencia global a la licitación de 500 MW de baterías en Argentina

Huawei Digital Power confirmó conversaciones en torno a la licitación AlmaGBA, el proceso lanzado por el gobierno argentino que adjudicará 500 MW de sistemas de baterías de energía en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

“Nuestra intención es trasladar la experiencia que tenemos en el almacenamiento a la licitación de 500 MW denominada AlmaGBA”, destacó Favio Rearte, responsable de desarrollo de negocios PV y BESS en Huawei Digital Power, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.

La compañía ya cuenta con proyectos comprometidos que fueron entregados y están próximos a ser instalados en territorio argentino a través de su equipo de servicio técnico, lo que consolida su despliegue operativo en el país.

Hasta la fecha, el almacenamiento energético no contaba con una regulación ni incentivo económico que hiciera rentable su implementación a gran escala, más allá de lo hecho en la convocatoria RenMDI que adjudicó algunos proyectos híbridos (generación + BESS). 

En este contexto, Rearte enfatizó que la licitación es un “puntapié importante” para que las inversiones sean rentables, lo que abre una ventana concreta de viabilidad para el desarrollo de estos proyectos. 

“De hecho, estamos trabajando intensamente con la mayoría de los generadores interesados en esta oportunidad”, afirmó el responsable de desarrollo de negocios PV y BESS en Huawei Digital Power.

El posicionamiento de la compañía en esta licitación se apalanca sobre su liderazgo consolidado en el segmento solar dentro del mercado argentino, dado que posee alrededor de 1.600 MW de inversores instalados, y otros comprometidos 2.500 MW adicionales para los próximos meses, lo que representa el 85% de los inversores utility-scale en operación en Argentina. 

Este dominio en el segmento fotovoltaico le permite encarar el desafío del almacenamiento desde una posición técnica y comercial fortalecida.

Sin embargo, la propuesta de Huawei va más allá del almacenamiento convencional. La compañía ofrece soluciones integrales que, además de almacenar energía, mejoran la calidad de sistema, al proporcionar potencia reactiva, regulación de frecuencia y tensión, y aporte de inercia virtual.

“Nuestro distintivo principal es que no solamente ofrecemos almacenamiento, sino también aportar calidad de sistema”, señaló Rearte, quien también detalló que esta capacidad de respuesta técnica permite aumentar la flexibilidad operativa de la red, un atributo clave para sistemas con alta penetración renovable.

“Desde nuestra planta de desarrollo en China buscamos aportar un poco más, considerando el conocimiento y la expertise en el tema”, remarcó el ejecutivo, poniendo en valor la transferencia tecnológica que la empresa propone en el mercado argentino.

Detalles clave de la licitación AlmaGBA

La licitación AlmaGBA prevé la instalación de hasta 500 MW de capacidad BESS, mediante proyectos que oscilarán entre 10 MW y 150 MW, y que deberán estar en condiciones de entregar energía durante hasta 8 horas consecutivas. 

El calendario oficial establece que las ofertas técnicas se presentarán el 3 de julio, fecha en la cual se realizará la apertura de los sobres A. Las ofertas económicas serán abiertas el 7 de agosto, mientras que la adjudicación se concretará el 18 del mismo mes, dando paso a la firma de contratos a partir del 20 de agosto.

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Diez fotovoltaicas entraron en operación el último año en Panamá 

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) publicó el informe Estadísticas Mensuales del Mercado Eléctrico Panameño de abril del 2025. Allí, da cuenta del avance del parque de generación local. 

La capacidad instalada total en el mercado panameño asciende a 4,968.29 MW de los cuales la eólica y solar representan el 19,21 %, destacándose entre estas la fotovoltaica (618.75 MW) que casi duplica a la tecnología a partir de la cinética del viento (336 MW).

Contrastando las cifras de abril del 2025 de aquel informe con las de abril del 2024 se puede observar la entrada de operación de, al menos, 10 plantas con tecnología fotovoltaica que no superan los 10 MW cada cual. 

Los responsables de proyectos que obtuvieron las licencias de operación fueron: Aguafuerte S.A.; Aquavoltaics S.A.; Arrendadora Istmo Energy, S.A.; Sunergy, I S.A.; Argentum Solar, S.A.; Mercurio Solar S.A.; Greenwood Energy Central America Corp y la Universidad de Panamá. 

Empresa Planta MW MWh abril 2025
Aguafuerte S.A. Solar Pro 10,00 1.408,55
Aquavoltaics S.A. Solar Pro 2 5,00 1.447,56
Arrendadora Istmo Energy, S.A. Chupampa 7,50 1.263,71
Sunergy, I S.A La Villa 9,99 2.186,79
Argentum Solar, S.A. Capira 9,90 1.508,44
Mercurio Solar, S.A San Carlos 9,90 1.683,14
Greenwood Energy Central America Corp U P 1, S. A. 8,58 1.076,91
Universidad Pmá U P 2, S. A. 8,58 1.095,61
Universidad Pmá U P 3, S. A. 8,58 1.062,03
Universidad Pmá U P 4, S. A. 8,58 1.108,96
86,61 13.841,70

Estos proyectos que suman 86,61 MW de capacidad instalada lograron una contribución de 13.841,70 MWh de generación de energía eléctrica limpia y renovable durante el mes de abril de este año. 

Aquel aporte representa apenas un 1,34 % de 1,036,481.20 MWh de la energía inyectada por todas las centrales de generación operativas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), indicando un potencial latente para seguir creciendo en este campo. 

Más diversificación en Panamá 

Desde la Secretaría Nacional de Energía advierten que en los últimos años, el crecimiento de la matriz ha sido principalmente a partir de fuentes de generación solar fotovoltaica y térmica a base de gas natural. 

Es por ello que emitió en marzo de este año la Resolución N.° MIPRE-2025-0009558, que darían paso a una próxima licitación que priorice energía eólica e hidroeléctrica con regulación menor a 90 días. 

De allí, se instruyó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) a presentar, antes del 31 de octubre de 2025, los pliegos de licitación pública que prometería contratos de hasta 180 meses. 

La iniciativa privada está expectante de este lanzamiento. Ahora bien, advierten como necesario agilizar tramitología vinculada, ya que solo podrán participar proyectos considerados nuevos, con contrato de concesión o licencia definitiva para generación de energía eléctrica, obtenidos antes de la fecha del acto de recepción de ofertas.

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CNE pone el foco en la planificación para evitar nuevos apagones en Chile

El masivo apagón eléctrico que afectó a gran parte del territorio chileno en febrero del presente año sigue generando repercusiones. El evento, provocado por la desconexión de una línea de transmisión operada por ISA Interchile, dejó sin suministro a más de 8 millones de hogares durante más de siete horas. 

En este contexto, la Comisión Nacional de Energía (CNE) puso el foco en la planificación y la robustez del sistema eléctrico como ejes fundamentales para garantizar la seguridad del suministro en el futuro.

“Hay temas que la regulación claramente tiene que hacerse cargo, como aquellos vinculados a seguridad, servicios complementarios, robustez de la red, entre otros puntos”, sostuvo Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, durante un webinar. 

Cabe recordar que, según el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), la falla se originó durante una maniobra técnica en la línea “Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar”, separando el Sistema Eléctrico Nacional en dos islas y generando el corte generalizado. Aunque la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) aún no publica su informe definitivo sobre las causas, el debate ya está instalado: ¿falló la regulación o hubo incumplimientos operativos?

“No es evidente a priori que sea un problema de regulación. Claramente hay responsabilidad en el origen de la falla, pero luego hay que ver en la propagación, si hay coordinados que no cumplieron con su rol”, planteó Mancilla.

El funcionario remarcó que, aunque el estándar de suministro exigido por la ciudadanía y la política es válido, no todos los eventos se explican por un déficit normativo. “Es posible que la regulación esté adecuada y lo que hay es simplemente falla en el cumplimiento, por lo que se deberán asumir las responsabilidades como corresponde”, advirtió.

En esa línea, insiste en que el marco normativo existente contempla herramientas suficientes, pero su efectividad depende del accionar correcto de los operadores y coordinadores del sistema. 

“Han ocurrido eventos el año pasado a nivel de distribución fundamentalmente, y este año a nivel de generación-transmisión que levantan esta dicha demanda ciudadana y política”, explicó el secretario ejecutivo, aclarando que la institucionalidad chilena obliga a los organismos estatales y semipúblicos a dar cuenta pública de su desempeño, algo que se torna crucial frente a situaciones de crisis como la vivida recientemente.

En cuanto a la planificación futura, el representante de la CNE plantea la necesidad de combinar eficiencia y previsión. “Primero se debe planificar y luego las herramientas para alcanzar el objetivo de forma más eficiente”, argumentó. 

Esto implica no solo mejorar los estándares técnicos, sino también asumir que un mayor nivel de exigencia siempre tendrá un costo asociado: “Cada vez que queremos mejor performance del sistema, aparte de lograr el óptimo eficiente con lo que hay, si queremos todavía subir un poco más, siempre tendrá un costo”, manifestó.

La discusión en torno al apagón de 2025 pone en evidencia que la resiliencia del sistema eléctrico chileno dependerá tanto de ajustes regulatorios como del cumplimiento riguroso por parte de todos los actores del sector. La CNE, por su parte, se posiciona para avanzar en el proceso, exigiendo responsabilidades, pero también redoblando los esfuerzos en planificación estratégica.

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Cardona: «Uruguay apostará a integración energética con América Latina para consolidar transformación verde y justa”

La ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, participó del ciclo Diálogo abierto por los líderes, una instancia de intercambio organizada por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Bajo el lema «Un ciclo de conversatorios con tomadores de decisiones», Cardona dialogó con participantes de la región a través de un encuentro virtual que se desarrolló el 16 de junio.

En su presentación, la ministra enfatizó la importancia de apostar a la interconexión energética en América Latina. Subrayó la relevancia que esto tiene para la soberanía energética de los países que integramos la región y para la estabilidad de nuestros sistemas. En el caso uruguayo, recordó que el comercio energético es, además, relevante para nuestra balanza comercial.

La jerarca resaltó la complementariedad de las renovables con el gas natural, que permitirá utilizar la infraestructura existente pero poco aprovechada. El objetivo del Gobierno y del MIEM es generar acuerdos para avanzar en complementariedad energética y profundizar la soberanía de la matriz energética.

Por otra parte, la titular del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) afirmó que la situación internacional demanda que América Latina tome decisiones rápidas y eficientes en materia energética. Agregó que la región necesita “resignificar la interconexión que queremos”, no solo en el plano físico, sino también en el regulatorio. Por ello, indicó, se requiere un trabajo interdisciplinario para afrontar estos desafíos.

En definitiva, señaló la ministra, Uruguay y la región deben apostar a consolidar una transformación energética “justa” y “verde” a la vez, para avanzar en un desarrollo nacional y regional de triple impacto: económico, social y ambiental. La transformación energética no solo permite avanzar en descarbonización y cuidado del ambiente, sino generar empleo de calidad, con impacto en la industria y la tecnología, y mirada de género y descentralizadora.

La ministra Cardona también remarcó que, durante esta administración, Uruguay retoma el intercambio en actividades internacionales, con una postura firme y analítica. Esto también se refleja en el ámbito energético, con diálogos con organizaciones como la CIER.

