El presidente del Consejo de la Unión Europea (UE), Antonio Costa, aseguró que “no hay indicios de ciberataque” tras el apagón masivo que afecta a España, Portugal y regiones de Francia, a la vez que dijo que se trabaja para conocer las causas que lo produjeron y para “restaurar el suministro de electricidad”.
“Estoy en contacto con Pedro Sánchez y Luis Montenegro sobre los cortes de energía en España y Portugal”, expresó Costa en un mensaje que difundió por la red social X acerca del apagón en una parte importante la península Ibérica.
Asimismo, el presidente del Consejo de la UE señaló que operadores de energía en España y Portugal “están trabajando para encontrar la causa del apagón y restaurar el suministro de electricidad” y añadió: “Hasta el momento, no hay indicios de ningún ataque cibernético”.
Una falla originada en España
En Madrid, Sánchez convocó a una reunión extraordinaria del Consejo de Seguridad Nacional para analizar al situación. Sobre las causas, entre las cuales podrían incluirse no solo ciberataques sino sobrecargas, cortocircuitos, caída de subestaciones, problemas en líneas de alta tensión o problemas vinculados al desgaste de infraestructuras, todavía no hay información oficial.
El primer ministro portugués, Luís Montenegro, dijo respecto a las causas del apagón que lo único que se sabe es que su origen no fue en Portugal, sino que “todo apunta” a que fue en España.
“Sabemos que el origen no fue en Portugal; como sabemos, nosotros tenemos la interconexión con España y todo apunta a que fue allí donde se originó toda esta situación, pero no quiero especular“, indicó Montenegro en declaraciones a la prensa.
Según informó el primer ministro luso, los servicios de Inteligencia portugueses están investigando las causas del apagón y también se está trabajando con el Gobierno de España para comprender “mejor” la situación.
Refinor, una de las principales compañías energéticas del norte argentino, anunció una decisión que marcará un antes y un después en su modelo de negocios: dejará de refinar petróleo crudo en su complejo de Campo Durán, en la provincia de Salta, para enfocarse en una nueva etapa orientada a fortalecer su posicionamiento dentro del cambiante escenario de la matriz energética nacional.
La medida responde a la necesidad de adaptarse a los desafíos actuales del mercado y a la caída sostenida de la producción en la cuenca del Noroeste Argentino, una de las principales fuentes de abastecimiento de la planta. Esta reconversión, aseguran desde la empresa, no significa un retiro del negocio energético, sino un reordenamiento estratégico que apunta a garantizar la sustentabilidad futura de la operación.
“Estamos convencidos de que esta reconversión renueva nuestro compromiso en la región”, expresaron a través de un comunicado interno, que destaca además que la decisión fue tomada con responsabilidad y con una mirada puesta en el largo plazo.
No obstante, Refinor ratificó que continuará operando su red de Estaciones de Servicio —una de las más importantes del norte del país— y que seguirá abasteciendo normalmente a sus clientes. “Vamos a seguir con la venta de combustibles, vamos a seguir con nuestra red de centros de servicios”, remarcaron desde la compañía.
Desde hace ya un tiempo, Refinor venía complementando el escaso volumen que producía la planta de Campo Durán con combustibles adquiridos a terceros proveedores del mercado local. En ese sentido, el cierre de la refinería no representa una ruptura abrupta con el modelo actual, sino una formalización de una transición que la empresa ya había comenzado a recorrer.
El secretario general del Sindicato, Sebastián Barrios, afirmó que ante la situación la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles ya declaró el estado de alerta y movilización en todas las ramas del sector.
En el comunicado de la Federación se indica que se mantendrá un diálogo abierto para evitar cualquier desvinculación. Más aún cuando hace no más de 60 días se desvinculó a casi una centena de trabajadores en todas las provincias que actúa Refinor, en esa ocasión a través de retiros voluntarios.
Se prevé que las conversaciones continúen el miércoles próximo cuando habrá una reunión convocada por el gobierno provincial con referentes del Sindicato, la Federación, y accionistas de la refinería, que desde 2022 tiene un 50 por ciento en manos de Hidrocarburos del Norte SA (del empresario José Luis Manzano), y el otro 50 por ciento en manos de YPF.
YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, anunció a primera hora de este martes una baja del 4% promedio en el precio de las naftas y gasoil que estará efectiva a partir del jueves de esta semana. A través de un comunicado, la petrolera bajo control estatal explicó que la medida obedece a la caída del Brent, la principal cotización del petróleo a nivel internacional, que en la actualidad se ubica en la banda de los 65 dólares; un 8% menos que a fines de marzo.
La retracción de los precios en las estaciones de servicio de YPF —que seguramente será espejada en las próximas horas por Raízen, Axion Energy y Puma, el resto de las grandes refinadoras— se explica, sin embargo, por una decisión del Ministerio de Economía que funcionó como condición necesaria.
En el Palacio de Hacienda decidieron, a contramano de la alternativa en la que venían trabajando funcionarios del área energética, congelar el valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono, que debería actualizarse trimestralmente este jueves 1º de mayo, dado que acumulan un importante atraso heredado de la administración de Alberto Fernández.
Algunos técnicos del área energética creían conveniente aprovechar la caída del precio internacional del crudo para recomponer en términos reales el valor de los dos impuestos que gravan la venta de combustible. Sin embargo, en Economía priorizaron la batalla contra la inflación, por lo que optaron por impulsar una baja de los precios en surtidor para contener las expectativas inflacionarias tras la flexibilización del cepo cambiario, que se tradujo en un aumento de la cotización del tipo de cambio oficial.
Impuestos
Previo a la baja del precio anunciada por YPF, se esperaba que el gobierno aproveche la caída de la cotización del barril Brent para recuperar -al menos una parte- el atraso impositivo en los surtidores. En la nafta súper el atraso en impuestos es de casi 200 pesos por litro y es un poco menos en el caso del gasoil.
En los hechos, si el gobierno hubiera decidido recuperar todo el atraso impositivo la suba en los surtidores debería haber sido de alrededor del 15%. Nadie en Energía estaba pensando en un ajuste de esa magnitud, pero querían aprovechar la baja internacional del crudo para reducir ese atraso, algo que finalmente el Ministerio de Economía decidió no convalidar para tratar de forzar una desaceleración de la inflación.
Ante los desafíos que presenta el dinámico mercado de la movilidad, con una fuerte impronta de electrificación en la región, y la escasez de información disponible, Mobility Portal Latinoamérica lanza un producto único en su tipo:Mobility Portal Data (MPD).
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MPD está diseñada para los ejecutivos de esta pujante industria, con información exclusiva y fundamental, especialmente para aquellas firmas europeas, asiáticas y norteamericanas que buscan expandirse hacia nuevos mercados en auge, como es el caso de América Latina.
A través de una interfaz intuitiva y ágil, la plataforma permitirá acceder a:
Estadísticas de ventas de vehículos en Latinoamérica (electrificados y a combustión)
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Normativas relevantes de cada país que pueden influir en la toma de decisiones
Oportunidades de negocio: licitaciones, convocatorias y nuevos programas de fomento eMobility
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MPD cuenta con 3 planes de suscripción, permitiendo una mayor adecuación con las necesidades del usuario. Data Explorer, el registro sin costo, ofrece acceso limitado a documentos y estadísticas, así como acceso limitado a regulaciones.
MPD está diseñada para los ejecutivos de esta pujante industria, con información exclusiva y fundamental, especialmente para generadoras, distribuidoras y comercializadoras de energía que buscan expandir su negocio hacia, por ejemplo, el sector de infraestructura de carga.
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El pasado miércoles se llevó a cabo el webinar gratuito «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp, que se perfiló como una cita ineludible para quienes buscan entender la evolución del almacenamiento con baterías en la región, conocer experiencias reales y anticipar las tendencias que marcarán el futuro del sector.
El segundo panel reunió a referentes de las firmas APsystems, Growatt, Atlas Renewables Energy y Amara NZero para debatir sobre los beneficios de la implementación de baterías para los sistemas regionales, estrategias de negocio y proyecciones de costos de los sistemas BESS.
«El almacenamiento ya es una necesidad casi obligatoria», manifestó el Branch Manager Latam de APsystems, Gustavo Marín, al destacar cómo la integración de microinversores con sistemas de almacenamiento permite no solo respaldo, sino también optimización energética mediante prácticas como el peak-shaving.
Por su parte, el Technical Sales Manager de Growatt, Luis Colin, subraya que «la cuestión no pasa por cuánto cuesta tener el proyecto, sino cuánto cuesta no tenerlo», enfatizando la importancia de los sistemas BESS para garantizar la confiabilidad de la red y responder a cargas críticas en milisegundos.
Desde la perspectiva de generación a gran escala, el Commercial Operations Manager de Chile en Atlas Renewables Energy,Cesar Vasquez, resaltó otros beneficios, como por ejemplo la reducción de vertimientos ERNC, captura de ingresos por potencia y prestación de servicios complementarios, lo que diversifica las fuentes de ingresos y eleva la sofisticación del negocio energético.
En cuanto a la sostenibilidad financiera, el Head of Business Development de Amara NZero, Daniel Reynoso Lesperance, puntualizó que no solo se debe cuidar el CAPEX, sino también el OPEX, ya que muchos costos se erradican a futuro con la implementación de almacenamiento. Este enfoque integral busca optimizar los modelos de negocio asegurando garantías técnicas y económicas.
Tendencias en precios y accesibilidad tecnológica
Uno de los puntos destacados del panel fue la continua disminución de los costos de las soluciones BESS. Los especialistas reconocieron que hubo una baja cercana al 20% y se espera que continúe la tendencia a medida que se adopte más la tecnología.
Incluso, Cesar Vasquez reveló que aplicaciones off-grid se puede lograr un ahorro de 20 a 25 USD/MWh, mientras que en proyectos industriales de gran escala, los costos pueden rondar los 50 USD/MWh.
“Si consideramos un proyecto industrial grande instalado en el sitio de los clientes (por ejemplo 30 MWh) se ven economías de escala por volumen, lo que puede incluir un sobreprecio que puede llegar a valores de 80- 90 MWh. Pero si se considera el ahorro de los USD 20 MWh indicados, sigue saliendo a cuenta”, detalló.
Aunque los ponentes aclararon que los precios dependen de factores como el precio del litio y las economías de escala, y advirtieron sobre el riesgo de entrar en una guerra de precios que comprometa la calidad, a fin que no se perjudique ninguna parte de la cadena de valor ni los usuarios finales.
Modelos de negocio y ventajas operativas
El debate también abordó los segmentos más atractivos para las soluciones de almacenamiento. «El respaldo y la autonomía energética son beneficios clave que ya no son opcionales», sostuvo Marín al referirse al aprovechamiento de la energía almacenada en momentos de mayor costo.
Vasquez profundizó en el valor estratégico del almacenamiento al permitir capturar ingresos adicionales y reducir vertimientos de energía, mientras que Colin destaca el ahorro en infraestructura de transmisión y la capacidad de respuesta ante emergencias.
En tanto que desde Amara NZero hicieron hincapié en la importancia de adaptar las soluciones a las necesidades específicas de cada cliente, considerando no solo el retorno de inversión inmediato, sino también los beneficios a largo plazo en términos de eficiencia operativa y reducción de costos ocultos.
La Secretaría de Energía de Argentina prorrogó el cronograma de la licitación de almacenamiento “AlmaGBA”, que tiene el objetivo de adjudicar 500 MW de potencia en sistemas BESS en las en las redes de Edenor y Edesur.
De acuerdo a la circular aclaratoria N° 2 del pasado 21 de abril, el proceso se extendió por aproximadamente 30 días y, en consecuencia, la nueva fecha para la presentación de las ofertas (y correspondiente apertura de sobres A) será el 10 de junio en vez del 19 de mayo.
Mientras que la apertura e inspección de las ofertas económicas se aplazó del 18 de junio al 15 de mayo del mismo año; y la adjudicación recién se dará a conocer pocos días después, precisamente el lunes 23/7 (previamente era el 27/6).
¿A qué se debe la extensión? Según pudo averiguar Energía Estratégica, varias entidades del sector energético nacional solicitaron la prórroga de la licitación debido a la demora en la publicación del modelo de contrato de generación de almacenamiento.
La publicación del mismo estaba pautado para el pasado 31 de marzo pero el gobierno primeramente modificó la fecha al 21 de abril a través de la circular aclaratoria N°1, y posteriormente al 16 de mayo.