En el encuentro participaron, por Uruguay, la presidenta de UTE, Andrea Cabrera, y el gerente general de esa empresa pública, José Alem, entre otras autoridades y funcionariado.

Por la CIER estuvieron presentes, entre otros integrantes, su presidente, Marcelo Cassin, y su director ejecutivo, Túlio Alves.

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Antaisolar firmó acuerdos de 2 GW con socios globales y presentó su último sistema de seguimiento inteligente en SNEC 2025

Del 11 al 13 de junio, se celebró en Shanghái la 18.ª edición de la SNEC PV Power Expo. Antaisolar presentó su último sistema insignia de seguimiento inteligente, ATSpark, junto con una gama completa de soluciones de montaje solar para proyectos sobre tejado y suelo. Durante el evento, la compañía firmó acuerdos por un total de más de 2 GW con socios globales, lo que demuestra su gran potencial de desarrollo.

Firma de acuerdos por más de 2 GW con socios globales

Entre el 11 y el 12 de junio, Antaisolar firmó acuerdos con socios como RAYSTECH GROUP PTY LTD, Shandong Province Industrial Equipment Installation Group Co., Ltd., SPV CO., LTD, CLEAN KINETICS PTE., LTD y OSW. Estos acuerdos abarcan Europa, Australia, Centroamérica, el Sudeste Asiático, Corea del Sur y China, y abarcan alianzas estratégicas, acuerdos para proyectos y cooperación en distribución. A finales de 2024, Antaisolar había logrado 41,7 GW de envíos a nivel mundial y había establecido oficinas en 21 países y regiones, expandiendo activamente su ecosistema global para brindar apoyo local para proyectos globales.

¡Debut mundial! Lanzamiento oficial del sistema de seguimiento inteligente AT-Spark

El 11 de junio, Antaisolar lanzó su nuevo sistema de seguimiento inteligente, AT-Spark. Presentado por el director de I+D, Yang Shuibu, el AT-Spark incorpora un tubo de torsión octogonal de desarrollo propio para una mayor resistencia al viento con una estructura ligera. Su rodamiento esférico doble patentado permite la autoalineación de pendientes y simplifica la instalación.

El AT-Spark está equipado con SmartTrail, el sistema de control de seguimiento inteligente de Antaisolar, que ofrece cuatro modos de protección contra condiciones climáticas extremas. Mediante algoritmos inteligentes, el AT-Spark maximiza la producción energética y reduce el coste normalizado de la electricidad (LCOE), lo que lo hace ideal para proyectos fotovoltaicos a gran escala.

Este lanzamiento refleja la estrategia de innovación de Antaisolar. La compañía opera cuatro centros de I+D en España, Shanghái, Xiamen y Zhangzhou, con más de 120 ingenieros profesionales. Según el Informe Global de Cuota de Mercado de Seguidores Solares Fotovoltaicos 2025 de Wood Mackenzie, Antaisolar se ubicó en el 9.º puesto a nivel mundial en envíos de seguidores en 2024 y entre los 6 primeros en mercados clave como Latinoamérica, Asia-Pacífico y China.

Al concluir el SNEC 2025, Antaisolar mantiene su compromiso con la colaboración global y el impulso a la innovación en la industria solar. Guiada por su misión de «CONSTRUIR UN MUNDO VERDE», la compañía continúa impulsando la transformación digital e inteligente del sector fotovoltaico.

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CADER: Infraestructura y logística para el Hidrógeno Verde

. Se llevó a cabo la segunda edición de los Ciclos de Hidrógeno: Encuentros de Negocios y Proyectos, una iniciativa impulsada por el Comité de Hidrógeno Verde de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para analizar los desafíos y oportunidades del hidrógeno en el país.

El Ciclo -itinerante con el apoyo de distintas universidades y entidades- tuvo lugar en el Auditorio Mons. Octavio Derisi de la UCA, con el respaldo institucional de la Universidad y la Sociedad Argentina de Derecho de la Construcción. Participaron más de 100 referentes del sector público, privado, académico y legal vinculados a la energía, infraestructura, logística, tecnología e industria.

Durante la jornada se desarrollaron cuatro paneles: El panel de apertura contó con la participación de referentes institucionales de la UCA, SCL Argentina y CADER.

En el primer panel se abordó la Desalinización, reunió experiencias regionales con la participación de ACADES (Chile), ALADYR y empresas líderes en ingeniería aplicada a proyectos de H2 como Techint.

Carlos Foxley, director y expresidente de ACADES y representante de ventas en Chile de IDE Technologies, destacó que “Argentina puede aprovechar el camino ya recorrido por Chile. Es fundamental desmitificar la desalinización y reconocerla como una tecnología madura y clave para los proyectos de hidrógeno”.

Juan Pablo Camezzana, director de ALADYR y Director of Operations LATAM de H2O Innovation, remarcó que “la sostenibilidad ESG debe estar presente desde el diseño. La desalinización es una oportunidad concreta para pensar el agua como motor del desarrollo”.

Desde el ámbito de la ingeniería, Martín Scalabrini Ortiz, Process Technical Executive de Techint Engineering & Construction sostuvo que “la integración temprana de las distintas disciplinas de ingeniería es crítica para lograr eficiencia, seguridad y sostenibilidad en los proyectos de hidrógeno”.

Por su parte, Felipe Eduardo Zabalza, miembro del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, destacó la importancia de la infraestructura habilitante de los proyectos de hidrógeno verde y la importancia de diseñar proyectos que potencien los beneficios para las comunidades locales y permitan una reconversión productiva de las provincias.

El segundo panel se centró en la Infraestructura Portuaria, donde se contó con la participación de autoridades y técnicos de los puertos de Bahía Blanca, Comodoro Rivadavia y Puerto Santa Cruz, junto a especialistas internacionales en logística y cooperación técnica.

Martín Virdis, Coordinador de Desarrollo e Innovación del Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, señaló que “el puerto ya cuenta con experiencia en el manejo de amoníaco y capacidades instaladas que lo posicionan como un nodo clave en la logística del hidrógeno”.

El responsable de Ambiente y Sostenibilidad del Puerto de Comodoro Rivadavia, Fabián Suárez subrayó que “se está trabajando en la planificación de infraestructura específica para el hidrógeno, con una mirada sostenible y de largo plazo”.

Por su parte, en forma remota desde la provincia de Santa Cruz, Walter Uribe, de la Unidad Ejecutora Portuaria de Santa Cruz, afirmó que “Punta Quilla tiene el potencial para convertirse en un hub logístico del hidrógeno verde en la región austral”.

Soledad Gerónimo, Supply chain consultant de Port Consultants Rotterdam, brindó una perspectiva de las estrategias y tendencias a nivel mundial en materia de infraestructura portuaria asociada a proyectos de hidrógeno verde y destacó la relevancia de la infraestructura compartida y del desarrollo de hubs de logística.

Y Verónica Chorkulak, Technical Advisor de GIZ, compartió los resultados de los estudios que realizaron desde GIZ sobre los puertos patagónicos y los desafíos y oportunidades que presenta la industria del hidrógeno.

Por su parte, Javier Chincuini, coordinador del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, hizo hincapié en el potencial de los puertos de Argentina y la importancia de sinergias entre los distintos proyectos.

El último panel se dedicó a la Infraestructura Eléctrica y contó con la presencia de representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, CAMMESA y Transener, además de expertos legales en el marco regulatorio energético. Allí, se abordaron los desafíos estructurales del sistema de transporte eléctrico, el marco regulatorio y las condiciones necesarias para habilitar proyectos de hidrógeno a gran escala.

Desde CAMMESA, su gerente general Eduardo Hollidge planteó que “el cambio de paradigma energético nos obliga a pensar en una Patagonia autosuficiente. La red debe adaptarse a los proyectos que se vienen”.

Pablo Tarca, Director General de Transener, agregó que “ampliar el sistema de transporte es un desafío técnico enorme, pero también una condición indispensable para que los proyectos de hidrógeno sean viables”.

Desde la Secretaría de Energía, Griselda Lambertini subrayó que “la infraestructura habilitante que dejarán los proyectos de hidrógeno es una oportunidad para el desarrollo regional. Estamos trabajando en un nuevo marco normativo que acompañe esa visión”.

Fernando Botello, miembro del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, destacó la importancia de adecuar el marco regulatorio para incentivar el desarrollo de proyectos.

Javier Chincuini en representación de CADER destacó la importancia de seguir promoviendo espacios de intercambio que fortalezcan las capacidades locales para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde con impacto territorial, industrial y ambiental.

El ciclo tendrá un tercer encuentro en el mes de septiembre, que será co-organizado junto al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y que se desarrollará en la Sede INTI de San Martín.

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Está abierta la acreditación para la AOG Expo 2025

Del 8 al 11 de septiembre de 2025, el Predio Ferial de La Rural en Buenos Aires será nuevamente sede de la Exposición Internacional del Petróleo y del Gas – AOG Expo 2025 en Buenos Aires, el evento líder de la industria Oil & Gas en la región. Con más de 35.000 m² de superficie expositiva y la participación estimada de más de 400 empresas, se espera una asistencia que superará los 25.000 visitantes nacionales e internacionales.
 
Durante cuatro jornadas, una vez más, la AOG Expo 2025 reunirá a profesionales, especialistas y empresarios de toda la cadena de valor en un espacio clave para debatir el futuro, impulsar proyectos y fomentar alianzas estratégicas. La exposición incluirá lanzamientos, presentaciones técnicas, actividades institucionales y múltiples instancias de networking.
 
Entre los grandes hitos de esta edición se encuentra el 14° Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, una de las citas técnicas más importantes del ámbito energético regional. El Congreso abordará los avances más recientes en nuevas tecnologías, automatización de equipos, operaciones, digitalización e inteligencia artificial, seguridad, entre otros temas.
 
Otra propuesta destacada será el Innovation Day, que este año se presenta bajo el lema “Inspirar la transformación: innovación y colaboración en la industria”. Dividido en cuatro bloques temáticos, el espacio pondrá el foco en las tendencias que marcarán el rumbo de la energía en los próximos años con charlas inspiradoras, casos reales, networking y mesas redondas con referentes del sector. Entre las empresas confirmadas se encuentran Grupo Techint, CORVA e YPF.
 
Con un formato renovado, en la AOG Expo 2025 también se desarrollará la novena edición de la Jornada Jóvenes Oil & Gas (JOG), un espacio pensado especialmente para estudiantes y profesionales en formación. Esta iniciativa apunta a tender puentes entre las nuevas generaciones y los referentes más prestigiosos del ámbito energético, promoviendo su desarrollo profesional.
 
Además, por primera vez en Buenos Aires se presentará la Plaza de Máquinas, una atracción ya consolidada en la edición de Neuquén. En una gran superficie al aire libre se exhibirá una amplia variedad de maquinaria pesada y soluciones tecnológicas para operaciones en campo y transporte.
 
AOG Buenos Aires 2025 se consolida como una cita ineludible para quienes forman parte del universo energético. La acreditación es sin cargo y ya está disponible en la página oficial de la exposición: www.aog.com.ar
 
El evento es organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizado por Messe Frankfurt Argentina.