“El contrato es clave y no se puede publicar sobre la hora o cercano a la fecha de la presentación de ofertas. Por lo que la prórroga corresponde al equivalente de días que se prolongó la disponibilidad del contrato por segunda vez”, expresaron desde el sector renovable de Argentina.
Además, la nueva nota lleva la firma del subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, introduce una serie de cambios al pliego licitatorio, tanto técnicos como algunos que pueden tener impactos financieros positivos o negativos en los proyectos.
“Uno de los cambios principales es que se agrega la posibilidad de extender la carga por 8 horas. No se especifica que esto se deba hacer a potencia de almacenamiento contratada, por lo que se entiende que no tiene implicancias en el dimensionamiento ni impactos negativos en la operación”, indicaron desde la consultora Aires Renewables.
El gobierno también decidió elevar los valores de factor anual para los años 2027 y 2028, lo que mejora el resultado financiero de los proyectos y aumenta el incentivo al temprano inicio de operación comercial (COD):
2025 hasta el año 2027 = 1,20
2028 = 1,10
2029 hasta 2036 = 1,00
2037 hasta el año 2041 = 0,50
“Además, se agrega un factor de estacionalidad (FE) a la fórmula. Esto implica remuneraciones mensuales de potencia de almacenamiento más altas en los meses de demanda pico que en los meses de demanda valle. No se modifican las sumas anuales de remuneración, dado que los valores de FE se compensan a lo largo del año. Por tanto, la medida sí puede ocasionar que se adelanten o atrasen flujos de caja en el año de operación, según el mes de COD”, informaron desde Aires Renewables a través de sus redes sociales.
Tal es así que el factor de estacionalidad (FE) se define de la siguiente manera:
Meses de: enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre = 1,20
Meses de: abril, mayo, agosto, septiembre, octubre y noviembre = 0,80
“También se incorporan penalizaciones por indisponibilidad, cuyo monto varía de acuerdo al nivel de saturación de la red de distribución. Incentivo a limitar la indisponibilidad a los horarios de menor saturación de red y coordinar los mantenimientos con CAMMESA, SACME y la Distribuidora correspondiente”, añadieron desde la consultora.
La nota del gobierno detalla que la penalización mensual (hasta un máximo de 4 horas por día) se calculará de la siguiente manera: PENh = Kh x Potencia de Almacenamiento Contratada, donde Kh vale:
350 USD/MWh en horas con déficit de reserva
750 USD/MWh en horas con restricciones de demanda de hasta 10%
1500 USD/MWh en hora con restricciones de demanda de más de 10%
Genneia refuerza su participación en el mercado argentino de energías renovables con la construcción de 500 MW de nueva capacidad solar en la zona de Cuyo y la provincia de Buenos Aires, además de contar con el objetivo de duplicar su capacidad instalada en los próximos años.
“Seguiremos con los 500 MW solares que tenemos en construcción. La mayoría de los proyectos entrarán en etapa comercial en el transcurso del corriente año. También tenemos un pipeline de proyectos que, a medida que vamos ejecutando los que ya tenemos, ingresan en etapa de construcción”, destacó el director de Negocio y Desarrollo de Genneia, Gustavo Anbinder.
“Luego hay un pipeline de proyectos muy ambicioso por casi 3000 MW de potencia que ejecutaremos en la medida que las condiciones del país lo permitan, en particular las restricciones de red”, agregó durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
Y cabe recordar que, actualmente, Genneia opera más de 1600 MW, de los cuales 1200 MW corresponden a generación renovable. El portfolio está compuesto en un 65% por tecnología eólica y un 35% por solar, aunque la puesta en marcha de los nuevos parques fotovoltaicos equilibrará la matriz hacia un 50-50.
El crecimiento del sector renovable en Argentina no está exento de desafíos. Anbinder advierte que, si bien la actividad se mantiene muy activa, aún existen incertidumbres vinculadas a la nueva regulación y lineamientos del mercado eléctrico establecidos por la Secretaría de Energía de la Nación.
Desde su perspectiva, los cambios regulatorios presentan una dualidad. Por un lado, valoró la posibilidad de continuar desarrollando contratos de largo plazo con la demanda, y por tanto, Genneia continuará ofreciendo soluciones a los grandes usuarios para asegurar el abastecimiento de energía renovable.
Sin embargo, también señaló una amenaza creciente: la competencia de generación térmica amortizada, que ingresa al mercado con precios muy bajos. “Es una competencia que podríamos ser desleal, pero estamos acostumbrados a competir”, afirma.
“Tenemos la suerte de tener un equipo de accionistas que empujan y nos piden cada vez más proyectos, así que seguiremos invirtiendo y compitiendo en Argentina”, subrayó.
Incluso, Genneia analiza su participación en la licitación AlmaGBA, de 500 MW de potencia en sistemas BESS en las en las redes de Edenor y Edesur. Aunque aún no hay una decisión final, Anbinder aseguró que la compañía observa con interés ese mercado y tendrá hasta el 10 de junio para prepararse y presentar ofertas si así lo decidiera.
Bajo esa misma línea, el ejecutivo reveló que la compañía ya ha iniciado la instalación de baterías para grid-forming en una subestación eléctrica en San Juan, demostrando un claro avance en la incorporación de tecnología de almacenamiento.
Además de la generación renovable, Genneia diversifica sus líneas de acción con un proyecto estratégico en infraestructura: la construcción de una línea de transmisión en la Puna, en el Noroeste Argentino (NOA), con una inversión de USD 400 millones y un plazo de ejecución de 4 años.
“La línea estará destinada a abastecer a todas las compañías mineras que están explotando litio en esa región y que hoy están aisladas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Permitirá a las compañías mineras tomar energía del mercado a un costo competitivo”, resaltó Anbinder sobre el impacto de esta infraestructura clave para el sector minero y energético.
De acuerdo con informes de la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) República Dominicana podría aumentar la cuota de generación de energías renovables hasta un 44% al 2030. Para lograrlo, advierten que sería preciso eliminar restricciones de penetración y acompañar nuevos proyectos con soluciones de almacenamiento energético robustas e integrales.
Ahora bien, el país enfrenta actualmente limitaciones tecnológicas y regulatorias que afectan aquella integración eficiente. Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group) consideró en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe) que, aunque existen resoluciones que permiten el uso de BESS para regular frecuencia, los incentivos económicos son insuficientes.
“La Resolución 136 fija cuál es el incentivo para la regulación de frecuencia, que hoy es unos US$22 MWh para la primaria, y unos US$27.9 MWh para la secundaria, pero no es suficiente”, manifestó el directivo.
El fenómeno del curtailment se ha incrementado notablemente y requeriría de una mayor participación del almacenamiento. Según Augusto Bello, “solamente en enero de este año 2025 ocurrió 16 veces y el 26 de enero cortamos a la fotovoltaica 445 MW”. Esta situación refleja la urgencia de permitir que las baterías no solo regulen frecuencia, sino que también aporten en otros servicios clave como la regulación de tensión y el arranque en negro.
“Permitamos que la tecnología haga su trabajo y de esa manera podemos no lograr el 25% ni el 30%, podemos lograr el 45% o más de penetración de energías renovables”, enfatizó Bello, señalando que ya se cuenta con el potencial, siempre que se habiliten los mecanismos adecuados.
Evitar retrasos en los proyectos para acelerar la transición energética
AABI Group apuesta por una visión integral y proactiva en el desarrollo de energías renovables en República Dominicana. Como desarrollador de proyectos ya cuenta con una carpeta que supera los 2.400 MW, en menor escala para techos en la zona franca y una mayoría para el segmento utility scale con propuestas para generación entre 100 MW y 125 MW de capacidad.
El gerente general de AABI Group destacó durante su participación en FES Caribe la importancia de optimizar los tiempos de desarrollo de este tipo de proyectos renovables en República Dominicana. Augusto Bello explicó que uno de los principales desafíos es la permisología, que suele extenderse más que la propia construcción de los parques.
Ante este escenario, la empresa ha implementado una estrategia de gestión simultanea de procesos, desde la identificación del terreno hasta los estudios ambientales y eléctricos. Entre las lecciones aprendidas, Bello destacó la necesidad de realizar desde el inicio estudios de recurso solar, topográficos e hidrológicos, así como las corridas de flujo eléctrico para evitar inversiones innecesarias.
“Los procesos se pueden arrancar en paralelo y usted se ahorra un tiempo bastante largo”, recomendó el referente empresario que ya implementa esta lógica en proyectos propios y de terceros con los que participa en algo más de 20 desarrollos desde la ubicación del terreno hasta dejar el proyecto listo para construir.
“Hacemos los análisis de flujo, cortocircuito, estabilidad, estamos certificados en la CNE para hacer análisis de recurso solar, también hacemos los diseños de subestaciones, diseños de línea y estamos en el proceso desde que el cliente inicia hasta dejar el proyecto ready to build”, repasó Bello.
Otro punto crítico señalado por el referente de AABI Group es el cumplimiento del código de conexión en las etapas finales del proyecto. Al respecto, advirtió sobre la exigencia del Operador del Sistema (OC) respecto al factor de potencia, que puede generar retrasos inesperados si se verifican recién hacia el final del proyecto los factores de potencia.
“Cuando el OC hace las pruebas te exige un factor de potencia de 0.85. Vaya sorpresa, ya cuando tú entiendes que vas a poner en operación tu parque, te das cuenta que no llegas al 0.85”, detalló, indicando que esta situación puede obligar a los desarrolladores a adquirir inversores adicionales, lo que representa demoras adicionales de hasta seis meses.
Solis, uno de los fabricantes de inversores más grandes y experimentados a nivel mundial, celebrará su 20º aniversario con una de sus presentaciones más importantes hasta la fecha en Intersolar Europe 2025, donde develará el inversor híbrido mural más grande del mundo y un revolucionario asistente inteligente impulsado por IA para la gestión de energía solar.
Fundada en 2005, Solis ha crecido desde sus inicios modestos en Ningbo, China, hasta convertirse en un líder de la industria, manteniendo hoy en día su dirección bajo su fundador, Jimmy Wang. Con más de 100 GW de inversores enviados a nivel global y presencia en más de 100 países y regiones, la compañía celebra dos décadas de innovación mirando audazmente hacia el futuro.
Presentamos el inversor híbrido de 125kW: El poder, reinventado
Haciendo su debut mundial en Intersolar, la serie S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H se posiciona como el inversor híbrido mural más grande del mundo: un avance revolucionario en almacenamiento de energía de alta tensión y trifásico para aplicaciones comerciales.
Características principales:
Corriente de carga/descarga de 100A dual, con dos puertos de batería controlados de forma independiente, permitiendo una gestión energética inteligente y de alto rendimiento.
10 MPPTs y capacidad de corriente por string de 20A para diseños solares flexibles y de alta potencia.
Amplia compatibilidad con baterías, brindando máxima flexibilidad para instaladores y usuarios comerciales.
Operación en paralelo de hasta seis unidades (hasta 600kW en total), con capacidad de sobrecarga de respaldo de 0x.
Funciones de peak shaving en modos «autoconsumo» y «generador», reduciendo costos y aumentando la independencia de la red.
Diseñado para entornos energéticos exigentes, esta solución híbrida permite a los proyectos de almacenamiento a gran escala lograr alta eficiencia con una instalación y diseño simplificados, sin comprometer fiabilidad ni rendimiento.
Solis AI para Gestión Inteligente de Energía: Máximo ahorro, mínimo esfuerzo
También se presentará en Intersolar Solis AI, el nuevo asistente inteligente integrado en SolisCloud. Desarrollado tanto para usuarios residenciales como profesionales, Solis AI automatiza la gestión energética para maximizar la eficiencia sin requerir conocimientos técnicos avanzados.
Principales capacidades:
Optimización de carga basada en el clima, ajustando el uso de la batería anticipadamente de acuerdo con la previsión de sol o períodos de baja producción.
Aprendizaje adaptativo, analizando patrones de consumo para personalizar el uso de energía a las necesidades reales del usuario.
Respuesta dinámica a tarifas eléctricas, cargando durante períodos de bajo costo y descargando durante tarifas pico para reducir las facturas de energía.
Cumplimiento de requisitos de red y precios, gestionando límites, apagones o escenarios de precios negativos con facilidad.
Mediante el análisis continuo de datos en tiempo real e históricos, Solis AI asegura que cada sistema opere en su máxima eficiencia, mejorando la independencia energética y reduciendo costos de manera automática.