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Ariel Parmigiani, presidente de Parque Arauco: «La idea es que con todas las etapas completas Arauco despache 350 o 400 MW»

El Parque Arauco está ubicado en la provincia de La Rioja y acaba de finalizar el montaje de 28 aerogeneradores que en pocas semanas comenzarán a inyectar 100 megawatts (MW) de energía eólica al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Con esta nueva ampliación, que demandó una inversión de US$ 171 millones, el parque alcanzó una capacidad instalada de 250 MW. Pero los planes a futuro de Arauco contemplan sumar más proyectos renovables para aprovechar las 17.000 hectáreas que tiene todo el complejo, que está ubicado a 90 kilómetros al norte de la capital riojana. En una visita por el parque, EconoJournal entrevistó a Ariel Parmigiani, presidente de Parque Arauco, la empresa de la provincia que desarrolla el proyecto, que contó cómo es la estrategia para aumentar la capacidad de generación en los próximos años.

Ariel Parmigiani en la inauguración de la Etapa III del Parque Eólico Arauco.

El objetivo es aumentar hasta 600 MW la capacidad total combinando generación eólica y solar “para lograr una energía renovable de base de alrededor de 400 MW”, explicó Parmigiani. El plan es aprovechar el fuerte viento nocturno del enorme Valle de la Puerta y la excelente radiación solar de la región cuyana de la Argentina.

En 2011 Arauco fue el primer parque eólico en conectarse al SADI. Luego de varias ampliaciones, en la actualidad opera un total de 100 aerogeneradores. Ahora Parque Arauco está por comenzar un hito importante: en un mes iniciará la construcción del primero de cuatro parques solares que tiene en carpeta. Será un proyecto fotovoltaico de 54 MW. Los paneles solares se instalarán entre los molinos eólicos. De este modo, se convertirá en el primer parque híbrido eólico-solar del país.

Parmigiani destacó que el objetivo es inaugurar el parque fotovoltaico en abril de 2026. Además, adelantó a EconoJournal que están avanzando en la Etapa IV, que implicaría la construcción de un nuevo parque eólico de 100 MW. “Estamos buscando financiamiento internacional. Antes de fin de año queremos cerrarlo”, subrayó el presidente de la empresa.

-¿Qué significa que Arauco se convierta en un parque híbrido?

–Veníamos trabajando mucho en lo que nosotros denominamos una energía renovable de base, que debería también tener un valor. No es lo mismo tener una energía de base térmica que una renovable de base porque nosotros con estos parques podríamos llegar a un factor de capacidad renovable de alrededor de 72% y con cierta estabilidad en la línea. Incluso también estamos analizando sumar almacenamiento.

–¿Por qué energía renovable de base?

–La idea es que los parques eólicos y solares inyecten energía sobre una misma línea y se complementen. No es que vamos a despachar 600 MW, que es la suma total de las ampliaciones que tenemos proyectadas. La idea es que con todas las etapas completas Arauco despache 350 o 400 MW, pero todo el tiempo.

–De noche energía eólica y de día solar.

–Exactamente. Energía renovable de base. Y eso es algo muy bueno para el sistema. Cuando el año que viene estemos operando los parques eólicos y sumemos el parque solar, vamos a hacer pruebas piloto sobre esta complementariedad.

–Además de los parques, ¿Arauco necesita construir líneas o estaciones transformadoras nuevas?

–Nosotros a la energía eólica la despachamos principalmente entre las 15 y las 6 de la mañana. El fuerte es a la tarde y a la noche. Tenemos libre la capacidad de transporte. Para sumar solar, no tenemos que hacer una nueva estación transformadora ni construir otra línea.

–¿Cómo es el financiamiento para la construcción del parque solar?

–Por un lado, el financiamiento de los 100 MW eólicos de la Etapa III de Arauco que acabamos de inaugurar se logró con recursos propios. Vendimos el parque eólico Etapa II a Pampa Energía. Lo que ingresó por la venta de la Etapa II lo invertimos en la Etapa III. Para el proyecto solar de 54 MW ya tenemos resuelto el financiamiento, porque en 2023 emitimos un bono verde en el mercado local. Es decir, tenemos todos los fondos para poder avanzar en la construcción. Tuvimos una demora en el proyecto solar porque en 2023 no podíamos importar. Realmente nos salió bien porque al tener que esperar un tiempo ahorramos muchísimos fondos porque en este tiempo bajaron hasta un 50% los costos de la energía solar. Además, ahora se abrieron las importaciones en el país.

–¿Cuáles son los próximos proyectos de ampliación de Parque Arauco?

–Arauco tiene planificados cuatro parques eólicos por  un total de 350 MW y cuatro solares por más de 200 MW. Hasta el momento tenemos construidos tres eólicos que suman 250 MW que ya están operativos y comenzaremos a construir el primer proyecto fotovoltaico el mes que viene. Pero tenemos planificado el inicio de la construcción en breve de otros 100 MW eólicos, que sería la Etapa IV (la última ampliación eólica). Además del primer parque solar que vamos a comenzar a construir, tenemos planificados tres más que sumarán 200 MW. El segundo parque solar será de 60 MW y ya está adjudicado bajo el contrato Mater (Mercado a término de Energías Renovables). Estamos esperando que la Secretaría de Energía de la Nación defina algunas normativas porque el proyecto estuvo suspendido por los problemas de importación. Si coinciden los tiempos, podemos también inaugurarlo el año que viene. El resto de los proyectos son PPA´s (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) del programa RenovAr y con contratos a partir del decreto 476 de julio de 2019 (permite firmar contratos de compra-venta de energía entre empresas públicas y Cammesa). Cuando completemos todas las etapas el Parque Arauco tendrá 600 MW.

–¿Qué significa el Parque Arauco para la provincia de La Rioja?

–Actualmente Arauco produce energía equivalente a lo que consume el 100% de la demanda residencial de la provincia. Si sumamos el parque solar que vamos a inaugurar en 2026 y los otros proyectos solares que ya tiene La Rioja de otras compañías, vamos a poder cubrir toda la demanda provincial. La Rioja está muy electrificada, en proporción es una de las provincias que más energía consume del país. Además, lo visitan alrededor de 6500 niños de sexto grado por año que vienen de toda la provincia a conocer el parque y participar de Winti, que es un centro ambiental y recreativo que tenemos en el complejo.

, Roberto Bellato

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Las bajas emisiones de metano detectadas en Vaca Muerta le abren una oportunidad a la exportación de crudo a Europa

Las bajas emisiones de metano detectadas en Vaca Muerta y la posibilidad de reducir aún más la huella de carbono en la producción de hidrocarburos abren una ventana de oportunidad en el mercado europeo y, al mismo tiempo, podrían permitirle a las operadoras reducir costos. Así lo señaló Camilo Rincón Ramírez, gerente regional de Insight M durante el panel “Vaca Muerta frente al salto de producción: cómo mitigar emisiones y generar nuevas demandas de gas” durante el evento Midstream & Gas Day que organizó Econojournal.

El panel abordó las estrategias de reducción de emisiones que se despliegan desde el sector público y privado y cómo esto podría posicionar a la producción de Vaca Muerta en el mercado europeo, que tiene mayores exigencias ambientales, al permitirle obtener barriles de petróleo con menores emisiones. Además, les generaría a las operadoras una disminución en sus costos al permitirles detectar fugas de gases y repararlas.

Rincón Ramírez comentó que desde la compañía Insight M hace cuatro años llevan adelante en Vaca Muerta mediciones de emisiones de metano, un gas que es ochenta veces más contaminante que el dióxido de carbono. Esto implicó la toma de datos para conocer el estado de situación de la emisión de gases en la formación neuquina y hacer un “benchmark”, es decir establecer un punto de referencia: “Ese benchmark nos mostró que Vaca Muerta es una cuenca muy limpia, en términos de emisiones de metano es más competitiva que el Permian, donde nosotros tomamos datos hace más de 12 años”, aseguró el representante de Insight M.

Según los datos recabados, afirmó que la intensidad de emisiones detectadas en la formación neuquina fue de 0,43 (detecciones cada 100 pozos) contra las 1,37% que arrojó la cuenca pérmica: “El Permian está emitiendo casi tres veces más, lógicamente tiene alrededor de 320.000 pozos mientras que Vaca Muerta cuenta con 80.000. Hay un camino por recorrer, pero el punto de partida es bueno”, señaló.

Por otro lado, el representante de Insight M afirmó que la detección de fugas les permite a las compañías generar ahorros millonarios en sus costos a través de la gestión del metano: “Pudimos verificar que en Vaca Muerta las emisiones de metano se ubican al final de la cola en un 10% del total. Eso quiere decir que si yo ataco ese 10% estoy solucionando el 80% del problema», explicó.

Luego comentó que, «en ese tránsito lo que vimos es que algunas empresas reportaron ahorros de 4 millones de dólares en el año por planes de gestión de metano. Esto quiere decir que, no solo podemos tener una visión de cuidar el ambiente, sino también aprovechar esa oportunidad desde el punto de vista económico”.

En cuanto a las regulaciones que establecen los países importadores de petróleo, Rincón Ramirez dijo que, pese a que la gestión de Donald Trump en Estados Unidos dejó de aplicar sanciones por emisiones de gases de efecto invernadero, en Europa rigen desde 2017 normas ambientales que exigen a las operadoras cumplir con metas de reducción de la huella de carbono: “Ha sido un cambio muy interesante. Inicialmente pensamos que el mercado iba a caer, pero lo que vemos es un repunte porque todas las operadoras, incluyendo las de Argentina, están apuntando a este mercado de Europa”, sostuvo.

Marco regulatorio

Desde el lado del sector público, Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén, comentó que por primera vez el gobierno provincial puso en agenda la gestión de emisiones de gases de efecto invernadero como un asunto a solucionar. Detalló que actualmente avanzan en la implementación de la Resolución 285/25, un marco regulatorio que les permitió diseñar una respuesta climática frente a los gases que genera la industria petrolera en Neuquén y avanzar en la medición de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso.

“Necesitamos efectivamente construir un sistema de información energético ambiental para poder tener un fundamento y una base de datos para trazarnos las políticas y normativas necesarias para abordarla la mitigación y en ese punto estamos trabajando. Vamos a hacerlo en una mesa unificada con el IAPG para poder estandarizar metodologías y procedimientos de reportes”, contó Nogueira.

En este contexto, el funcionario detalló que esto le permitirá a la provincia contar a fines de este año con un informe detallado que permita conocer la cantidad y tipo de emisiones que genera cada operadora en Vaca Muerta: “Este instrumento tan importante va a constituir la hoja de ruta para el abordaje de este desafío. En el marco de este plan de gestión de las emisiones, emitimos la resolución que estableció un programa de monitoreo y de investigación de emisiones de gases de efecto invernadero en todo el sector hidrocarburífero y la obligatoriedad a todas las empresas del sector a reportar anualmente sus emisiones”.

Nuevas tecnologías

Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy, se refirió a cómo desde su compañía implementaron cambios en equipos y compresores para hacerlos más eficaces con el objetivo de reducir emisiones y evitar fugas. Con una antigüedad de 40 años, la compañía es uno de los principales exportadores de compresores de Argentina con presencia en 45 países.