Un Ecosistema Energético Completo: Residencial, Comercial, Utility
“Al reflexionar sobre estos increíbles 20 años de trayectoria, estoy profundamente agradecido a nuestros clientes, socios y al equipo de Solis, quienes han hecho posible este logro”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Ginlong (Solis) Technologies. “Nuestro éxito siempre ha estado impulsado por una visión compartida: hacer que la energía limpia sea accesible, confiable y transformadora para todos. Nuestras soluciones han ayudado a familias a reducir sus costos de energía, apoyado a negocios en su transición hacia la sostenibilidad, y construido conexiones que siguen inspirándonos.”
“Intersolar Europe 2025 será una celebración de este camino recorrido, y una oportunidad para mostrar lo que viene: desde el lanzamiento del inversor híbrido mural más grande del mundo hasta la presentación de Solis AI. Esta es nuestra exhibición más completa en Europa hasta la fecha y marca el inicio de un futuro aún más brillante.”
Solis invita a todos los asistentes a unirse a la celebración en Intersolar Europe en Múnich, del 7 al 9 de mayo de 2025 y ser parte de 20 años de innovación, impacto y el futuro de la energía solar.
Sobre Solis: Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de Bolsa: 300763.SZ) es uno de los fabricantes de inversores string más experimentados y de mayor tamaño a nivel mundial. Bajo la marca Solis, la empresa ofrece un portafolio que utiliza tecnología innovadora para brindar una fiabilidad de primer nivel, avalada por las certificaciones internacionales más rigurosas. Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D de clase mundial y manufactura avanzada, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, brindando atención y soporte con experiencia local. Visite: https://www.solisinverters.com/
Frente a la creciente crisis energética que afecta a Ecuador, Growatt, proveedor líder a nivel mundial en soluciones de energía distribuida, celebró el Ecuador ShineElite 2025: “Aprovechando la Eficiencia: El Futuro de la Tecnología de Almacenamiento de Energía”. Más de 50 profesionales del sector solar y almacenamiento de energía participaron en este evento realizado en Quito.
Durante 2024, Ecuador sufrió múltiples cortes de energía que totalizaron más de 300 horas sin suministro eléctrico en diversas regiones, afectando tanto a hogares como a sectores productivos. Esta situación fue provocada principalmente por la excesiva dependencia de la energía hidroeléctrica (que representa alrededor del 80% de la matriz energética del país) y por la sequía severa causada por el fenómeno de El Niño, que redujo drásticamente los niveles de las represas.
Ante este escenario, las soluciones fotovoltaicas con almacenamiento emergen como una vía imprescindible para diversificar la matriz energética, fortalecer la seguridad eléctrica y reducir la vulnerabilidad ante fenómenos climáticos extremos.
Durante el evento, Growatt presentó una amplia gama de soluciones diseñadas para las necesidades específicas del mercado ecuatoriano:
Sistemas de almacenamiento off-grid (aislados): Inversores SPF 3000TL LVM-ES y SPF 6000-18000T DVM-MPV combinados con la batería Hope 5.0L B1, ideales para zonas remotas o con red eléctrica inestable.
Sistemas híbridos: SPH 10000TL-HU-US+ALP, que permite la operación tanto en modo conectado a la red como aislado, brindando flexibilidad y autonomía energética para aplicaciones residenciales y comerciales.
Sistemas comerciales e industriales: MID-XL2 y MAC-XL, pensados para proyectos de mayor escala que requieren una gestión energética eficiente.
Además de las presentaciones técnicas, los asistentes participaron en demostraciones en vivo, incluyendo la configuración y operación de medidores inteligentes, lo que permitió a los instaladores locales adquirir habilidades prácticas para optimizar los sistemas de almacenamiento en entornos reales.
Los profesionales del sector mostraron gran entusiasmo y destacaron la relevancia de las tecnologías presentadas para enfrentar los desafíos actuales de Ecuador.
“Con los constantes cortes de energía, es crucial contar con soluciones confiables de almacenamiento que aseguren la continuidad del suministro. Las propuestas de Growatt ofrecen exactamente lo que necesitamos para nuestros clientes,” expresó el representante de un instalador local en Quito.
Growatt reafirma así su compromiso con el desarrollo del mercado ecuatoriano, aportando tecnologías de vanguardia que permiten avanzar hacia un futuro energético más seguro, independiente y sostenible.
El servicio eléctrico fue restablecido casi por completo en la madrugada europea del martes en España y Portugal, luego de un apagón sin precedentes en la península Ibérica. Ya superada la crisis, el gobierno que encabeza el presidente Pedro Sánchez y Red Eléctrica, la compañía operadora de la red española, están poniendo el foco en investigar cuáles fueron las causas que desataron el colapso eléctrico.
Las miradas se posan principalmente sobre el mix de generación eléctrica al momento del inicio del evento, sobre las 12:30 del lunes. Un corte repentino en el suministro eléctrico provocó una caída equivalente al 60% de la demanda en España en apenas cinco segundos, dando paso al instante a un colapso total del servicio. El evento obligó a ejecutar un arranque en negro que demoró unas 12 horas en reponer el servicio al 99% de la demanda española.
Tras una noche intensa, se ha logrado restablecer el 99,95% de demanda energética atendida y el 100% de las subestaciones de la red de transportes están repuestas.
En unos minutos volveremos a reunirnos en el Consejo de Seguridad Nacional para analizar la situación actual.…
Red Eléctrica este martes descartó las hipótesis de un ciberataque y de algún evento meteorológico que afectara a la generación y/o sistema de transmisión . Si bien se indicó que continúan las investigaciones sobre el origen del incidente, la compañía aportó un nuevo dato: dos episodios de desconexión de generación eléctrica en el suroeste de la península.
Mix de generación
Una primera pista sobre el incidente la aportó el lunes Red Eléctrica al señalar que, a las 12:33 horas y durante cinco segundos, «desaparecieron súbitamente» 15 GW de generación eléctrica. Este martes se agregaron algunos datos nuevos sobre el comportamiento del mix de generación en esos segundos críticos.
El director de Servicios para la Operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto, remarcó que el sistema se encontraba en condiciones normales a las 12:33 horas, cuando en ese momento, se registró un primer evento que afectó la generación eléctrica en el suroeste del país.
El impacto de la caída de generación logró ser contenido y absorbido por el sistema. Sin embargo, apenas un segundo y medio después, se produjo un segundo evento similar que complicó la situación. Esta nueva pérdida de generación superó la capacidad de respuesta del sistema eléctrico, provocando oscilaciones severas en los flujos de potencia, la desconexión de las interconexiones con Francia y el aislamiento del sistema eléctrico español del resto de Europa.
Prieto explicó que los dos incidentes de pérdida de generación de energíase registraron en el suroeste de España, probablemente provenientes de plantas solares fotovoltaicas.
La repentina caída de la generación en España también impactó en la frecuencia de red. La frecuencia nominal de las redes interconectadas en la Unión Europea es de 50.00 Hz. Los incidentes en España llevaron a una caída de 0,15 Hz en la frecuencia nominal en el resto de Europa (excluyendo Gran Bretaña y los países nórdicos), según datos de Grid Radar. La operadora de red en Francia, RTE, respondió a esta caída desconectando automáticamente a la península Ibérica del resto de las redes europeas para restablecer la frecuencia.
Inercia en la red
El mix de generación al momento del colapso del sistema también esta siendo observado por otro motivo: la fuerte participación de energías renovables, fundamentalmente solar fotovoltaica. Una hipótesis barajada por especialistas de la industria es que faltaban recursos de generación que proveaninercia en la red para evitar el colapso total.
Before the outage hit, Spain was running its grid with very little dispatchable spinning generation, and therefore no much inertia.
Solar PV/thermal + wind: ~78% Nuclear: 11.5% Co-generation: 5% Gas-fired: ~3% (less than 1GW)
En las redes eléctricas, algunas fuentes de generación como las centrales a gas natural o nucleares son capaces de proveer inercia a la red, ya que cuentan con turbinas con grandes motores en rotación que acumulan inercia y energía cinética.
Dicha inercia puede actuar durante unos segundos como amortiguadora del sistema cuando un repentino descalce entre la oferta y la demanda de electricidad llevan la frecuencia de la red peligrosamente cerca o por debajo del límite inferior de operación segura. Por ejemplo, la inercia compra tiempo al sistema para recortar demanda, de forma tal de volver a equilibrar la frecuencia de la red y evitar un colapso general que obligue a realizar un arranque en negro, el escenario menos deseado.
Los operadores de transmisión eléctrica en Europa vienen señalando que el aumento de la participación de las energías renovables variables y la disminución de la generación térmica tienen implicaciones para la fiabilidad y la resiliencia. La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E) viene trabajando la temática a través del Proyecto Inercia.
“La reducción de la inercia del sistema es una consecuencia natural del menor número de masas rotatorias de generadores síncronos conectadas directamente a la red. El soporte de estabilidad que tradicionalmente proporcionaban estos generadores… ya no estará disponible en un sistema dominado casi exclusivamente por energías renovables. Esto expondrá al sistema eléctrico al riesgo de no poder soportar eventos fuera de rango, como las divisiones del sistema, que antes eran gestionables”, informó Proyecto Inercia en su última actualización en enero de este año.
Al momento del colapso del sistema, el mix de generación en España registraba una participación de 72% de renovables, con un 60% de solar fotovoltaica (17.657 MW) y un 12% de eólica (3499 MW). En el sistema habían menos de 1000 MW a gas y 3499 MW nuclares en operación.
La provincia de Neuquén adhirió al International Methane Emissions Observator (IMEO), un programa de las Naciones Unidas que permite detectar grandes fugas de metano en el sector hidrocarburífero. La iniciativa habilita al Ministerio de Energía a dar una respuesta rápida cuando se detecten emisiones superiores a los 500 kilogramos hora (kg/h).
El metano es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el dióxido de carbono (CO₂) en el corto plazo y, aunque permanece menos tiempo en la atmósfera que el CO₂, su impacto en el calentamiento global inmediato es enorme. La industria de petróleo y gas es una de las fuentes principales de emisiones de metano por fugas, venteos y operaciones de mantenimiento. Además del riesgo ambiental, la concentración excesiva de metano supone un riesgo para la seguridad porque es altamente inflamable.
El observatorio forma parte del Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS), impulsado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA). Neuquén se incorporó como punto focal a través de la Subsecretaría de Cambio Climático y, de esta forma, puede recibir los reportes que contienen las emisiones detectadas.
Fugas de gases captadas en 2023 por el Rastreador Global del Banco Mundial.
“Esto quiere decir que ya se monitorean grandes emisiones en el sector hidrocarburífero a través de satélites, como se hace en otras partes del mundo, y luego se hace un procesamiento de datos con lo que recopilan través de la Inteligencia Artificial, para que sea lo mas rápido posible”, explicó a EconoJournal Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén.
El sistema puede detectar aquellas emisiones superiores a los 500 kg/h que en Neuquén podrían ocasionarse en una fuga por venteo, por ejemplo. Posteriormente, notifica a la Provincia en un lapso de 24 horas acerca de las características de tal emisión.
En paralelo, IMEO elabora una base de datos global y genera reportes basados en sus propias mediciones, los informes presentados por las empresas petroleras, inventarios nacionales y otros estudios científicos. El plan contempla a 150 países que firmaron un compromiso para reducir sus emisiones en un 30% para 2030.
“Es bastante rápido. Con ese reporte nosotros notificamos a la empresa, pedimos que completen un formulario, luego damos intervención a la Subsecretaría de Hidrocarburos para que realice las inspecciones y, llegado el caso, se aplican multas porque son cuestiones operativas”, indicó Nogueira.
Trabajo complementario
Este mes la provincia de Neuquén creó el Programa de Monitoreo y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el sector hidrocarburífero, con el fin de que las empresas informes sus emisiones de gases de dióxido de carbono, metano y óxido nitroso. En este sentido, Nogueira afirmó que la adhesión al PNUMA permitirá hacer un trabajo complementario ya que el IMEO solo contempla grandes emisiones y solo de metano, pero permite dar una respuesta rápida.
En el caso del programa provincial, el funcionario indicó que “en un umbral de magnitud por debajo de esas mediciones, apuntamos al programa propio porque se articula como otra política más finita y puntillosa”.
Nogueira detalló que el trabajo en este caso es mucho más complejo, por esta razón, Neuquén implementará una prueba piloto durante todo 2025 con el objetivo de recopilar toda la información obtenida desde los reportes de las empresas y a través de formularios que deberán completar. Una vez elaborada esa información, se ejecutará un procedimiento unificado para los reportes de emisiones.
“El programa contempla la complejidad que tienen las mediciones por la heterogeneidad que existe en la actividad convencional y en la no convencional, las diferentes metodologías de mediciones y de estándares. Por esta razón, en un año vamos a construir un procedimiento unificado y en 2026 tendremos el primer reporte definitivo”, anunció.