En este camino, lograron mejorar los servicios de compresores en toda la cadena de producción de hidrocarburos, desde el upstream hasta el downstream: «Iniciamos un trabajo con un grupo de consultores para ver dónde estaban las mayores oportunidades de reducir emisiones, tanto en el boca de pozo como en el downstream. Ese estudio arrojó que la clave en los equipos es el mantenimiento y que la contaminación ambiental surge de aquellos que están obsoletos”.

En este sentido, Orlandi explicó que en algunos casos es posible repararlos, pero que no es lo aconsejable ni eficiente cuando ya se trata de algunos muy antiguos. Por esta razón, Aspro lanzó la división interna Aspro Finance que ofrece a sus clientes la posibilidad de hacer un recambio de equipos antiguos.

, Laura Hevia

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Aconcagua Energía contrata a VALO para reestructurar su deuda financiera

Aconcagua Energía, una petrolera independiente que opera yacimientos convencionales en la Argentina, informó este lunes que a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que avanzará en un proceso de reestructuración de su deuda que ronda los US$ 230 millones. La compañía, que difirió ayer el pago de intereses correspondientes a las Obligaciones Negociables (ON’s) emitidas en el mercado local, contrató al banco de inversión VALO Columbus para encarar la reestructuración voluntaria de sus compromisos financieros. También contrató el asesoramiento de Tavarone, Rovelli, Salim & Miani, uno de los principales estudios jurídicos del sector energético. Fuentes cercanas a la empresa indicaron que el esperan cerrar esos acuerdos en las próximas semanas para evitar caer en un concurso de acreedores.

Aconcagua, que, desde su creación, hace 10 años, apostó por una estrategia de expansión integral en el sector energético con sinergias también con los negocios de servicios petroleros y de generación eléctrica, tenía todo listo en enero de este año para lanzar un bono internacional que le permita alivianar su programa de vencimientos de deuda. Nueve bancos trabajaron en ese lanzamiento en Nueva York —entre ellos el Santander, el Bank of America (BOFA) y el Deutsche Bank, entre otros—, que finalmente no llegó porque los coletazos de la política de aranceles de Donald Trump y la caída del precio del petróleo obturaron esa ventana de oportunidad. La profundidad somera del mercado financiero local también jugó en contra: a mediados de mayo grandes compañías como Pampa Energía, Pluspetrol y Telecom —que levantó unos US$ 800 millones para viabilizar la adquisición de Telefónica— salieron al mercado y terminaron secando la plaza.

“Hoy prácticamente no hay financiamiento disponible para las empresas argentinas. El crédito que existía ya lo tomaron las empresas mejor rankeadas, las AA. Para las compañías más chicas es muy complejo conseguir. Veremos qué sucede en las próximas semanas si el precio del crudo se estabiliza de nuevo arriba de los 75 dólares por la escalada bélica en Medio Oriente”, explicó un experto bursátil. 

Preservación operativa

Frente a ese complejo escenario, Aconcagua —una compañía creada por Diego Trabucco y Javier Basso, dos profesionales con más de 25 años ligados a la industria petrolera— optó por priorizar su continuidad operativa, preservando su caja para cubrir gastos corrientes. A la empresa, que en 2023 llegó a un acuerdo con Vista para hacerse cargo de la explotación de Entre Lomas y otros campos convencionales en la cuenca Neuquina, tampoco le jugó a favor el aumento en dólares de los costos operativos registrado en la industria petrolera a raíz de la apreciación cambiaria. Esa situación afectó especialmente a las empresas que explotan yacimientos convencionales maduros o ‘viejos’. Es un negocio con márgenes más exiguos que los de Vaca Muerta que se limaron aún más por la baja del precio del petróleo registrado desde marzo. Lo que viene por delante para Aconcagua —que opera 13 concesiones convencionales en Neuquén, Río Negro y Mendoza y tiene en carpeta un ambicioso proyecto piloto en Vaca Muerta — consiste en reestructurar su perfil de deuda, que a fines del primer trimestre ascendía a US$ 229 millones con vencimientos en 2025 por US$ 75,3 millones.

«La compañía impulsará un proceso integral de reestructuración de su deuda financiera, ante las condiciones desafiantes del mercado de capitales que han dificultado el acceso a fuentes de refinanciamiento en términos compatibles con la sostenibilidad del giro ordinario de sus actividades operativas», comunicó la compañía a la CNV.

La reestructuración fue acompañada por una baja en su calificación internacional por parte de Fitch, que la colocó en ‘CCC-’, reflejando una posición de liquidez limitada y mayores riesgos de refinanciación.

, Redaccion EconoJournal

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MEGSA-CAMMESA: 13.8 MMm3/día para primera Q de julio. PPP U$S 4,94 en el GBA

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 30/06/2025 al 13/07/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 25 ofertas por un volumen total de 13.800.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 el millón de BTU en el PIST y U$S 4,94 puesto en el Gran Buenos Aires.

Dos ofertas fueron desde productores en Chubut, por 900.000 metros cúbicos día; otras siete ofertas desde Neuquén, por 4.200.000 m3/día; Seis ofertas desde Santa Cruz por 2.500.000 m3/día; Cinco ofertas desde Tierra del Fuego por un total de 4.400.000 m3/día; y cinco ofertas desde la cuenca Noroeste por un total de 1.800.000 metros cúbicos día.

Los precios del gas puesto en el PIST variaron desde U$S 3,83 hasta U$S 4,16 el MBTU, en tanto que puesto en el GBA variaron desde U$S 4,64 hasta U$S 5,12 el MBTU.

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Inversiones: Compañía Mega invierte u$s 250 millones en Bahía Blanca para procesar más gas de Vaca Muerta

La sociedad integrada por YPF, Petrobras y Dow dedicada a la separación y el fraccionamiento del gas natural utilizará la inversión para ampliar 20% la capacidad de su planta en Bahía Blanca. Busca aprovechar la mayor disponibilidad de materia prima proveniente de Vaca Muerta. Compañía Mega, empresa local dedicada a la separación y el fraccionamiento de los componentes del gas natural, invertirá u$s 250 millones en su planta de Bahía Blanca para ampliar su capacidad de procesamiento. El proyecto, que estará listo para principios de 2026, tiene el objetivo de aprovechar el incremento de materia prima que vendrá desde Vaca […]

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Petroquímica: Desafíos y oportunidades para impulsar la competitividad de la industria

Esta semana se realizó una nueva edición de las Jornadas Petroquímicas, evento organizado por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) donde los principales CEOs y referentes del sector, junto a expertos multidisciplinarios, analizaron la situación actual de la industria y el camino hacia un futuro más competitivo y sostenible. “Argentina necesita construir, entre todos, un nuevo contrato productivo. Uno que no se firme, sino que se practique; que se base en reglas claras, coordinación eficiente y decisiones sostenidas en el tiempo”, señaló el director de Unipar, Guillermo Petracci, en su discurso de apertura a las Jornadas Petroquímicas 2025 que este año […]

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Actualidad: Argentina busca volver al tablero energético regional

En un contexto de transformación global en los mercados energéticos, especialistas destacan el rol estratégico de Vaca Muerta como plataforma de exportación hacia Chile y otros mercados. Durante un seminario organizado por el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), referentes del sector energético analizaron el potencial de Argentina como proveedor regional de gas natural, con eje en el desarrollo de Vaca Muerta y las crecientes oportunidades de exportación hacia Chile. La conclusión fue unánime: el gas argentino puede ser clave en el proceso de transición energética de América Latina, si se consolida una política sostenida y se avanza en infraestructura crítica. […]

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Petróleo: EFO ensaya una técnica innovadora para recuperar hidrocarburos

En el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), ubicado en la zona rural de Allen, comenzó un ambicioso plan piloto que busca revitalizar la producción de hidrocarburos en una de las áreas gasíferas más relevantes de Río Negro. La empresa Quintana Energy dio inicio a los primeros ensayos de reinyección de gas seco, con el objetivo de recuperar líquidos del subsuelo y prolongar la vida útil del yacimiento. El proyecto forma parte de una estrategia de recuperación secundaria, mediante la cual se inyecta gas al reservorio para generar presión y, posteriormente, extraer hidrocarburos líquidos. Se trata de un ciclo alternado de […]

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Minería: Calcatreu ya genera más de 700 puestos de trabajo en Río Negro

El proyecto Calcatreu revitalizó la economía de la Región Sur de Río Negro. El yacimiento de oro y plata ubicado cerca de Ingeniero Jacobacci genera empleo, inversión y consumo local en niveles que la zona no experimentaba desde hace décadas. La empresa Patagonia Gold conduce las tareas en el yacimiento desde 2018. La planificación contempla distintas fases: construcción, operación y cierre, con empleos directos y contratos para proveedores de bienes y servicios instalados en localidades cercanas. El número total de empleos vinculados al proyecto asciende a 742. Esa cifra incluye puestos directos e indirectos que abarcan desde operadores de maquinaria […]

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Vaca Muerta Sur: impermeabilizan los tanques en Allen

El oleoducto de 437 km avanza con obras clave como la impermeabilización de tanques. El megaproyecto impulsará la exportación de crudo desde Punta Colorada. El avance del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) suma un nuevo hito en su camino para convertir al país en un peso pesado en la industria petrolera. En la zona de Allen, la firma Coripa S.A. participó de una etapa clave impermeabilizando los tanques TK-07 y TK-08 con geomembrana de polietileno de alta densidad (PEAD) de 1,5 mm de espesor. La tarea, realizada en un entorno de alta exigencia técnica y climática, forma parte de una […]

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Petróleo: Estas son las 10 áreas que producen más del 80% del petróleo de Vaca Muerta

A lo largo de los seis últimos años, la producción de crudo se expandió a una tasa anual acumulativa del 6,5%, mientras que la producción no convencional traccionó la expansión de la oferta total de petróleo al crecer al 33,8% anual acumulativo en dicho período, lo que vuelve a reflejar el poderío del avance de Vaca Muerta para la industria. La participación del shale oil sobre la producción total de petróleo pasó del 17% en 2019 a casi el 60% durante los primeros meses del corriente año. En 2024 la producción total de petróleo en Argentina se incrementó un 9,9% […]

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Eventos: 17 de junio; Día del Petróleo y Gas Fueguino

La Legislatura aprobó por unanimidad, el 30 de abril de este año, el proyecto de ley que declara el 17 de junio como Día del Petróleo y Gas Fueguino. Carlos Mansilla, presidente de la “Asociación Agrupación TF1 Ypefianos Fueguinos”, expresó su satisfacción y alegría tras la reciente sanción unánime del proyecto y referenció que este reconocimiento conmemora el descubrimiento del primer pozo de hidrocarburos en la provincia, un hito que marcó el inicio de la actividad hidrocarburífera en Tierra del Fuego. El proyecto surgió a partir del pedido de extrabajadores de YPF quienes presentaron la iniciativa para reconocer aquel hito […]

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Petroquímica: El sector químico y petroquímico mostró leves mejoras en abril, pero persisten caídas interanuales

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) indicó que durante abril de 2025 la producción del sector creció un 1% respecto al mes anterior, como resultado de incrementos planificados en los niveles de fabricación. No obstante, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observaron caídas en todos los subsectores, con excepción de los productos básicos intermedios e inorgánicos. En el acumulado del año, los niveles de producción continúan reflejando una tendencia negativa. En cuanto a las ventas locales, la reseña de la Cámara registró un incremento del 17% en comparación […]

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Gas: Proponen la creación de un fideicomiso para ampliar las obras de gas en Río Negro

El legislador provincial Luciano Delgado Sempé presentó un proyecto de ley para la creación de un fideicomiso destinado a financiar obras de gas en Río Negro, utilizando el 10% anual del fondo del oleoducto Vaca Muerta Sur (VEMOS). El objetivo es multiplicar las obras de infraestructura gasífera en todo el territorio provincial, frente a una creciente demanda que no logra ser atendida con los recursos actuales. El fondo, que será administrado por Río Negro Fiduciaria, tendrá una disponibilidad anual de 4 millones de dólares y funcionará como un sistema de créditos reembolsables a los municipios, quienes a su vez podrán […]

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Líderes de EDPR, ACCIONA, Repsol y Saeta Yield debatirán el futuro energético europeo en el FES Iberia

El próximo 24 de junio en Madrid volverá a tener lugar el punto de encuentro clave para los tomadores de decisión del sector energético de la región en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2025.