Principales fugas de gases detectadas en Argentina. (Fuente: Reporte Banco Mundial).
Los planes en Santa Cruz y Mendoza
La provincia de Santa Cruz también sumó su adhesión en abril a IMEO alegando que “la industria energética es una de las principales fuentes de emisiones de metano, un gas con alto impacto en el calentamiento global. Por eso, su monitoreo y reducción se han convertido en ejes clave de las estrategias climáticas actuales”.
Según informaron, desde entonces ya se notificó a dos empresas petroleras por 10 emisiones importantes de metano detectadas en el norte de la provincia.
Por su parte, Mendoza aprobó este mes la creación del Plan Estratégico de Sostenibilidad que obliga a las empresas y sectores productivos a medir, reportar y gestionar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). En este caso, la normativa alcanza a actividades de mediana y gran escala pertenecientes a los sectores industrial, energético, de transporte, agropecuario, de servicios y residuos que deberán reportar anualmente sus emisiones a través de una plataforma digital.
Un año atrás, en una nota publicada en este medio sobre el status regulatorio respecto de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la industria hidrocarburífera en la Argentina, se hizo referencia a la Resolución N° 970/23 dictada por el Secretaría de Energía en noviembre de 2023, en virtud de la cual se creó el “Programa nacional de medición y reducción de las emisiones fugitivas derivadas de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos”; como así también al proyecto de ley de «Presupuestos mínimos de protección ambiental de gestión de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos», el cual tiene como objetivo establecer un marco regulatorio para controlar y reducir las emisiones de metano en la exploración, explotación, transporte y refinación de hidrocarburos.
La Resolución SE N° 970/23 no fue reglamentada a la fecha, y el proyecto de ley citado no ha merecido tratamiento en el Congreso. En el interín, varias provincias hidrocarburíferas han dictado regulación específica que, si bien tienen en común el objetivo de protección ambiental y reducción de emisiones, difieren en el tipo de gases cuya medición, cuantificación y/o reducción se exige; en los sujetos obligados; así como en las acciones, planes y/o programas que se les exige a las empresas.
Regulaciones específicas
El puntapié inicial lo dio la provincia de Río Negro mediante el dictado de la Ley N° 5733 (19/7/24) aplicable a las empresas petroleras que prorroguen sus concesiones en la provincia. Se exige el compromiso de planificar a mediano plazo adecuaciones de las instalaciones e implementación de medidas para reducir las emisiones GEI de forma progresiva e incorporar tecnologías de CCUS (Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono). Las concesionarias deberán adoptar criterios de reducción de emisiones e incluir en los Estudios de Impacto Ambiental, la evaluación de la huella de carbono, justificando la elección con relación a la alternativa de menor valor de huella de carbono. Asimismo, en los Informes de Monitoreo Anual Ambiental o Monitoreo Anual de Obras y Tareas deberá considerarse la cuantificación de inventario de gases de efecto invernadero (GEI), la cual se realizará conforme a lo establecido en la norma IRAM 14064.
Por su parte, en septiembre de 2024 la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de la provincia de Chubut dictó la Resolución N° 58/2024 (23/9/24), que regula las emisiones de metanoprovenientes de la actividad hidrocarburífera. Establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación y reducción de emisiones de metano provenientes de las actividades de exploración, explotación y transporte de hidrocarburos.
La norma exige la presentación de varios planes y programas, entre ellos un Plan Anual de Gestión de Emisiones de Metano, un Programa de Detección y Reparación de Fugas, un Plan de monitoreo anual y un Plan de acción para recambio de equipos.
La provincia de Neuquén avanzó en el corriente año con la recientemente publicada Resolución N° 285/25 de la Secretaría de Ambiente (21/2/25) que crea el “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”. Exige a las empresas petroleras informar las emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso y contar con un registro de lo que emiten. Son sujetos obligados las empresas que realicen exploración, explotación, transporte, almacenamiento, procesamiento, y/o industrialización de hidrocarburos en la provincia.
Finalmente, días pasados la provincia de Mendoza creó mediante el Decreto N° 758/25 (15/4/25) el “Programa Provincial Integral de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero”. El mismo establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación, medición, reporte, verificación y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en actividades relacionadas con las grandes industrias, entre las cuales se encuentra la actividad hidrocarburífera. Los sujetos obligados deberán cuantificar las emisiones de gases que produzcan anualmente y declararlo ante la autoridad de aplicación, quien podrá establecer límites de intensidad de emisiones a cumplir para los años 2030, 2040 y 2050 y programas de reducción y compensación de emisiones.
Si bien algunas de las regulaciones referenciadas fueron dictadas con posterioridad al dictado del Decreto N° 1057/24 (reglamentario del 163 de la Ley 27.742), todas ellas han incursionado en aspectos que el artículo 2° del Anexo III del citado decreto establece como uno de los temas a ser regulados de manera uniforme y armónica entre Nación y provincias: … f) emisión de gases de efecto invernadero asociada a la actividad (Descarbonización).
A la vista de estas nuevas normas provinciales, se pone nuevamente en evidencia la dificultad en arribar a una legislación uniforme en materia de protección ambiental de las actividades hidrocarburíferas, desafío respecto del cual se comentó en la nota publicada en este medio en diciembre de 2024.
(*) Abogada, magister en Gestión de la Energía y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad.
Neuquén se consolida como punto de encuentro entre energía, logística y comercio exterior. La cuarta edición de Conectando Vaca Muerta se llevó a cabo en el Distrito Industrial RíoNeuquén y convocó a más de 700 asistentes. “La jornada se consolidó como el evento anual de networking más importante para la industria energética de la región”, destacaron desde la organización.
Este encuentro, organizado por Gran Valle Negocios, Distrito Industrial Río Neuquén y TSB, reunió a empresarios, pymes, operadoras, grandes compradores y referentes del sector de todo el país.
Durante el evento de intensa actividad, se fortalecieron vínculos comerciales, se generaron nuevas oportunidades de negocio y se debatieron los principales desafíos de la industria de Oil & Gas, según precisaron.
“Con más de 700 asistentes al evento de esta cuarta edición de Conectando Vaca Muerta, se superaron las expectativas y no solamente por la cantidad de asistentes que se convocó, sino por las devoluciones que hemos tenido por parte de los participantes. Este año incorporamos dinámicas distintas a las anteriores tres ediciones que implicaban el uso de tecnología y un software específico para networking tanto uno a uno como con grupos de grandes compradores, entre los cuales estaban YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE, TSB. Eso implicaba un desafío técnico y de recursos humanos muy grande, y haber podido cumplir con ese objetivo para nosotros es muy satisfactorio. Así también lo reflejaron las devoluciones de la gente”, destacó Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Gran Valle Negocios.
Networking, tecnología e innovación: ejes de una edición histórica
Una de las grandes innovaciones de esta edición fue la incorporación de una aplicación exclusiva de networking, que permitió a los participantes coordinar reuniones con antelación.
A través de la app, los inscriptos pudieron postularse para encuentros uno a uno con operadoras y grandes empresas, como así también identificar otros participantes estratégicos para generar match comercial incluso antes de la jornada presencial.
Este nuevo enfoque tecnológico no solo facilitó la organización y optimización de agendas, sino que también fue uno de los aspectos más valorados por los asistentes, quienes destacaron la agilidad en la concreción de contactos de negocio.
Además de la innovación tecnológica, Conectando Vaca Muerta 2025 ofreció cuatro dinámicas principales:
Speed Networking 1-1: encuentros cara a cara de 15 minutos pre-agendados entre empresarios de diversos rubros.
Rondas de Negocios: espacios de intercambio temático para establecer vínculos comerciales estratégicos.
Workshops Exclusivos: talleres a cargo de referentes de la industria, donde se debatieron tendencias, innovación y mejores prácticas.
Reuniones con Grandes Compradores: instancias directas de vinculación comercial con líderes de compras de importantes compañías del sector energético.
La presencia de firmas como YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE y TSB, entre otros grandes actores, reafirmó la importancia estratégica del evento dentro del ecosistema de Vaca Muerta, remarcaron.
Un ámbito estratégico para el crecimiento regional
Conectando Vaca Muerta fue mucho más que un espacio de networking: se consolidó como un verdadero punto de decisión y de generación de oportunidades para potenciar el desarrollo de la cadena de valor energética de la región.
En línea con el espíritu que dio origen al evento, esta cuarta edición volvió a propiciar un ámbito de relacionamiento genuino, donde se promovieron la integración de nuevos actores, el fortalecimiento de alianzas y el intercambio de conocimientos clave para enfrentar los desafíos actuales de la industria.
Además, el evento despertó un alto interés mediático. La participación de medios y periodistas especializados, tanto en la cobertura como en las actividades del evento, reflejó la creciente proyección de Vaca Muerta como uno de los motores del crecimiento económico nacional.
Una plataforma que mira al futuro
Conectando Vaca Muerta reafirma su propósito de seguir evolucionando para acompañar las necesidades de un sector en constante transformación. La implementación de herramientas digitales, la convocatoria de actores clave y la mirada puesta en la colaboración intersectorial son pilares que consolidan al evento como una plataforma imprescindible para quienes apuestan al futuro de la energía en Argentina.
La Secretaría de Energía emitió, a través de la resolución 165/2025, el certificado de autorización de “Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL)” en favor de SOUTHERN ENERGY S.A. (SESA), consorcio que proyecta el procesamiento de gas natural producido en Vaca Muerta (NQN) para su conversión en GNL y su venta al mercado internacional.
En base a lo solicitado por SESA, la autorización tiene un plazo de vigencia desde el 1 de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.
Y las cantidades autorizadas a exportar según esta resolución fueron programadas en: Cantidad Máxima Diaria (CMD): 385.000 MMBTU; Cantidad Máxima Anual (CMA): 134.400.000 MMBTU; Cantidad Total (CT): 3.840.000.000 MMBTU.
El proyecto original de SESA fue encabezado por PAE y Golar (dueña del barco procesador “Hilli Episeyo” que se instalará en un puerto marítimo específico en la provincia de Río Negro). Luego se integraron otras importantes compañías productoras del gas.
A partir del ingreso de YPF, los socios en Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 por ciento).
El buque procesador Hilli Episeyo tendrá una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,7 millones de metros cúbicos día de gas natural.
El proyecto cuenta con los beneficios (fiscales y de libre disponibilidad de divisas) establecidos por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años del proyecto. La inversión total calculada es de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor a lo largo de 20 años.
En los considerandos de esta resolución se puntualiza que “con relación a las exportaciones de GNL, la Ley 24.076 (Marco regulatorio del Gas), conforme a la incorporación dispuesta por la Ley 27.742 (Ley Bases) establece, que el otorgamiento de una autorización de exportación firme de GNL implicará para sus titulares el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos por causa alguna durante cada día del período de vigencia de la autorización”.
También se establece “el derecho de acceder sin restricciones ni interrupciones de ninguna naturaleza al suministro de gas natural o a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie de los que sean titulares o que hubiesen contratado a tal fin”.
En los considerandos también se hace referencia a que “mediante la presentación de fecha 4 de abril de 2025 SESA informó que, inicialmente, prevé utilizar los excedentes de gas natural y de capacidad de transporte, fundamentalmente durante el período estival, y eventualmente, los excedentes que pudieran producirse en el período invernal”.
La empresa Southern Energy declaró que la disponibilidad proyectada de gas, sustentada en los planes de inversión, está basada en los Informes de Certificación de Reservas Comprobadas, Probables y Posibles y de Recursos Contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, oportunamente presentados por los diversos accionistas de SESA, los cuales obran en los informes de reservas del Sistema Estadístico de la Subsecretaria de Combustibles (SESCO) al 31 de diciembre de 2023.
La resolución que firma María Tettamanti hace hincapié en que “de los citados informes se desprende que para el período julio 2027 a junio 2032 (primeros CINCO años del proyecto) SESA contaría con una disponibilidad de gas aportada por sus accionistas que supera para cada año el caso máximo de exportación notificado (11,72 millones de m3/d de gas de 9300 kcal)”.
Un estudio de la Organización Latinoamericana de la Energía OLADE reveló que las exportaciones energéticas entre América Latina y el Caribe (ALC), y los Estados Unidos (EE.UU) han registrado un crecimiento, alcanzando los U$S 146.587 millones en 2023, más del doble de los U$S 68.031 millones reportados en el año 2020.