Ejecutivos de primer nivel compartirán su visión sobre los retos y oportunidades del sistema eléctrico del futuro, centrados en temáticas urgentes como almacenamiento, regulación, electrificación y competitividad.

Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables España; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA Energía; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; y Enrique Pedrosa, COO Europe & Latam de Repsol Low Carbon Generation, analizarán los pilares que estructurarán el sistema energético europeo de la próxima década.

Entre los temas que marcarán la conversación se encuentran la necesidad de marcos regulatorios estables, el equilibrio entre seguridad del suministro y precios competitivos, el papel del almacenamiento como herramienta de flexibilidad y la integración del hidrógeno renovable como vector clave de descarbonización.

Los panelistas también compartirán sus estrategias frente al mercado de capacidad, las futuras subastas, la integración del hidrógeno verde y los combustibles bajos en carbono, así como los nuevos esquemas de inversión para afrontar un entorno tecnológico en acelerada transición. 

Además, se pondrá el foco en cómo las compañías están abordando la estabilidad futura de la red y redefiniendo prioridades en un mercado cada vez más competitivo.

El FES Iberia 2025 contará con la participación de más de 400 ejecutivos públicos y privados, y ofrecerá una agenda que incluye múltiples paneles temáticos.

Se debatirá sobre fotovoltaica e hibridación con almacenamiento, visiones regionales del sur de Europa, innovación constructiva en Iberoamérica, tendencias tecnológicas en solar y baterías, gestión de activos y seguridad del suministro, despliegue renovable a nivel autonómico, y nuevas demandas como datacenters e industria electrointensiva.

Además, se incluirá un bloque internacional dedicado a la transición energética en Latinoamérica, que pondrá en valor las oportunidades de inversión, cooperación tecnológica y desarrollo regulatorio que surgen del nuevo escenario global de descarbonización y reconfiguración geopolítica.

La cita en Madrid se posiciona así como una instancia clave para definir el rumbo del ecosistema energético, con especial énfasis en las soluciones que permitirán alcanzar los objetivos climáticos y de inversión de cara a 2030.

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Distribuidoras de Argentina recibieron más de 100 anteproyectos para la licitación de 500 MW de baterías

La Secretaría de Energía de Argentina definió una nueva fecha para la presentación de ofertas y apertura de sobres técnicos de la licitación AlmaGBA por 500 MW de baterías a instalarse en las redes de Edenor y Edesur

El jueves 3 de julio se darán a conocer los proyectos y empresas interesadas en la convocatoria, que cada vez levanta más interés dentro del sector energético, de manera que Energía Estratégica pudo confirmar que ya se presentaron más de 100 solicitudes ante las distribuidoras. 

“Se han recibido más de 150 proyectos que fueron analizados divididos en más de 20 oferentes. El espectro de potencias solicitadas es amplio, se recibieron pedidos desde 10 MW hasta 150 MW, tanto en alta tensión (220 kV ó 132 kV) como en media tensión (33 kV ó 13,2 kV)”, aseguraron desde las distribuidoras. 

Y para todos los pedidos de consultas se han realizado reuniones aclaratorias entre equipos técnicos de los proveedores del almacenamiento y de las distribuidoras, con el objetivo de esclarecer dudas técnicas respecto a la conexión a la red de la distribuidora.

Para cada una de las consultas se deben definir el nodo de conexión elegido, la potencia a inyectar y el nivel de tensión al cual desean conectarse. Mientras que con la información definida, la distribuidora realiza los estudios técnicos necesarios para establecer la factibilidad de la conexión del proyecto en forma independiente del resto. 

Dichos estudios eléctricos se enfocan en analizar la posibilidad de carga y descarga de los sistemas de baterías en el periodo estipulado en el modelo de contrato de la licitación (15 años a contar desde la habilitación comercial)

En caso de resultar factible la conexión, el proceso concluye con la firma de la “carta acuerdo de conexión” entre el proveedor del almacenamiento y la distribuidora donde estará el proyecto.

Cabe recordar que cada sistema BESS deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas. 

Y si bien desde el sector denunciaron ciertas demoras ante consultas por la capacidad disponible en las subestaciones del AMBA (ver nota), hecho que dificultaba la correcta preparación de los proyectos, desde las distribuidoras informaron que los tiempos de respuesta se normalizaron. 

“A pesar de la cantidad de consultas recibidas y del amplio espectro analizado, cada solicitud se ha respondido en tiempo y forma. Los tiempos de respuesta promedio resultan del orden de 5 días de acuerdo a la coordinación entre los equipos técnicos de las partes”, sostuvieron fuentes cercanas a este portal de noticias.

“De hecho, las distintas consultas recibidas se encuentran en diferente estado de avance, incluso algunas ya se encuentran en el proceso de firma de la carta acuerdo de conexión. Es cierto que la cantidad de consultas recibidas superó las expectativas iniciales, pero una vez definidos los canales y procedimientos a seguir en las consultas, el tema alcanzó una dinámica acorde a las necesidades de ambas partes”, insistieron. 

Próximos pasos de la licitación

La presentación y apertura de ofertas administrativas y técnicas se realizará el 3 de julio; en tanto que la apertura de las propuestas económicas se hará el 7 de agosto, y la adjudicación se dará a conocer el 18/8.   

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Distribuidoras de Guatemala contratarán 176 MW adicionales en su licitación de corto plazo 

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó, a inicios de este mes, una adenda que contiene modificaciones a las Bases de la Licitación Abierta 1-2025. Los cambios impactan sobre los objetivos de contratación, cronograma de eventos y rondas sucesivas para la evaluación económica de las ofertas. 

Respecto al objetivo, se aclara que ya habiendo ejecutado el proceso de selección del Bloque A vinculado a 306 MW, los esfuerzos se enfocan ahora en el Bloque B que persigue 166 MW para suministro entre el 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2030, y un nuevo Bloque C para asegurar 176 MW entre el 1 de septiembre del 2025 y el 30 de abril del 2026. 

Es preciso recordar que mediante este proceso se busca tanto potencia como energía eléctrica para el suministro de los usuarios de Empresa Eléctrica de Guatemala Sociedad Anónima (EEGSA), Distribuidora de Electricidad de Occidente Sociedad Anónima (DEOCSA) y Distribuidora de Electricidad de Oriente Sociedad Anónima (DEORSA).

Quienes resulten ganadores serán responsables del cubrimiento de la demanda firme de los usuarios del servicio de distribución final de dichas distribuidoras en el periodo adjudicado, conforme los contratos por Diferencias con Curva de Carga, Potencia sin Energía Asociada, Energía Generada y Contrato de Opción de Compra de Energía establecidos en la Norma de Coordinación Comercial No. 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

Está previsto que el proceso de la Licitación Abierta 1-2025 se realice por completo este año. Ahora bien, tras la última adenda se contempla que el Bloque B y el Bloque C cuenten con cronograma de eventos separados, de modo tal que la presentación de las ofertas, evaluación y adjudicación pueda ser en diferentes fechas. 

Sobre el mecanismo de selección también habría cambios. Si bien, se mantienen las rondas sucesivas para la evaluación económica de las ofertas la adjudicación estará sujeta a: 

Para el Bloque B: cubrir hasta 166.00 MW de Potencia Garantizada con energía asociada para el período estacional 01 de mayo 2026 – 30 de abril 2030, debiéndose entender que el objetivo de contratación de potencia que determine la Junta de Licitación puede ser menor para cumplir los objetivos del proceso de licitación.

Para el Bloque B: Cubrir hasta 61.00 MW de Potencia Garantizada sin Energía Asociada, debiéndose entender que la potencia que se contrate bajo esta modalidad se reduce de los valores indicados en el numeral anterior. Asimismo, ante ofertas con precio iguales, se adjudicará en proporción a la Potencia Máxima Garantizada ofertada, siempre que se cumplan con las condiciones presentadas para las respectivas ofertas. 

Para el Bloque C: cubrir hasta 121.00 MW de Potencia Garantizada con Energía Asociada conforme el siguiente cuadro para el período estacional 01 de septiembre 2025 – 30 de abril 2026, debiéndose entender que el objetivo de contratación de potencia que determine la Junta de Licitación puede ser menor para cumplir los objetivos del proceso de licitación.

Para el Bloque C: Cubrir al menos 55.00 MW de Potencia Garantizada sin Energía Asociada conforme el siguiente cuadro, la cual podrá ser mayor en la medida que sea menor el valor de contratación de potencia indicado en el numeral romano v. anterior. Ante ofertas con precio iguales, se adjudicará en proporción a la Potencia Máxima Garantizada ofertada, siempre que se cumplan con las condiciones presentadas para las respectivas ofertas. Conforme el siguiente período y potencia garantizada sin energía asociada a contratar.

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Sungrow alista una amplia oferta de soluciones en atención a la próxima licitación de República Dominicana

Sungrow se posiciona como un actor clave de cara a la próxima licitación de generación y almacenamiento que se realizará en República Dominicana, en un contexto donde las autoridades locales buscan acelerar la incorporación de tecnologías que garanticen mayor confiabilidad en el suministro eléctrico.

El anuncio oficial fue realizado por el ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante la cuarta edición del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), donde anticipó que las distribuidoras eléctricas lanzarán una convocatoria orientada a tecnologías renovables con almacenamiento, que competirán por contratos de largo plazo.

“Es una señal desde nuestro modo de ver positiva, también porque venimos con muchas expectativas en los últimos diría un año y medio en general”, manifestó Héctor Núñez, Director de Ventas para México, Colombia, Centroamérica y el Caribe de Sungrow.

La empresa, líder mundial en electrónica de potencia para energías renovables y sistemas de almacenamiento energético, ya cuenta con una amplia oferta tecnológica y una experiencia regional que busca capitalizar en este mercado.

Desde la perspectiva de Sungrow, la licitación llega en un momento oportuno para consolidar soluciones que integren almacenamiento con energía solar en el país. Núñez aseguró que se trata de una “posibilidad bastante positiva para incorporar sistemas de almacenamiento en un país como la República Dominicana, que es una isla y que necesita y tiene un requerimiento muy especial y muy particular de energía”.

En este marco, las declaraciones del referente de Sungrow fueron recogidas durante una entrevista audiovisual en el marco del evento FES Caribe, donde enfatizó que la compañía ya cuenta con un posicionamiento local relevante. “Desde nosotros como Sungrow, que ya tenemos un posicionamiento en la República Dominicana de liderazgo en suministros de proyectos fotovoltaicos y también algunos proyectos de almacenamiento, creo que podemos aportar muchísimo”.

Actualmente, Sungrow acumula más de 7 GWh contratados en soluciones BESS en América Latina, cifra que consolida su presencia y experiencia en integración de sistemas avanzados de almacenamiento. Esa capacidad le permite “trasladar perfectamente la experiencia a la licitación”, explicó Núñez, quien también destaca la flexibilidad técnica de las soluciones de la empresa como ventaja competitiva.

En paralelo, la regulación local también ha dado pasos importantes. El año pasado, la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024, que establece la obligación de integrar almacenamiento en proyectos renovables de entre 20 MWac y 200 MWac, exigiendo una capacidad equivalente al 50% de la potencia instalada, con una duración mínima de cuatro horas.

Este marco normativo da forma a un mercado en expansión. Actualmente existen en República Dominicana al menos 20 proyectos PV + BESS candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030, los cuales representarían cerca de 1.860 MW de generación y unos 542 MWh de capacidad de almacenamiento, según datos de la CNE a inicios de este 2025.

En ese contexto, Núñez destacó la diversidad de configuraciones que ofrece Sungrow. “Tenemos inversor tipo cadena con una batería en acoplamiento en AC, pero al mismo tiempo tenemos inversores centrales que pueden aprovechar esa irradiación solar e inyectar a esa batería en DC coupling”, describió, al tiempo que subrayó que esa flexibilidad evita imponer una solución única a los desarrolladores.

“Nos permite ser muy agnósticos y no empujar a que el cliente tome una específica, sino entender muy bien su proyecto y que él, en base a su necesidad real, nosotros vayamos por un camino o por otro”, puntualiza el ejecutivo. Esta orientación técnica se complementa con una oferta que apunta a la eficiencia operativa: “El Power Titan 2.0 es supremamente competitivo, es un producto que en 20 pies ya metemos 5 MWh que ya tiene el propio inversor o los PCS dentro del propio contenedor”.

La solución integral que propone Sungrow está diseñada específicamente para entornos exigentes como el del Caribe, donde factores como la humedad y la salinidad pueden afectar el rendimiento de los equipos. “Es una solución completamente integral que ya se refrigera líquidamente hasta el inversor y eso evita también todo el tema de humedades… de cara a la operación y mantenimiento es un equipo prácticamente libre de mantenimiento”, indicó Núñez. Esta característica contribuye directamente a la reducción del OPEX, un aspecto crítico para asegurar la viabilidad financiera de los proyectos a largo plazo.

A nivel regional, el Caribe continúa avanzando en esta dirección. Numerosas islas y archipiélagos están demandando soluciones BESS no solo para almacenamiento de energía, sino también para brindar servicios auxiliares como la regulación de frecuencia, voltaje o arranque en negro, elementos claves para garantizar estabilidad en sistemas aislados.

En este escenario, Sungrow extiende su invitación a desarrolladores y empresas interesadas en el mercado dominicano: “Estas soluciones están a disposición ya de nuestros clientes y bueno, es con lo que venimos acá como a nuestra oferta de valor”, concluyó Núñez.

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Energía Real acelera su proceso de levantamiento de capital para encaminar 1 GW en México 

Energía Real, empresa que opera el portafolio de generación distribuida más grande de México, se encuentra en plena expansión. La compañía proyecta alcanzar 250 MW operativos hacia finales de 2025 y escalar sus activos a 1 GW para 2030, a partir de una nueva ronda de captación de fondos. 

“Estamos en un proceso de levantamiento de capital por 700 millones de dólares”, confirmó Óscar García, Head of Growth and Customer Success de Energía Real. La empresa ya ha invertido más de 150 millones de dólares en activos operativos a través de rondas de financiamiento anteriores, respaldadas por entidades como Riverstone y Banco Sabadell

La inyección de nuevos recursos permitirá consolidar una oferta energética centrada en soluciones a medida, robusteciendo su presencia no sólo con solar distribuida sino también autoconsumo, almacenamiento en baterías e infraestructura inteligente.

“Buscamos ser un proveedor único e integral de soluciones energéticas”, subrayó García, al describir los tres pilares que estructuran la propuesta de valor de Energía Real: hiperpersonalización, integración tecnológica y relaciones de largo plazo.

Actualmente, el portafolio operativo de la compañía se compone principalmente de generación distribuida in situ mediante contratos PPA. Al cierre del 2024, 107 MW correspondían a solar distribuida, 20 MW/40 MWh a sistemas de almacenamiento y otros 20 MW en suministro calificado. “Hoy, ya hemos superado los 150 MW”, señaló el vocero indicando el progreso evidenciado en los primeros meses del 2025.

La nueva estrategia del sector eléctrico mexicano que anticipa el aumento del umbral para generación distribuida a 0.7 MW y promueve el autoconsumo de 0.7 MW hasta los 20 MW, ha reconfigurado el panorama de inversión. Por lo que Energía Real acelera su proceso de levantamiento de capital que les permita abordar proyectos de mayor envergadura y encaminar 1 GW en México. 

“Ya tenemos bastantes clientes de diferentes industrias”, aseguró García en referencia a proyectos ya operativos en el sector automotriz, manufactura, retail, alimentos y bebidas. Este track record marca un gran diferencial que les permitirá avanzar con activos de mayor escala bajo los nuevos esquemas.

“Auguramos que este año podamos ya arrancar con alguno muy grande en autoconsumo”, comentó el Head of Growth and Customer Success. Un punto de oportunidad estaría en empresas de minería, data centers y grandes constructoras, que comienzan a evaluar este esquema como parte de su estrategia de optimización energética.

Para estos perfiles de clientes, lograr autonomía energética hace sentido y encontrarían en Energía Real un aliado estratégico para lograrlo. Con experiencia desde 2021 en la implementación de soluciones híbridas, esta empresa ha optimizado su know-how en configuraciones solares y de almacenamiento para distintos entornos de demanda compleja. “Entendemos ya muy bien cómo funciona el sistema de microrredes privadas”, afirmó García en ese contexto.

Para dar respuesta a las nuevas demandas en el mercado, Energía Real no sólo refuerza su estrategia financiera sino también operativa mediante la colaboración con otros actores del sector para asegurar por ejemplo el EPC de sus nuevos proyectos. En ese sentido, García subrayó que la firma mantiene una política abierta de cooperación sectorial. “Nos encanta colaborar”, afirmó.

En línea con aquello, Energía Real participa activamente en gremios civiles y empresarios como ASOLMEX y AMIF, y siendo Empresa B certificada, promueve acciones ambientales concretas entre las que se destaca la creación de Rafiqui, la primera sede recicladora de paneles solares en México, consolidando su enfoque ESG como parte integral de su cultura corporativa. 

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Empresarios costarricenses piden abrir el mercado eléctrico para atraer inversiones y diversificar la generación  

José Pablo Montoya, coordinador de la Comisión de Energía de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR), advierte tres grandes desafíos que los industriales enfrentan para garantizar su suministro eléctrico. 

El primero es el alto costo de la electricidad, resultado de un modelo de generación cerrado y limitado, donde Grupo ICE tiene el control casi total, lo que impide que las empresas accedan a energía más competitiva y limita la participación de nuevos actores. 

“Este modelo que es de “comprador único”, en el cual solo el ICE puede adquirir energía de privados (que además tienen un tope en generación), impide la libre competencia y genera ineficiencias”, observa José Pablo Montoya.

El segundo problema, considera, es la falta de seguridad energética, evidenciada por la dependencia a la hidroeléctrica que representa alrededor del 68% de la capacidad instalada total del sistema. “Esto nos dejó al borde de los racionamientos en 2024 debido al fenómeno de El Niño”, indica el referente empresario. 

De hecho, recuerda que mientras que en 2023 la producción hidroeléctrica representó un 69,7% del total, en el 2024 fue de un 66,9% mientras que, la termoelectricidad representó un 5.1% en 2023 y un 10,6% en el 2024; la producción con este tipo de fuente aumento para el año pasado, en un 118.9%. 

De allí que, un tercer gran desafío estaría dado por la ausencia de un marco normativo moderno, que permita una planificación integral, la diversificación de fuentes de generación y la atracción de nuevas inversiones. 

“De las 12 leyes vigentes que actualmente regulan al sector eléctrico en el país, no existe una ley general, que de manera integral defina cómo opera el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y ninguna que coloque como eje central al consumidor”, observa. 

Desde su óptica como coordinador de la Comisión de Energía de la CICR, considera que aquello limita la capacidad del país para responder al crecimiento de la demanda energética y adaptarse a los cambios tecnológicos del mercado.  

De aprobarse la reforma del modelo eléctrico, ¿esos problemas se resolverían? José Pablo Montoya sostiene que sí. 

“La aprobación de la Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional podría resolver estos problemas. En primer lugar, permitiría una apertura del mercado de generación, atrayendo nuevos actores que competirían en costo – eficiencia, lo que resultaría en tarifas más bajas para todos los consumidores”. 

La entrada de nuevos actores privados sería clave para fortalecer la seguridad energética del país. Siguiendo con el análisis del referente consultado, “si se permite que más actores participen en la generación, especialmente con tecnologías como solar, eólica, geotermia y biomasa, se diversifica la matriz y se reduce el riesgo de depender de una sola fuente o de un solo operador”. 

Por último, al establecer un marco normativo actualizado y coherente, se garantizaría una planificación integral con un operador del sistema independiente, técnico y neutral, mejorando la competitividad del país y atrayendo nuevas inversiones, especialmente en sectores estratégicos como manufactura avanzada, semiconductores e inteligencia artificial.

De esta manera, “el aumento de inversiones privadas en energías renovables es clave para mitigar estos riesgos”, subraya Montoya y detalla:

“En primer lugar, permitiría una mayor oferta de energía a precios competitivos, ya que los generadores privados competirían por ofrecer las mejores tarifas, beneficiando tanto a las industrias como a los consumidores residenciales y comerciales. 

En segundo lugar, incrementaría la diversificación de la matriz energética, reduciendo la dependencia absoluta de fuentes como la hidroeléctrica, que son vulnerables al cambio climático. 

Finalmente, fortalecería la seguridad energética, asegurando que el país cuente con capacidad suficiente para abastecer el crecimiento de la demanda y atraer nuevas industrias. Esto no solo garantizará energía accesible y estable, sino que también contribuirá a la descarbonización de la economía y a la creación de empleos de calidad”.

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Grupo EDF anuncia la integración de sus filiales bajo la nueva entidad EDF power solutions

La compañía estatal francesa de energía EDF anunció la integración de sus filiales que operan a escala internacional bajo la nueva entidad EDF power solutions.

Esta transformación es parte de un proceso de la empresa a nivel global, que busca combinar las actividades y el expertise de la División Internacional del Grupo EDF con las de EDF Renewables en los 25 países donde opera. El objetivo es aprovechar sinergias y fortalecer la capacidad del Grupo EDF para seguir colaborando con la transición energética y ofrecer a sus clientes soluciones energéticas integradas -que van desde el suministro de energía hasta la prestación de diversos servicios energéticos- a través de un portafolio diversificado.