Además, el análisis indica que EE.UU tiene un superávit en el comercio energético con ALC, con exportaciones que son al menos el doble de sus importaciones desde la región.
La estructura comercial revela que el 80 % de las exportaciones estadounidenses hacia ALC son petróleo y derivados, y poco menos del 20 % es gas natural. Mientras, casi todas las ventas de ALC a EE.UU son petróleo.
Del total de exportaciones de ALC a EE.UU, casi el 10 % corresponde a productos energéticos. Por su parte, el 20 % de lo que exporta EE.UU a ALC son productos energéticos.
El aumento de 10 % en los aranceles en EE.UU tendría un impacto comercial de 0.08 % de su PIB.
Entre las estrategias sugeridas para afrontar esta situación en ALC se encuentran la diversificación de mercados, particularmente hacia Europa y Asia, así como el fortalecimiento de proyectos de integración regional.
También se subraya la necesidad de avanzar hacia matrices energéticas más sostenibles y autosuficientes, lo que aumentaría la resiliencia de la región ante posibles crisis externas.
El estudio de OLADE subrayan la relevancia de establecer políticas preventivas y de diversificación que resguarden los intereses energéticos y económicos de América Latina y el Caribe frente a los cambios en las políticas comerciales de EE.UU.
A un mes del inicio de la Exposición Internacional de Minería Argentina Arminera 2025, se presentó la agenda de actividades. El encuentro contará con un amplio cronograma de disertaciones de los máximos exponentes de la industria, rondas de negocios y la presentación de los últimos avances en tecnología, equipamiento y servicios. “Organizada por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) junto a Messe Frankfurt Argentina, esta nueva edición se prepara para sorprender a visitantes y expositores”, destacaron.
El evento será una oportunidad para actualizar conocimientos, descubrir nuevas tendencias y maquinarias, y generar contactos y vínculos comerciales. Se desarrollarán diversas actividades destinadas a los actores de la industria minera, desde empresas operadoras, proveedores, profesionales hasta tomadores de decisión del mercado.
Actividades
Entre las actividades se encuentra el Summit Arminera 2025, que contará con diversas charlas a cargo de especialistas y figuras destacadas del sector:
Arminera Federal, un recorrido por las agendas regionales, la producción, empleo y perspectivas, con participación de autoridades provinciales.
Inversiones para el desarrollo federal, diferentes paneles a cargo de las empresas líderes en la producción de oro, plata, cobre y litio que darán respuestas sobre procesos mineros, bienes y servicios, economías regionales, y sustentabilidad, entre otros.
Financiamiento Integral Ecosistema Minero Argentino, a cargo del Grupo Petersen.
IV Congreso Internacional de Derecho para la Minería, organizado por IADEM en el marco de Arminera.
A su vez, tendrá lugar la Experiencia IDEA-CAEM: Liderando el desarrollo minero, una instancia de diálogo para plantear oportunidades de negocios y los desafíos del sector. Se abordarán temáticas como las nuevas políticas regulatorias, tecnología e innovación, y cómo atraer nuevas inversiones, entre otras.
Habrá lugar para el análisis en el panel “Claves para el Desarrollo del Sector Minero, Necesidades Educativas y Laborales”, impulsado desde WIM Argentina y Poliarquía Consultores. En tanto que La UIA brindará la charla “Inteligencia Artificial aplicada a la minería”. Y se desarrollarán encuentros sobre sustentabilidad, DD.HH. y Comunicación.
Arminera tendrá la participación de los gobernadores quienes contarán sus planes para acompañar al sector. Recibirá también a las autoridades mineras de las Américas para realizar el foro anual de minería y sostenibilidad, organizado por el Foro Intergubernamental sobre Minería, Minerales, Metales y Desarrollo Sostenible (IGF), el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Conferencia de Ministerios de Minería de las Américas (CAMMA). Tiene como eje:“Explorar más, extraer mejor:el camino hacia un suministro sostenible de metales y minerales”.
Conexión
Para fortalecer las relaciones internacionales, junto a la Unión Europea se buscará promover el diálogo directo entre actores clave del ecosistema financiero europeo y representantes de proyectos argentinos vinculados a la transición energética, para explorar mecanismos de financiamiento y prioridades comunes en materia de sostenibilidad. También, habrá un espacio junto a embajadores y representantes internacionales para dialogar las experiencias de otros países mineros.
Empresas como Genneia e YPF estarán presentes liderando un panel sobre grandes desarrollos en infraestructura. En tanto que los temas relacionados con inversión y financiamiento también contarán con espacios exclusivos. En ellos, grandes empresas mineras a nivel mundial nos contarán por qué decidieron invertir en el país. CAEM presentará su programa “Conectando Proyectos” y se compartirán casos de éxito en financiamiento. Por otra parte, estarán presentes entidades financieras, tales como Banco Supervielle, y también se hablará sobre la relación con el Mercado de Capitales, con representantes del Toronto Stock Exchange y de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).
Por otro lado, para los expositores de Arminera 2025 se realizará una exclusiva Ronda de Desarrollo de Proveedores para la Industria Minera, para fortalecer la vinculación entre empresas proveedoras y yacimientos mineros operativos. Es una ocasión única para identificar oportunidades de negocios, de mejora y crecimiento en conjunto, y presentar productos y servicios ante los representantes de las empresas, fomentando. relaciones comerciales sustentables y de largo plazo.
También habrá un espacio para el ecosistema de emprendedores, para compartir herramientas y programas, y se generará un pitch de presentación de casos.
Se podrá recorrer la Plaza de Máquinas, un espacio al aire libre en el que las empresas exhiben sus maquinarias. Una experiencia inmersiva para descubrir nuevas tecnologías y soluciones del futuro minero.
“Arminera es la plataforma por excelencia para exponer productos, servicios y tecnologías. No solo es un evento de networking y demostraciones, sino que también ayuda al seguimiento de las nuevas tendencias, innovaciones y buenas prácticas en el sector minero”, concluyeron desde la organización.
Para conocer el calendario completo de actividades, puede ingresar aquí.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las obras terminadas del primer tramo de un gasoducto en Añelo, que beneficiará a más de 2.000 personas. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las obras terminadas del primer tramo del gasoducto de Añelo, localidad corazón de Vaca Muerta, que permitirá que el servicio de gas natural llegue a la zona de la meseta Marín realizó la visita junto con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, el intendente de Añelo, Fernando Banderet, y el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, entre otras autoridadas locales y directivos de […]
Un apagón casi total en el servicio eléctrico sorprendió a España y Portugal este mediodía. También fueron registrados cortes de luz en el sur de Francia. Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico español, aún no determinó cuáles fueron las causas del corte, que fue calificado como «excepcional» y «sin antecedentes» en el país.
La información oficial indica que el apagón comenzó a las 12:38 de España y dejó sin energía a toda la península ibérica. El director de servicios para la operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto afirmó que la reposición total del servicio puede tardar entre 6 y 10 horas.
El apagón en España afectó al Metro y otros servicios públicos.
«Hasta donde mi memoria alcanza y en la historia de la Red Eléctrica nunca había sucedido un incidente de estas características en el sistema eléctrico peninsular español. Por tanto, estamos hablando de una situación, un incidente absolutamente excepcional y extraordinario», dijo Prieto.
Oscilación de potencia
El representante de la empresa operadora de la red española informó que aún no determinaron el origen del incidente y se limitó a señalar que registraron una oscilación de potencia.
«Lo que hemos observado es una oscilación muy fuerte en los flujos de potencia en las redes. Como consecuencia de esta oscilación fuerte, se ha producido la desconexión del sistema peninsular eléctrico español del resto del sistema eléctrico europeo, y esta desconexión, unido a estas oscilaciones que comentábamos anteriormente, han conllevado, finalmente, al colapso del sistema eléctrico peninsular español», explicó Prieto.
«No tenemos constancia en este momento sobre las causas del incidente, sí de lo que ha sucedido en términos de variables del sistema eléctrico, y no podemos entrar a especular en este momento», añadió.
Diario RÍO NEGRO estuvo en la ciudad que supo albergar la mina de hierro de Hipasam y vio como se esfumaban proyectos energéticos en los últimos años, siente que esta vez expectativas con el Oleoducto Vaca Muerta Sur. La esperanza es el hilo conductor que une a gran parte de los habitantes de Sierra Grande desde hace algunos meses. La ciudad ubicada bien al sur de Río Negro, a pocos kilómetros del mar, vive hoy una oleada de optimismo después de una historia en la que abundan los proyectos frustrados que hicieron que miles de personas dejaran localidad. El proyecto […]
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Recientemente, se concretó un hito clave con la exitosa instalación de la ‘Golden Tracker’. en el parque solar El Quemado, ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza. Se trata del montaje estructural y totalmente funcional de la primera fila de paneles solares que tendrá el primer proyecto renovable en ingresar al RIGI.
Este nuevo avance requirió del trabajo coordinado de varios equipos y proveedores, y consistió en la instalación completa de un tracker, con su conexión eléctrica y la verificación funcional del movimiento de los paneles. Esta fila inicial actúa como modelo de referencia para el resto de los paneles.
La calidad y precisión con la que se instala la Golden Tracker es crucial porque establece el estándar técnico que guiará la instalación masiva de los más de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales que tendrá El Quemado.
De esta manera, el proyecto solar más grande de Argentina avanza según su planificación y tiempos estipulados, consolidando las etapas de la obra bajo los más altos estándares de calidad y ejecución técnica.
Cabe destacar que la compañía inauguró hace unas semanas el Parque Eólico General Levalle, de 155 MW, en Córdoba y alcanzó así una capacidad instalada total de 3,4 GW. Este año continúa construyendo dos proyectos renovables más como El Quemado y el Parque Eólico CASA, de 63 MW en Olavarría; con el objetivo de superar los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado:
Río Negro y su Golfo San Matías continúan el camino para constituirse como ejes centrales del hub exportador de Gas Natural Licuado (GNL) en la Argentina. La decisión de la empresa YPF de operativizar la exportación de GNL desde el Golfo San Matías con barcos fábrica, en lugar de una planta en tierra, no modifica en absoluto la cantidad de toneladas de GNL previstas para la exportación.
El valor agregado al producto redundará de igual forma en la provincia de Río Negro, sea una planta on shore o plantas off shore. De esta manera, no se modifica en absoluto el plan de inversiones previsto por la empresa para la provincia de Río Negro.
Por otra parte, cabe aclarar que la decisión de YPF de utilizar barcos, y no una planta en tierra, no cambia absolutamente ninguno de los términos de los acuerdos alcanzados oportunamente en la materia. Hasta el momento, la empresa no había formalizado ningún proyecto de construcción de la planta, y siempre estuvo bajo análisis de las empresas la forma en que se llevaría a cabo.
En este sentido desde un primer momento se planteó, en una primera etapa, la utilización de un barco licuefactor, dejándose para una instancia posterior la eventual construcción de una planta en tierra. Con la decisión conocida hoy, se aceleran los tiempos para alcanzar los máximos volúmenes exportables.
“Esta decisión no significa ningún cambio en las inversiones previstas desde un primer momento con este megaproyecto para nuestra provincia. Río Negro sigue generando las condiciones necesarias para que estos proyectos se desarrollen, posicionándonos en el centro de la escena a nivel país en materia de exportación de GNL”, explicó el Gobernador Alberto Weretilneck.
Weretilneck agregó que “la Argentina marcha en forma muy firme a incorporarse al selecto grupo de países en el mercado del GNL, y Río Negro será una de las grandes protagonistas de esta nueva realidad. Estamos convencidos de que este proyecto es la punta de lanza para sentar las bases del desarrollo de nuestra provincia. Más inversión es más trabajo y progreso para los rionegrinos”.
Río Negro tiene en vigencia tres proyectos vinculados con el GNL
Uno de ellos es el llevado adelante por el consorcio Southern Energy, que se formó inicialmente entre Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar, para el montaje, en 2027, de un barco factoría, el Hilli Episeyo, al sur de Las Grutas. Recientemente se conoció que sumarán un segundo buque fábrica, el MK 2, que está previsto que arribe también a la costa rionegrina en 2028, pudiendo entre ambos procesar 6 millones de toneladas métricas anuales de GNL (MTPA).
La etapa 2 del plan Argentina LNG corresponde al MOU firmado entre YPF y Shell, para no solo exportar hasta 10 MTPA de GNL.
La etapa 3 del plan es la que se acaba de firmar por medio de otro memorando de entendimiento (MOU) entre YPF y la supermajor italiana ENI: exportación de 12 MTPA de GNL. Y, si se logra el arribo de un gran buque licuefactor antes de tiempo, podría adelantarse a la fase 3 y comenzar a operar cerca de 2028.
“Todos estos proyectos significan la construcción de gasoductos y la generación permanente de necesidad de mano de obra. Estamos convencidos de todo lo que estas inversiones significarán para el crecimiento de Sierra Grande y todo el Golfo de San Matías”, indicó Weretilneck.
El Gobierno de Río Negro y la empresa Capex firmaron el contrato para la exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Norte, con el fin de continuar analizando la potencialidad de la formación Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca. El acuerdo habilita formalmente a la empresa a iniciar la etapa exploratoria por un período de tres años.
La firma se hizo esta semana en Cipolletti, con la participación de la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, y el representante de la firma Capex, Jorge Buciak, tras la adjudicación oficial publicada en el Boletín Oficial.
El compromiso de inversión asciende a 6,85 millones de dólares, a ejecutarse en los dos primeros años. Como parte de las obligaciones iniciales, Capex ya presentó la póliza de caución y abonó el 5% del total comprometido como aporte para obras de infraestructura en la provincia.
El cronograma de trabajo prevé, para el tercer cuatrimestre de 2025, el reprocesamiento sísmico 3D sobre 267,2 km², mejorando la calidad interpretativa del subsuelo gracias a nuevas tecnologías. En 2026 está prevista la perforación de un pozo exploratorio de 2.700 metros de profundidad, con una rama horizontal de 1.500 metros.
La exploración de Cinco Saltos Norte implica una nueva apuesta sobre el potencial no convencional de Vaca Muerta en territorio rionegrino, con foco en una explotación sustentable. El contrato contempla requisitos de contratación de mano de obra local, responsabilidad social empresaria y protección ambiental.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén participó activamente en la XXII Jornada Argentina Sustentable 2025, realizada este miércoles en el Hotel del Comahue de la capital provincial. El evento reunió a los principales referentes del sector público y privado para debatir los desafíos de la transición energética, la sostenibilidad y la inversión responsable en la industria hidrocarburífera.
El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, fue uno de los oradores principales del acto de apertura. En su intervención, remarcó la necesidad de integrar los criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) a la planificación del desarrollo energético.
“En Neuquén trabajamos con la convicción de que la sostenibilidad no es una opción, sino el único camino posible para garantizar un crecimiento con futuro”, señaló Medele.
El ministro también destacó la cooperación entre provincias productoras para fortalecer los sistemas de fiscalización ambiental, y subrayó el rol de la innovación tecnológica como herramienta clave para reducir impactos y mejorar el control estatal.
En videoconferencia, el ministro de Planificación, Rubén Etcheverry, celebró la mención honorífica otorgada a Vaca Muerta Net Zero en la Cumbre de Carbono de las Américas – Green Cross, en coincidencia con el Día Internacional de la Tierra.
La exposición referida a las políticas ambientales de Neuquén de la jornada estuvo a cargo de la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, quien presentó la hoja de ruta ambiental de la provincia con datos concretos y nuevos anuncios.
Entre los principales puntos, se destacó la implementación del Programa Provincial de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero, aprobado por Resolución N.º 258/25, que establece la obligatoriedad del reporte y verificación de emisiones de metano, dióxido de carbono y óxidos nitrosos para todo el sector hidrocarburífero. Además, se anunció la incorporación de Neuquén al sistema global MARS (Methane Alert and Response System) del PNUMA, que permite detectar grandes emisiones mediante tecnología satelital e inteligencia artificial.
En el plano normativo, Esteves también hizo referencia a la Resolución 0159/2024, que dejó sin efecto una normativa previa que imponía el uso exclusivo de mantas oleofílicas, dando lugar a la incorporación de alternativas técnicas superadoras para la mitigación de impactos.
“Neuquén avanza con una política ambiental moderna, territorial y tecnológica. No hablamos de futuro: ya estamos actuando con controles efectivos, decisiones concretas y responsabilidad compartida. La transición energética tiene que construirse con criterios de sostenibilidad reales”, afirmó la secretaria.
Además, Esteves presentó un sistema de reconocimiento a empresas que demuestren buenas prácticas ambientales, como incentivo para promover la mejora continua, la transparencia y la cultura preventiva dentro del sector.
La participación de Neuquén en estas jornadas consolida su liderazgo en la construcción de una Vaca Muerta sostenible, con una visión federal, basada en datos, articulación y compromiso ambiental efectivo.
El gobierno de Neuquén informó que la provincia alcanzó durante marzo de 2025 una producción de 465.986 barriles diarios de petróleo, lo que representa un incremento del 0,61% en relación con febrero y una suba interanual del 20,18%. Además, la producción acumulada entre enero y marzo fue 20,31% superior a la del mismo período del año anterior.
El aumento mensual se debe, principalmente, al impulso productivo de áreas clave como Aguada Cánepa (+2.990 bbl/d), Bajo del Choique – La Invernada (+2.586 bbl/d), Coirón Amargo Sureste (+1.635 bbl/d), Fortín de Piedra (+1.371 bbl/d) y Mata Mora Norte (+1.163 bbl/d).
En cuanto al gas, la producción de marzo fue de 88,69 millones de metros cúbicos diarios, con una caída del 9,14% respecto a febrero y del 1,69% en comparación con marzo de 2024. No obstante, el acumulado del primer trimestre del año muestra una mejora del 5,31% respecto al mismo período del año pasado.
La disminución mensual en gas se explica por los menores volúmenes extraídos en Sierra Chata (-1,94 MMm³/d), Fortín de Piedra (-1,92 MMm³/d), Rincón del Mangrullo (-1,38 MMm³/d), La Calera (-1,12 MMm³/d) y El Mangrullo (-0,78 MMm³/d).
La participación del desarrollo no convencional continúa siendo predominante en Neuquén: el 95,36% del petróleo y el 87,94% del gas provienen de este tipo de reservorios. Dentro del gas no convencional, el shale gas representa 75,2% (66,7 MMm³/d) y el tight gas, el 12,74% (11,3 MMm³/d).
Estos resultados reafirman el rol estratégico de la provincia en la matriz energética nacional y consolidan su liderazgo en la producción de hidrocarburos.
Un apagón eléctrico masivo afecta varios países de Europa. España, Portugal y Andorra sufrieron la interrupción total del servicio, que perjudica el normal funcionamiento de infraestructuras, comunicaciones, estaciones de trenes, aeropuertos, comercios y edificios. También se reportaron inconvenientes en el sur de Francia y zonas de Italia. Todavía se investigan las causas de lo ocurrido y no se descarta un ciberataque.
El incidente comenzó hacia las 12 (hora europea) y afectó a toda la península ibérica. Según Red Eléctrica, la empresa pública responsable de las conexiones, a partir de las 13 se ha empezado a recuperar tensión por el norte y sur peninsular, “clave para atender progresivamente el suministro de electricidad”.
Los primeros informes especulaban incluso con un posible “ciberataque dirigido contra el sur de Europa”.
Los expertos estimaron que el apagón podría durar varias horas hasta que consigan levantar la luz en todos los nodos, según el sitio Ok diario.
Madrid, Barcelona y Valencia figuran como las ciudades con mayores problemas.
Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, realizará una prueba piloto con inteligencia artificial para intentar eficientizar el despacho de energía en una línea de alta tensión en la Patagonia. La prueba se haría en la línea de 132 kV que conecta las localidades de Comodoro Rivadavia (Chubut) con Pico Truncado (Santa Cruz), según indicaron a EconoJournal fuentes del sector con conocimiento del proyecto. Si el ensayo es exitoso, la línea podría aumentar hasta un 30% su capacidad de despacho y permitiría evacuar la generación de proyectos eólicos de la Patagonia, aunque al ser una iniciativa exploratoria aún no hay certezas técnicas de que se pueda alcanzar esa mejora.
Según pudo sabes este medio de distintas fuentes del sector, la iniciativa se presentó en una reunión del directorio de Cammesa realizada en el verano. El proyecto permitiría evacuar generación nueva en un Sistema Argentino de Interconexión (SADI) que opera al límite. Las líneas de alta tensión del sistema están saturadas desde hace años y hay nodos en estado crítico por falta de obras de infraestructura eléctrica en el país.
La firma que aportaría la tecnología y los servicios para la prueba piloto es Splight, una empresa con base en Estados Unidos fundada en 2021 por tres argentinos. La compañía desarrolló un software que utiliza datos en tiempo real y algoritmos de inteligencia artificial para mejorar la operación en las redes de transmisión. Splight tiene proyectos en funcionamiento en Estados Unidos y Chile.
La línea
La línea de 132 kV Comodoro Rivadavia – Pico Truncado, donde está la Estación Transformadora N° 1 (ETA1), se encuentra en el área de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Patagonia (Transpa). Se construyó en 1957, tiene una extensión de 138 kilómetros y utiliza un conductor de cobre. En la actualidad, está totalmente limitada porque tiene cubierta por completo su capacidad de transmisión.
Fue la seleccionada para realizar las pruebas del proyecto por estar en una zona de mucho viento y temperaturas más bajas que en el resto del país, según la presentación del proyecto que se realizó en las oficinas de Cammesa.
Según fuentes que participaron de la presentación, la propuesta consistirá en la instalación de sensores de punta a punta del cableado para que, mediante algoritmos y procesos de inteligencia artificial, se pueda medir los vientos y la disipación del calor en tiempo real. De este modo, bajo ciertas condiciones específicas, el software permitiría ampliar más la capacidad de transporte de energíaque la que está parametrizada originalmente la línea.
La disipación del calor es lo que ayudará a esta tecnología a poder ampliar la capacidad de despacho de energía eléctrica. Es decir, el software permitiría analizar los datos en tiempo real de los vientos y la temperatura. Esta información indicaría que se puede tener más disipación de calor y subir el amperaje o la potencia de transmisión de la línea. Lo mismo a la inversa para reducir la capacidad.
Fuentes del sector advirtieron a EconoJournal que la propuesta deberá contemplar protecciones también inteligentes que permitan bajar y subir la transmisión de manera segura para proteger la línea.
Trina Storage, unidad especializada en almacenamiento energético de Trina Solar, proyecta un crecimiento decisivo en Latinoamérica con el objetivo de consolidarse como proveedor integral en sistemas BESS, en un contexto regional que avanza con fuerza hacia la transición energética.
Con más de 27 años de trayectoria en fabricación de módulos fotovoltaicos y una integración horizontal que suma trackers y sistemas de almacenamiento, la compañía da un paso más hacia su evolución como actor de soluciones integrales.
Actualmente, todas las miradas están puestas en Argentina, donde Trina Storage participará de la licitación pública “AlmaGBA”, una convocatoria clave para adjudicar 500 MW en sistemas de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
“La licitación viene a gatillar los primeros despliegues de storage y tenemos mucha esperanza de que el proceso funcione bien. Veo mucho interés de los proponentes y competidores, con lo cual el proceso será muy positivo”, resaltó Luciano Silva, gerente de producto e ingeniería para Latinoamérica de Trina Storage, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.
El papel que asumirá Trina Storage en esta convocatoria será el de proveedor integral. La empresa se define como un fabricante verticalmente integrado, capaz de entregar desde las celdas hasta los contenedores, e incluso desempeñar funciones de diseño e integración de plantas BESS.
“Empaquetamos en un único contrato de suministro todos los equipos necesarios para una planta BESS funcional, además de poder ofrecer contratos de servicio para mantenimiento una vez que el proyecto esté operativo”, aseguró Silva.
Uno de los valores agregados más relevantes para Trina Storage reside en su capacidad industrial y el soporte local. Por ejemplo, en Chile ya cerraron cerca de 2 GWh de suministro y posee un equipo de más de 16 personas exclusivamente dedicado a BES. Por lo que la capacidad técnica y comercial se presenta como clave para acompañar el desarrollo de los primeros proyectos en mercados que recién comienzan a implementar este tipo de soluciones.
La licitación “AlmaGBA” permanecerá abierta hasta el 10 de junio, día en que se realizará la apertura de sobres A. La apertura de sobres B está prevista para el 15 de julio, y la adjudicación será el 23/7, lo que habilitará la firma de contratos a partir del 28 del mismo mes.
Los proyectos a presentar deberán ofrecer entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha máxima de habilitación comercial al 31 de diciembre de 2028, aunque el 1 de enero de 2027 se establece como fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual.
Trina Storage apuesta fuerte en este proceso con su solución Elementa 2, un sistema de almacenamiento de entre 4 y 5 MWh por contenedor de 20 pies, que redefine los estándares del mercado en términos de eficiencia y densidad energética. Este producto incorpora tecnologías avanzadas como enfriadores multimodales, estructuras de transferencia térmica, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura, lo que permite optimizar el rendimiento incluso en condiciones operativas exigentes.