Presente en Chile hace más de diez años, con esta integración el Grupo EDF consolida un portafolio, desarrollado junto a sus socios, de más de 1,4 GW de capacidad instalada. EDF power solutions Chile cuenta con un equipo multidisciplinario con experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos, el cual está enfocado en implementar la estrategia de crecimiento del Grupo EDF en el país.

“Es un honor asumir el liderazgo de EDF en Chile en un momento tan desafiante, pero al mismo tiempo tan lleno de oportunidades para el sector energético. La creación de EDF power solutions representa una decisión estratégica que nos permitirá seguir creciendo en el país a través de un portafolio integrado y una estrategia más robusta”, señaló Joan Leal, el CEO de EDF power solutions designado en Chile.

Sobre EDF power solution Chile

El Grupo EDF está presente en Chile desde el año 2014, y cuenta con una capacidad instalada de generación de más de 1.400 MW, lo que lo convierte en el quinto actor del sector generación más importantes del país. Cuenta con un portafolio diversificado de proyectos en desarrollo, que considera proyectos híbridos de generación renovable con almacenamiento, así como también proyectos de tecnologías innovadoras como el hidrógeno verde. (Ver anexo).

El modelo de negocios del Grupo EDF en Chile considera el desarrollo de proyectos en co-control con socios con expertise local. Actualmente, participa junto a AME en la propiedad de Generadora Metropolitana, a través de la cual opera la planta solar CEME 1 (las más grande del país) y las centrales térmicas Nueva Renca, Los Vientos y Santa Lidia.  Además, participa junto al Grupo Ibereólica Renovable de la propiedad del parque eólico Cabo Leones I y junto a AME de la planta fotovoltaica Santiago Solar.

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Petronas explorará nuevo bloque de Surinam

La petrolera estatal surinamesa Staatsolie firmó un acuerdo con Malasia Petroliam Nasional Berhad (Petronas) para perforar en el offshore de Surinam.
Según el documento, Petronas a través de su filial PSEPBV, adquirirá los derechos de exploración, desarrollo y producción en el Bloque 66, con una participación del 80%, mientras que Staatsolie tendrá un 20% a través de su filial POC.

Petronas se comprometió a perforar dos pozos de exploración situados en zonas prometedoras del bloque 66 durante la primera fase del periodo de exploración.

El Bloque 66 tiene aproximadamente 3.390 kilómetros cuadrados, está situado en aguas profundas de entre uno y dos kilómetros, se encuentra en la parte occidental de la Cuenca Guayanesa de Surinam y limita con el Bloque 52 al sur y con el Bloque 58 y 53 al oeste; donde se han realizado descubrimientos de petróleo y gas en los últimos años.
Petronas opera en Surinam en los Bloques 48, 52, 53, 63, 64 y 66 y ha realizado hasta ahora cuatro descubrimientos de petróleo y gas, de los cuales los descubrimientos en el Bloque 52 están siendo objeto de intensas investigaciones adicionales.

Tras este acuerdo, alrededor del 50% de la superficie marina de Surinam está ya bajo contrato.

Staatsolie alcanzó en marzo de 2024 un acuerdo con la empresa estadounidense ExxonMobil y Petronas para seguir explorando el gas descubierto en 2020 en el pozo de exploración Sloanea 1 en el bloque 52.

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Apertura del mercado de combustibles: empresas privadas empiezan a importar gas desde Bolivia para cubrir la demanda de generadoras eléctricas en el norte argentino

Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta, que en país comercializa la marca de combustibles Puma y opera la refinería de Bahía Blanca, empezó este lunes a importar gas natural desde Bolivia para revenderlo a generadoras eléctricas privadas en la Argentina, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas. Lo propio hizo Gas Meridional, una empresa comercializadora, que desde hace dos semanas también comenzó a traer gas desde el país del Altiplano para abastecer el consumo de gas de otra compañía generadora.

Es la primera vez en más de dos décadas que empresas privadas pueden importar gas desde Bolivia, una actividad que hasta el año pasado estaba en cabeza de la empresa estatal Enarsa. De hecho, tanto Trafigura como Gas Meridional acordaron con Enarsa el pago de una tarifa de transporte por utilizar el gasoducto Juana Azurduy, la única conexión disponible con capacidad para importar gas desde el país que preside Luis Arce.

Apertura

Las dos operatorias constituyen un caso testigo de la apertura del mercado eléctrico que pretende el gobierno de Javier Milei, que busca que las generadoras puedan comprar el combustible de forma independiente de Cammesa, la compañía administradora del despacho mayorista eléctrico, que desde 2006 controló al suministro de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales termoeléctricas.

El acuerdo que alcanzó Trafigura con YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, permitió que ayer se importaran 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) bajo la modalidad interrumpible. Gas Meridional también alcanzó un entendimiento bajo la modalidad interrumpible con YPFB para importar hasta 5 MMm3/día. En los últimos días se trajeron 1,1 MMm3/día del fluido. Fuentes al tanto de las operaciones indicaron a este medio que la oportunidad está en el abastecimiento de fluido para las centrales termoeléctricas que están conectadas al sistema troncal de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN).

«Trafigura busca arbitrar en el mercado entre la necesidad de un vendedor, en este caso YPFB, y las necesidades de los compradores, que son las generadoras eléctricas. Ahí está su valor. Hasta el año pasado, la importación de gas desde Bolivia la manejaba el Estado. A partir de ahora lo harán los privados en los términos que se negocien en cada caso», explicaron desde una empresa petrolera.

Transporte insuficiente

Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural previstos para el próximo invierno en las provincias del noroeste no podrán ser totalmente cubiertos por la producción local del hidrocarburo por falta de capacidad de transporte.

Un relevamiento realizado por este medio con las distribuidoras y transportistas que operan en la región arrojó que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste —en franca declinación desde hace más de 10 años— aporta menos de 3 MMm3/día del fluido, en tanto que el Gasoducto del Norte está en condiciones de suministrar otros 15 millones desde la zona centro del país.

Los volúmenes en el gasoducto podrían aumentar hasta los 19 MMm3/d si se terminan con las obras en las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero y Lumbreras, en Salta. Pero aún así, en los días de bajas temperaturas se prevé que falte oferta de gas para cubrir la demanda de grandes usuarios y generadoras térmicas, porque no no existe capacidad de transporte disponible para llevar gas hasta el norte de Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.

Más competencia

Los acuerdos de importación de Trafigura y Gas Meridional van en la dirección de la normalización del sistema eléctrico que impulsa el gobierno, que recién está dando sus primeros pasos. Se espera que se publique una batería de regulaciones en los próximos meses para profundizar esa apertura.

Hasta ahora la Secretaría de Energía publicó a comienzos de año la resolución 21/2025 que busca reintroducir la competencia en el mercado eléctrico. Uno de los puntos clave de esa apertura fue habilitar a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa.

, Nicolás Deza

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Apertura del mercado de combustibles: empresas privadas empiezan a importar gas desde Bolivia para cubrir la demanda de generadoras eléctricas en el norte argentino

Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta, que en país comercializa la marca de combustibles Puma y opera la refinería de Bahía Blanca, empezó este lunes a importar gas natural desde Bolivia para revenderlo a generadoras eléctricas privadas en la Argentina, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas. Lo propio hizo Gas Meridional, una empresa comercializadora, que desde hace dos semanas también comenzó a traer gas desde el país del Altiplano para abastecer el consumo de gas de otra compañía generadora.

Es la primera vez en más de dos décadas que empresas privadas pueden importar gas desde Bolivia, una actividad que hasta el año pasado estaba en cabeza de la empresa estatal Enarsa. De hecho, tanto Trafigura como Gas Meridional acordaron con Enarsa el pago de una tarifa de transporte por utilizar el gasoducto Juana Azurduy, la única conexión disponible con capacidad para importar gas desde el país que preside Luis Arce.

Apertura

Las dos operatorias constituyen un caso testigo de la apertura del mercado eléctrico que pretende el gobierno de Javier Milei, que busca que las generadoras puedan comprar el combustible de forma independiente de Cammesa, la compañía administradora del despacho mayorista eléctrico, que desde 2006 controló al suministro de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales termoeléctricas.

El acuerdo que alcanzó Trafigura con YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, permitió que ayer se importaran 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) bajo la modalidad interrumpible. Gas Meridional también alcanzó un entendimiento bajo la modalidad interrumpible con YPFB para importar hasta 5 MMm3/día. En los últimos días se trajeron 1,1 MMm3/día del fluido. Fuentes al tanto de las operaciones indicaron a este medio que la oportunidad está en el abastecimiento de fluido para las centrales termoeléctricas que están conectadas al sistema troncal de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN).

«Trafigura busca arbitrar en el mercado entre la necesidad de un vendedor, en este caso YPFB, y las necesidades de los compradores, que son las generadoras eléctricas. Ahí está su valor. Hasta el año pasado, la importación de gas desde Bolivia la manejaba el Estado. A partir de ahora lo harán los privados en los términos que se negocien en cada caso», explicaron desde una empresa petrolera.

Transporte insuficiente

Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural previstos para el próximo invierno en las provincias del noroeste no podrán ser totalmente cubiertos por la producción local del hidrocarburo por falta de capacidad de transporte.

Un relevamiento realizado por este medio con las distribuidoras y transportistas que operan en la región arrojó que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste —en franca declinación desde hace más de 10 años— aporta menos de 3 MMm3/día del fluido, en tanto que el Gasoducto del Norte está en condiciones de suministrar otros 15 millones desde la zona centro del país.

Los volúmenes en el gasoducto podrían aumentar hasta los 19 MMm3/d si se terminan con las obras en las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero y Lumbreras, en Salta. Pero aún así, en los días de bajas temperaturas se prevé que falte oferta de gas para cubrir la demanda de grandes usuarios y generadoras térmicas, porque no no existe capacidad de transporte disponible para llevar gas hasta el norte de Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.

Más competencia

Los acuerdos de importación de Trafigura y Gas Meridional van en la dirección de la normalización del sistema eléctrico que impulsa el gobierno, que recién está dando sus primeros pasos. Se espera que se publique una batería de regulaciones en los próximos meses para profundizar esa apertura.

Hasta ahora la Secretaría de Energía publicó a comienzos de año la resolución 21/2025 que busca reintroducir la competencia en el mercado eléctrico. Uno de los puntos clave de esa apertura fue habilitar a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa.

, Nicolás Deza

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Figueroa-Weretilneck : Ingresos hidrocarburíferos e infraestructura en las provincias

El gobernador de Neuquén, Rolando Figuera, afirmó que “La Provincia siempre tuvo reglas de juego claras para la industria del petróleo y el gas. Más allá de las diferencias políticas con gobiernos anteriores, nunca cambiamos las reglas de juego para las empresas. No podemos decir lo mismo de los gobiernos nacionales, que viven modificando el escenario y generando incertidumbre de acuerdo a quién le toque gobernar”.

Durante su participación en las Jornada EnergíaOn, organizadas por el diario Río Negro, el mandatario recordó que “hay más de 28 % de costo impositivo que lo recauda el Estado Nacional. Eso es un costo oculto, porque no lo vemos en beneficio de nuestra gente, en nuestras rutas”.