Reforzar los mercados
La compañía apunta a consolidar su liderazgo regional, con mayor presencia en Chile y trabajar con más clientes en el continuado ascenso de despliegue de la tecnología BESS”, de modo que, desde su base operativa en Santiago, está desplegando su estrategia de internacionalización con equipos comerciales ya establecidos en México y Brasil, mercados identificados como prioritarios en esta segunda ola de expansión.
Argentina también forma parte de ese plan estratégico, y la participación en la licitación es apenas el primer paso. “Vamos a ofertar y atender al sector, de manera que ya estamos trabajando con los principales actores del segmento de la generación para esta licitación del AMBA”, indicó el gerente regional, anticipando que Trina Storage está considerando establecer un equipo local en el país este mismo año, o una vez que comiencen a ejecutarse los proyectos adjudicados.
“Somos un partner integral para todas las etapas del desarrollo de proyectos”, concluyó Silva, reforzando la visión de la compañía de convertirse en uno de los proveedores líderes del continente en soluciones BESS, apoyando la transición energética de manera eficaz, competitiva y con un respaldo técnico presente en cada etapa del proceso.
Katherine Rosa, socia de Energía y Financiamiento de Proyectos de Jiménez Peña Advisors, tuvo una participación destacada en el panel de debate «Financiación de proyectos renovables con almacenamiento en América Central y el Caribe» del evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean.
Allí expresó su preocupación sobre los retos que tienen los proyectos de energías renovables con baterías para lograr el cierre financiero y remarcó que la falta de claridad sobre el esquema de contratación en República Dominicana mantiene en vilo a los desarrolladores de proyectos renovables.
“Todavía no hemos conseguido que se traduzca a que los organismos internacionales, multilaterales y agencias de crédito se animen a tomar el riesgo de financiamiento sin PPA en el país. Por lo tanto está por verse, que se haga el análisis y podamos diversificar. Quizás la banca local pueda estar un poco más abocada a conocer el riego de forma más cercana”, indicó.
La situación se complejiza en la antesala de una licitación de las distribuidoras que genera un manto de incertidumbre sobre si convivirá el mecanismo de contratación directa que se logra luego de obtener concesiones provisionales y concesiones definitivas.
“Pero en un escenario con un cambio de tecnología, introduciendo un nuevo factor como el almacenamiento y sin predictibilidad en cuanto a los precios que se estarán pagando a la forma de compensación, es muy difícil pedir un financiamiento sin un PPA”, agregó.
Esta situación dificulta atraer financiamiento externo, especialmente de instituciones que no operan en el mercado local. Aún más si se tienen en cuenta los cambios en las condiciones para la integración de almacenamiento, que hoy indica una exigencia del 50% a proyectos de energías renovables variables superiores a 20 MW y solo con claridad en la remuneración de arbitraje y regulación primaria y secundaria de frecuencia en el país.
“La clave definitivamente sería que si el modelo va a ser la licitación, esperaríamos que basados en la cantidad de proyectos que ya tienen concesión definitiva en este momento, que sea por lo menos en este segundo trimestre del año donde salga esa convocatoria; porque hay un tema de oportunidad, permisos ya obtenidos y plazos concedidos que implicaría una burocracia compleja para que todos los proyectos pudieran acceder con los términos de un pliego de licitación que se establezca”, subrayó la especialista.
Para destrabar el desarrollo de proyectos con baterías, Jiménez Peña Advisors identifica dos aspectos clave. Primero, debe haber claridad sobre el uso del almacenamiento, si será para apoyar a las renovables en el manejo de picos de demanda y despacho en horas sin generación.
Mientras que el segundo punto crítico es la definición del esquema de remuneración y cómo operarán dentro del sistema, dado que la falta de criterios claros genera dudas. “Es un reto saber si las baterías tendrán prioridad de despacho por encima de la térmica, porque todo eso entra en el análisis económico de los proyectos”, enfatizó Rosa.
Otro obstáculo frecuente es la falta de certezas respecto al punto de interconexión y la relevancia de que un proyecto aprobado mantengan su punto de interconexión reservado mientras se estructura y financia. Hecho que “daría claridad y tranquilidad en todo el proceso” hasta que el proyecto se construya.
Por otro lado, la socia de Energía y Financiamiento de Proyectos de Jiménez Peña Advisor brindó una serie de recomendaciones al momento de elaborar los contratos financieros de sistemas BESS, los cuales deben contemplan nuevas variables a comparación de los PPA renovables tradicionales.
“Hay que definir qué pasa con la degradación de las baterías, cómo se cubre la pérdida de valor y el lucro cesante si no puede haber despacho por un tema del sistema”, precisó Rosa.
Asimismo, se deben reforzar las coberturas de seguros, considerando riesgos asociados a la instalación, transporte y uso de los sistemas BESS. Desde el punto de vista financiero, es indispensable calcular la rentabilidad que aportará el almacenamiento al modelo económico del proyecto.
“El financiador debe garantizar que haya existido la negociación original sobre estos aspectos”, concluyó la especialista.
Andes Solar proyecta un crecimiento sostenido en Perú, apostando por desarrollos con energías renovables, innovación tecnológica y un compromiso firme con la transición energética.
A pocos años de haber ingresado al mercado peruano, la compañía ya contabiliza 15 MW entre proyectos instalados y en construcción, y avanza con una cartera activa de cotizaciones en distintos sectores productivos.
Entre sus proyectos destacados se encuentra la ejecución de una instalación fotovoltaica en cubierta de 1.5 MW, que califica como el rooftop más grande ubicado en un centro logístico de Perú. Pero aquello no sería todo.
Andes Solar refuerza su presencia en el mercado peruano tras conectar su proyecto en suelo más grande. Se trata de la planta solar Villacurí, un proyecto de 13 MWp que se posiciona como el más emblemático para compañía en estos momentos.
“Ya estamos inyectando toda la energía solar a la red de distribución de CVC Energía”, destaca Daniela Schweiger, gerente comercial de Andes Solar Perú, sobre la planta ubicada en Ica.
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Daniela Schweiger, gerente comercial de Andes Solar Perú
En diálogo con Energía Estratégica, la gerente comercial subraya que este proyecto es un logro para el avance del modelo de generación descentralizada en el país y también para la empresa, que dio un salto en los objetivos que se fijaron en el mercado.
“En estos dos años hemos podido posicionarnos como un actor clave en generación distribuida y autoconsumo”, afirma Schweiger.
La compañía se encuentra impulsando más soluciones tanto para grandes empresas del sector energético como para industrias logísticas, mineras y agroindustriales.
“Buscamos fortalecer nuestra posición en estos rubros, porque también es nuestro core business”, señala, haciendo referencia al enfoque y know-how que ha adquirido la compañía desde sus inicios en Chile, donde ha trabajado más de 12 años.
En este nuevo mercado, la referente comercial pone especial atención en el desarrollo del sector agroindustrial y minero, aunque resalta la necesidad de un marco regulatorio más claro para proyectos de mediana escala.
“Vemos que Perú tiene gran potencial para generación distribuida, pero actualmente la regulación se enfocaría más en temas residenciales”, advierte Schweiger. En este sentido, considera clave la implementación de un modelo similar al PMGDs de Chile para impulsar el mercado peruano.
Los cambios ya estarían llegando. La reciente modificación de la Ley 28.832 es un ejemplo de ello. Schweiger valora el avance en la separación entre potencia y energía, modificaciones en los bloques horarios, entre otros aspectos que podrían contribuir a la competitividad en el sector eléctrico.
“Con esa modificación no se busca dar preferencia directa a las renovables, sino fomentar una competencia sana entre todas las fuentes de generación”, explica. Además, anticipa que este nuevo escenario atraerá más inversiones y dinamizará proyectos utility scale, un segmento en el que Andes Solar está dispuesto a participar.
“Pueden ser paquetes o montajes puntuales de utility scale de hasta 50 MW. Estamos totalmente abiertos de hacer esos de esos EPC”, anticipa.
Sobre montajes puntuales, Schweiger explica que están interesados en aplicaciones como las agrovoltaicas y las plantas solares flotantes, que permiten un doble uso del suelo o cuerpos de agua, optimizando espacios para la generación de energía en zonas remotas.
“Quisiéramos compartir más nuestra experiencia en esas tecnologías, porque el Perú es un país agroindustrial y hay mucho potencial”, sostiene Schweiger.
Finalmente, la gerente comercial destaca que el rol que busca Andes Solar en el mercado no se reduce a solo la ingeniería o construcción de proyectos, buscan impulsar soluciones integrales que tengan un impacto positivo en el desarrollo de las comunidades, como contribuir a la electrificación rural, involucrarse con generar puestos de trabajo, no solamente para la instalación y la operación y mantenimiento de las plantas, y mejorar las condiciones especialmente de las mujeres en contextos de pobreza energética.
Megaevento en Perú
Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un megaevento de energías renovables en el Perú el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.
En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el sector energético aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.
Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios.
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Chile podría anticipar su transición energética y operar su sistema eléctrico sin emisiones incluso antes del 2040. Así lo confirmó el estudio presentado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), que actualiza las proyecciones realizadas en 2021 y plantea un nuevo escenario para la descarbonización del país.
“Incluso, el análisis muestra que una operación net-zero al 2035 es viable, segura y eficiente, siempre que tomemos decisiones ahora y contemos con las inversiones habilitantes necesarias”, aseguró el presidente de ACERA, Sergio del Campo, durante el lanzamiento del estudio “Análisis costo / beneficio de potenciales trayectorias hacia una operación cero emisiones del sistema eléctrico nacional”.
El análisis entrega cifras concretas para la planificación del sector energético chileno, de manera que se proyecta la incorporación de más de 60 GW de nueva capacidad instalada de generación renovable y sistemas de baterías hacia 2040, lo que implica duplicar la capacidad actual.
Además, todos los escenarios prevén una duplicación de la capacidad de transmisión, aspecto clave para maximizar el aprovechamiento de los recursos renovables.
El estudio también destaca que una mayor penetración de energías renovables no convencionales (ERNC) permitiría una reducción de hasta el 20% en los costos unitarios del sistema. Para ello, se requieren inversiones significativas en tecnologías renovables y almacenamiento, con la necesidad de sumar 11 GW adicionales para 2030 y alcanzar cerca de 60 GW en 2040.
El almacenamiento jugará un rol estratégico, contemplando baterías de 2 y 4 horas y plantas hidráulicas de bombeo de 18 horas, que asegurarán respaldo en períodos de baja generación solar, de manera que la demanda de sistemas de almacenamiento oscilaría entre 10 y 20 GW.
Uno de los pilares del estudio es la viabilidad del retiro del gas natural y de las centrales a carbón. “El retiro del gas es técnica y económicamente viable, siempre que exista adecuada planificación de generación, transmisión y almacenamiento”, afirmó Del Campo.
El cierre de las plantas a carbón está previsto para 2032, lo que permitirá una fuerte reducción de emisiones de CO₂. Posteriormente, en los escenarios más ambiciosos, el retiro de las plantas a gas en 2035 es factible, aunque demandará más de 21 GW adicionales en renovables y almacenamiento hacia el final de la próxima década. A pesar del crecimiento de la demanda entre 2035 y 2040, todos los escenarios confirman una reducción sostenida de gases de efecto invernadero.
Demanda flexible: el actor central del sistema futuro
El estudio subraya que la gestión de la demanda será clave para el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico descarbonizado. La incorporación del transporte eléctrico y la producción de hidrógeno verde potenciarán este modelo; por lo que requieren decisiones estratégicas a tiempo para lograr mejoras económicas y técnicas.
“De todos modos. Si no se cambia el rumbo, se generarán mayores riesgos económicos y técnicos. Las decisiones subóptimas de hoy pueden comprometer la resiliencia del sistema de mañana”, insistió el presidente de ACERA.
La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), la empresa eléctrica público-privada más grande de la República Dominicana, avanza en su proceso de descarbonización e incremento de activos operativos al 2030.
Actualmente, EGE Haina cuenta con 466 MW renovables instalados, que representan el 38% del total de su capacidad instalada, y todos ellos están respaldados por contratos de mediano y largo plazo.
Aquella dinámica de confianza entre el sector privado y el Estado ha sido clave para que EGE Haina proyecte alcanzar 1.000 MW renovables al 2030, de acuerdo a su plan estratégico definido desde 2019. A partir de allí, 625 MW adicionales están en proceso de permisos, combinando tecnologías solares y eólicas para garantizar diversificación tecnológica y estabilidad de la red.