“A los municipios les reclaman por la tasa vial que cobran, pero eso se vuelca en al asfalto en las ciudades, mientras que las rutas nacionales están destruidas. No hay que cargar tanto sobre las provincias y municipios porque nos hemos puesto sobre nuestras espaldas gran parte de las responsabilidades que existen en este país”, afirmó.

Figueroa recordó que el Gobierno provincial está construyendo 600 kilómetros de rutas y destacó que “ahora la industria se ha puesto de acuerdo y está financiando gran parte de la Ruta 7 con fondos propios”, en referencia a la empresa YPF. Dijo que, en contrapartida, “muchas de las rutas nacionales que atraviesan nuestro territorio están en estado de abandono”.

“Vamos a pesar todos los camiones porque nos están destruyendo nuestras rutas, y vamos a cobrarle peaje a todos los que vengan de otras provincias. El neuquino no va a pagar y la empresa neuquina va a pagar menos. También tenemos que ver cómo proyectamos un tren, cómo podemos alivianar las rutas, cómo le podemos otorgar mayor seguridad a nuestra gente al transitar las rutas”, aseguró.

En este sentido, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recordó que junto con Neuquén “pedimos al Gobierno nacional la provincialización de las rutas, un contrato de operación y mantenimiento, o que el Estado nacional se haga cargo. Nos respondieron negativamente a los tres planteos, por eso estamos preparando una medida cautelar para que la Justicia Federal obligue a sentarse en una mesa al Estado nacional y resolver qué es lo que van a hacer con las rutas”.

Figueroa coincidió con su par rionegrino en que los Estados provinciales realizan muchas obras que también benefician a las empresas.

“Estamos haciendo nueve escuelas técnicas de 5.000 metros cuadrados cada una, que representan 14 millones de dólares de inversión. Eso, por supuesto fortalece todo un desarrollo que le viene muy bien a las empresas. ¿Por qué? Porque eso ayuda a contribuir a tener, no solo la capacidad instalada, sino paz social”. Y aseguró: “Acá los gobiernos terminamos haciendo muchas de esas obras que otorgan soluciones, lo que no ocurre en otros lugares del mundo”.

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Las ventas de la industria química y petroquímica registraron un incremento del 17 por ciento

El informe mensual elaborado por laCámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) indicó que durante abril de 2025 la producción del sector creció un 1% respecto al mes anterior, como resultado de incrementos planificados en los niveles de fabricación.

No obstante, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observaron caídas en todos los subsectores, con excepción de los productos básicos intermedios e inorgánicos. En el acumulado del año, los niveles de producción continúan reflejando una tendencia negativa.

En cuanto a las ventas locales, la reseña de la Cámara registró un incremento del 17% en comparación al mes de marzo 2025, impulsado por un mayor volumen de comercialización en casi todos los subsectores, salvo en finales termoplásticos y básicos orgánicos e inorgánicos. Sin embargo, frente al mismo mes de 2024, el crecimiento fue moderado, con una variación positiva del 4%. Por su parte, el acumulado del año muestra una caída del 15 por ciento.

Exportaciones

Respecto a las exportaciones, el informe señala una disminución del 2% en abril respecto al mes anterior de este año. Esta baja también se refleja en la comparación interanual, aunque el acumulado del primer cuatrimestre muestra una suba del 28%, destacando el esfuerzo de las empresas por sostener su inserción internacional pese a la volatilidad del contexto.

Por su parte, el informe realizado por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) señaló que durante abril de 2025 la producción creció un 3% respecto del mes anterior, registrando además una suba del 8% en la comparación interanual y del 4% en el acumulado del año. Las ventas locales mostraron un incremento mensual del 4%, aunque se observó una caída del 7% interanual y del 8% en el acumulado. En cuanto a las exportaciones, se registró una leve baja del 2% en abril respecto a marzo, pero con incrementos del 14% en términos interanuales y del 43% en el acumulado anual.

Balanza comercial

Durante abril de 2025, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 5,92% inferior al mismo mes del año anterior, con descenso del 3,15% en las importaciones, mientras que las exportaciones crecieron un 0,88%.

En cuanto al uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta registró que durante abril de 2025 tuvo un uso promedio del 43% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante abril 2025, fueron de 257 millones de dólares, acumulando un total de US$ 1.020.000.- millones en el primer cuatrimestre del año.

“El desempeño de abril confirma una leve recuperación en algunos indicadores, como producción y ventas locales, aunque los desafíos persisten en el frente interanual y en el sostenimiento del crecimiento exportador. Es clave que la tendencia de mayor consumo doméstico se consolide para potenciar la demanda y es clave para nuestro sector al ser `Industria de Industrias´ ”,destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El gobierno adjudicó la importación de otros 8 cargamentos de GNL y en lo que va del año ya suma 22

El gobierno licitó la semana pasada otros 8 cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para afrontar la mayor demanda del invierno. Fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que siete barcos se le adjudicaron a TotalEnergies y el restante a British Petroleum por un precio que se ubicó en torno a los 12 dólares por millón de BTU.

En el informe que elevó a la Cámara de Diputados en abril, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, informó que este año estaba previsto importar 29 barcos equivalentes a 1600 millones m3 de gas natural.

Respuesta brindada por Jefatura de Gabinete al Congreso en abril.

La estimación inicial era que esos cargamentos podrían demandar unos 740 millones de dólares, superando los 671 millones del año pasado cuando se importaron 28 cargamentos (inicialmente estaba previsto consumir 30, pero terminaron siendo dos menos).

Hasta el momento ya se llevan importados 22 cargamentos para la terminal de Escobar. En marzo se licitaron 6 cargamentos que fueron adjudicados a British Petroleum a un precio promedio de 13,66 dólares por millón de BTU. En abril se licitó un segundo cargamento de 8 barcos y todos volvieron a adjudicarse a British Petroleum por 11,47 dólares por millón de BTU en promedio.

La expectativa inicial era poder importar menos barcos durante 2025, pero las demoras en las obras de reversión del Gasoducto Norte terminaron modificando los planes. Esa reversión es necesaria para poder llevar el gas de Vaca Muerta al norte argentino.

, Fernando Krakowiak

Información de Mercado, runrunenergetico.com

Petroquímica: YPF se asociará con una empresa de EEUU para reconvertir la refinería de San Lorenzo y exportar biocombustibles para aviones

Cada firma se quedará con el 50%, pero la operadora será la norteamericana según detalla el MoU que se anunciará en pocos días. YPF está cerca de firmar un acuerdo con una empresa de los Estados Unidos para reconvertir la refinería de San Lorenzo y, desde ahí, empezar a exportar biocombustibles para la industria de la aviación. En los próximos días o semanas se concretará un Memorándum de Entendimiento (MoU) que sentará las bases para esta inversión que apunta a reutilizar una planta que estaba prácticamente abandonada. El mercado al que se apunta es el del SAF (Sustainable Aviation Fuel) […]

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Información de Mercado, runrunenergetico.com

Petróleo: Comenzó en EFO un plan piloto para mejorar la extracción de hidrocarburos

Quintana Energy comenzó con los primeros ensayos de reinyección de gas seco en el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO) en la zona rural de Allen, con el objetivo de recuperar hidrocarburos líquidos y reactivar la producción en el área gasífera más importante de la provincia. Este ensayo forma parte de un ambicioso proyecto de recuperación de licuables que busca extender la vida útil del yacimiento mediante una técnica de inyección de gas al subsuelo, en un ciclo que alterna inyección y producción para optimizar los resultados. La iniciativa fue presentada por la empresa como parte del plan de inversiones que […]

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Información de Mercado, runrunenergetico.com

Empresas: Techint se suma al consorcio Vaca Muerta Sur

Aunque desde la propia empresa no lo confirman ni lo desmienten, es un hecho: el grupo Techint se sumará al consorcio de empresas Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), que en los próximos días firmará un proyecto de crédito sindicado por USD 1.700 millones con un grupo de bancos internacionales, en la mayor operación de crédito corporativo para obras energéticas en la Argentina en lo que va del siglo. La incorporación del grupo encabezado por Paolo Rocca a uno de los principales proyectos de inversión en infraestructura y potencial exportador de la Argentina involucra a dos de sus empresas: la petrolera […]

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Actualidad: El petróleo subió más de 10% tras el ataque de Israel a Irán y crece el temor por el estrecho de Ormuz

Los precios del crudo Brent y del WTI se dispararon tras el ataque aéreo lanzado por Israel. Analistas alertan sobre el riesgo de interrupción del suministro global si Irán responde cerrando el estrecho de Ormuz. El precio del petróleo subió más de 10% tras un ataque de Israel a Irán. Analistas temen un bloqueo del estrecho de Ormuz y una crisis global en el suministro. El conflicto entre Israel e Irán encendió las alarmas en los mercados. La madrugada del viernes, tras un ataque israelí que fue calificado como “preventivo”, los precios del petróleo registraron un salto superior al 10%. […]

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Infraestructura: Vaca Muerta impulsa obras por todo el país, cómo crece la construcción con el boom energético

Firmas como SACDE y Techint E&C anticipan más obras de infraestructura por el crecimiento de la industria hidrocarburífera y advierten que la minería podría competir por recursos industriales en los próximos años. El crecimiento de Vaca Muerta como polo energético comenzó a generar impactos directos sobre la cadena de valor de la construcción. En el evento Midstream & Gas Day 2025, organizado por EconoJournal, referentes de las empresas SACDE y Techint Ingeniería y Construcción analizaron el panorama actual y las perspectivas de expansión que abre el desarrollo del petróleo y el gas en la cuenca neuquina. Carlos Coletto, gerente de […]

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Política: Las «hermanas chicas» de Vaca Muerta se anotan para recibir el derrame

En el nuevo mapa económico de Neuquén, las localidades de Senillosa, Vista Alegre y El Chañar enfrentan el desafío de dar respuestas con escasos recursos al estrés del crecimiento. En el contexto del crecimiento exponencial de Vaca Muerta y su impacto sobre el entramado urbano y social de la región, tres localidades neuquinas, San Patricio del Chañar, Vista Alegre y Senillosa, enfrentan desafíos distintos pero complementarios. Aunque alejadas del epicentro operativo dominado por las hermanas más grandes: Neuquén capital, Centenario, Plottier y obviamente Añelo, las tres ciudades reciben presiones habitacionales, demandas de infraestructura y expectativas de desarrollo productivo. Los intendentes […]

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Infraestrucutura: San Antonio Oeste ratifica proyecto estratégico para el desarrollo de Vaca Muerta Sur

El Concejo Deliberante de San Antonio Oeste sancionó por unanimidad la Ordenanza N° 7504, que ratifica en todos sus términos el Decreto Municipal N°569/2025, declarando de interés público y estratégico el proyecto del consorcio VMOS S.A. para el desarrollo de Vaca Muerta Sur. La iniciativa, respaldada por todas las fuerzas políticas, promete impulsar la economía local y provincial con inversiones millonarias, generación de empleo y fortalecimiento de la infraestructura. Impacto Económico y Beneficios El proyecto contempla inversiones significativas: US$ 60 millones como aporte único al desarrollo territorial. US$ 40 millones anuales durante 13 años para aportes comunitarios. US$ 14 millones […]

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