En el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Rosina Hernández, directora de Mercado Eléctrico de EGE Haina, anticipó: “Vamos a tener el mayor parque de hibridación de República Dominicana”.
Se trata de una infraestructura compuesta por tres bloques: el Parque Solar Esperanza I (76 MW), ya operativo; el Parque Solar Esperanza II, con 48.29 MW en fase avanzada de construcción; y el Parque Eólico Esperanza, que aportará 49.5 MW y tiene previsto entrar en operación en el segundo semestre de 2026.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) ya otorgó concesiones definitivas para estos desarrollos. En particular, el Parque Esperanza I cuenta con contrato de compraventa de energía firmado con el Gobierno, mientras que el bloque Esperanza II y el parque eólico también disponen del respaldo institucional necesario para avanzar hacia la operación.
Los trabajos en la instalación están avanzados principalmente en el proyecto solar. No obstante, también se registran progresos en el de tecnología eólica. Según Hernández, el equipo técnico ya se encuentra en la etapa de cimentación de las fundaciones de los aerogeneradores, que serán provistos por la firma Vestas.
La compañía también evalúa la instalación de sistemas de almacenamiento en baterías, no solo como complemento a sus plantas solares, sino también como solución de regulación de frecuencia y mecanismo para reducir las restricciones de transmisión. En este sentido, la ejecutiva remarcó:
“Estamos analizando también como proyectos de instalación stand alone para poder ayudar a las restricciones o eficientizar las restricciones de transmisión”.
Otra de las novedades estratégicas para este año es la próxima participación en la licitación nacional anunciada por el Ministerio durante el FES Caribe. EGE Haina tiene proyectos en carpeta listos para ser presentados, con o sin almacenamiento asociado: “Ya ahora en el 2025 esperamos muy ávido, me imagino como todos, el lanzamiento de la licitación que ya anunció nuestro ministro”, comentó Hernández.
Además de las renovables, la compañía está culminando el ciclo de ampliación de su central SIBA, un proyecto de 68 MW en gas natural con dos recuperadoras de calor, orientado a mejorar la eficiencia sin aumentar el consumo de combustible.
“Lo que van a hacer es incrementar la capacidad de la central e incrementar la eficiencia sin incrementar el uso de combustibles”, señaló la directora de Mercado Eléctrico.
“Estamos bastante afianzados aquí en apoyar la transición de la matriz energética de la República Dominicana”, afirmó Hernández haciendo aquel repaso de proyectos en su cartera que contribuirían a la descarbonización de la economía dominicana desde el sector eléctrico.
BESS del Desierto es el nombre de la primera central BESS Stand-Alone de gran escala de Chile y América Latina, que realizó su ceremonia de inauguración este jueves 24 de abril en la comuna de María Elena, Región de Antofagasta. En el evento, más de 100 personas, entre referentes y autoridades de la industria energética, se reunieron en pleno Desierto de Atacama para participar de este nuevo hito para el mercado eléctrico, que llega de la mano de Atlas Renewable Energy.
Gracias a su modalidad de almacenamiento stand-alone, este sistema operará de forma completamente independiente y autónoma. Cuenta con una capacidad instalada de 200 MW y 800 MWh de almacenamiento, lo que equivale a la energía necesaria para movilizar cerca de 2.500 buses eléctricos de transporte público urbano con más de 500.000 km de autonomía, o recorrer más de 100 veces la longitud de Chile.
Emplazada en más de tres hectáreas, BESS del Desierto optimizará -a través de sus 320 baterías- el uso de energía solar, almacenándola en horarios de abundancia y reinyectándola a la red en momentos de alta demanda. Se estima que la central podrá reinyectar alrededor de 280 GWh anuales a la red eléctrica, reduciendo -además- los vertimientos de energía renovable y fortaleciendo la estabilidad del sistema eléctrico nacional que tanto requiere el país.
BESS del Desierto comenzó su construcción en 2024 y convocó a un equipo proveniente de las comunidades de María Elena, Tocopilla y Calama, alcanzando un peak de aproximadamente 200 trabajadores. El 25% de la mano de obra correspondió a mujeres, quienes participaron en distintas etapas del proyecto. Durante el desarrollo, se realizaron más de 1.300 descargas de equipos y fundaciones, sin registrar incidentes con daño de materiales ni accidentes laborales.
La actividad contó con la presencia del co-fundador y CEO de Atlas Renewable Energy, Carlos “Ucho” Barrera, quien destacó: “BESS del Desierto representa un hito para la transición energética de América Latina. Con esta tecnología, podemos almacenar energía solar durante el día y entregarla durante la noche, resolviendo uno de los principales desafíos de las energías renovables: la intermitencia. Esto nos permite ofrecer a nuestros clientes industriales—como centros de datos, minería y manufactura—una fuente de energía más estable limpia y confiable las 24 horas del día. Es un paso firme hacia una matriz energética más moderna, resiliente y sostenible.”
En esa misma línea, Alfredo Solar, Regional Manager de Chile y el Cono Sur de Atlas Renewable Energy, destacó la importancia que este proyecto representa para Chile, agregando que «BESS del Desierto no es sólo un hito para nuestra compañía, sino que también para Chile. Y hemos logrado dar este paso gracias a un alineado trabajo con los territorios, al respaldo de importantes instituciones financieras, que han visto en Atlas una compañía segura para impulsar el desarrollo de energías renovables y almacenamiento en el país, como también por las grandes industrias y empresas que han confiado en nosotros como sus aliados estratégicos en el suministro de energía. El almacenamiento es una solución tecnológica innovadora que nos permite seguir avanzando en nuestra transición segura, confiable y estable, permitiendo aprovechar al máximo nuestros recursos naturales que hoy, gran parte de ellos, se están perdiendo a causa de los altos vertimientos. Como Atlas, nuestro compromiso es seguir entregando respuestas concretas a los desafíos que nos impone el segundo tiempo de la transformación energética».
Por su parte, el ministro de Energía, Diego Pardow, durante su participación en la ceremonia señaló: “Hoy hay en operación 950 megas y, con BESS del Desierto, vamos a superar ese umbral. A enero de 2026, habremos alcanzado una meta que inicialmente estaba proyectada para dentro de cinco años. Este es el único proyecto stand-alone con el 100% de su capacidad contratada, lo que requirió un esfuerzo importante desde el punto de vista financiero y legal. Felicitaciones, este es un gran hito. Sigamos trabajando juntos”.
Otro actor relevante fue EMOAC, el brazo comercializador de energía de COPEC, con quienes Atlas firmó un acuerdo de compraventa de energía (PPA) por 15 años para BESS del Desierto en marzo de 2024. Vannia Toro, Gerenta General Copec-EMOAC, comentó al respecto que “gran parte de esta energía será utilizada por Copec-EMOAC para impulsar el transporte público eléctrico del país. Más de 27 electroterminales serán abastecidos con esta energía, permitiendo operar cerca de 2.500 buses eléctricos. Cada uno podrá recorrer hasta 69 mil kilómetros al año, lo que equivale a cruzar Chile de norte a sur unas 14 o 15 veces. Este es un ejemplo concreto de cómo avanzamos hacia un modelo energético más innovador, eficiente y con impacto social positivo”.
La ceremonia contó también con la participación de autoridades regionales como la Seremi de Energía de Antofagasta, Dafne Pino; el Seremi de Economía de Antofagasta, Matías Muñoz; el Administrador Municipal, Cristián Gallardo; representantes empresariales, gremiales, académicos, líderes comunitarios, una comitiva de Brasil y ejecutivos de Atlas Renewable Energy de Latinoamérica.
COMITIVA DE BRASIL
Brasil, país clave en el desarrollo energético de Latinoamérica, está explorando la implementación de sistemas de almacenamiento. En ese contexto, una delegación de altos ejecutivos y periodistas brasileños viajó a Chile para conocer BESS del Desierto, el proyecto de baterías más grande de la región.
YPF, la petrolera bajo control estatal, inauguró la primera etapa del gasoducto que permitirá abastecer de gas natural a la zona de la meseta de Añelo.
Según precisaron desde la compañía a través de un comunicado, esta instalación habilitará el transporte de alrededor de 100.000 m3 por día, que abastecerán a cuatro barrios donde habitan más de 2.000 personas. También beneficiará al Instituto de Formación de Añelo, la Escuela Técnica Prov N°23, la Escuela Primaria N°368, una extensión del Jardín de Infantes N°52, una sala de salud del Hospital de Añelo y decenas de comercios.
Este viernes, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recorrieron el primer tramo del ducto. También participaron del recorrido el intendente de Añelo, Fernando Banderet; y el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino.
Impacto
Marín aseguró que “esta obra mejora la calidad de vida de la gente de Añelo. Sin ustedes, nosotros no vamos a lograr el resultado que esperamos, que es convertir Vaca Muerta en un polo exportaror de 30.000 millones de dólares para 2030″.
Banderet, agradeció a YPF por haber «escuchado a la comunidad» y destacó que esta obra mejora la convivencia entre el desarrollo de Vaca Muerta y la comunidad.
A su vez, Figueroa, reconoció a YPF “porque cada vez que planteamos una necesidad podemos tener una solución. Horacio Marín es un amigo de la provincia, así lo sentimos”.
La obra
Los trabajos se realizaron en tres meses. “Esta iniciativa forma parte del aporte que YPF realiza a las comunidades donde opera”, señalaron desde la compañía.
La obra ya fue entregada al gobierno provincial, que está a cargo de la puesta en marcha y la conexión del servicio de gas naturales en los hogares. Esta primera etapa consta de dos instalaciones de reducción de presión y un gasoducto de 2,5 kilómetros de seis pulgadas que las vincula.
La segunda etapa sumará unos 14 kilómetros más de ducto para llegar hasta instalaciones en Tratayén y poder cuadruplicar el suministro a la zona, habilitando el consumo industrial. El proyecto fue realizado por una contratista neuquina y generó más de 200 puestos de trabajo tanto en campo como en los talleres.
The Energy Circle y The Net Zero Circle, por IN-VR, anuncian la próxima edición del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2025, en un momento decisivo para el futuro energético y económico del país. “Tras el reciente acuerdo de 20.000 millones de dólares con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el gobierno de Javier Milei ha desmantelado los controles cambiarios, liberado el tipo de cambio y promovido un entorno más abierto a la inversión extranjera. En este nuevo escenario, la energía y la minería se perfilan como los motores clave del crecimiento exportador argentino, según el último informe del propio FMI”, remarcaron desde la organización del evento.
Solo en 2024, la Argentina registró un superávit energético de US$ 6.000 millones, y se proyecta un aporte del sector de hasta 0,5 puntos del PBI anual hacia 2030. “Frente a este contexto, el summit de agosto será el foro clave para analizar si el “modelo Milei” puede sostener —y escalar— la transformación energética de Argentina”, aseguraron.
Ejes
Perspectivas macro y energía: El nuevo acuerdo con el FMI, el fin del “cepo”, y cómo esto impacta en inversiones en infraestructura, upstream, gas y renovables.
Exportaciones y financiamiento: Las proyecciones del FMI, nuevos instrumentos financieros y el papel del RIGI como motor de grandes proyectos.
Minería crítica y transición energética: Avances en litio y cobre, y su rol en el posicionamiento de Argentina en la cadena de valor global.
Gas natural y descarbonización: De Vaca Muerta al mundo: estrategias para combinar gas-to-power, LNG, captura de carbono (CCS) y energías limpias.
Energía limpia y almacenamiento: Cómo escalar la integración de renovables (ya el 15% del mix eléctrico) y qué barreras tecnológicas y regulatorias quedan por superar.
La Argentina en el centro de la conversación energética global
Con inversiones upstream por más de US$ 30.000 millones entre 2022 y 2024, una infraestructura en expansión y una nueva política económica, Argentina está reconfigurando su rol como hub energético del Cono Sur.
Pero los desafíos no son menores: inflación persistente, volatilidad política y la tensión entre ingreso especulativo y planificación estructural podrían amenazar este nuevo ciclo. ¿Podrá el país convertir los dólares en desarrollo sostenible?
Para participar, recibir más información o explorar oportunidades de asociación, comuniquese con luana@in-vr.co o complete este formulario.
La Secretaría de Energía aprobó el certificado de Autorización de Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL) en favor del consorcio Southern Energy, que encabeza Pan American Energy(PAE) junto con la noruega Golar, lo que conforma el primer permiso que el Estado nacional otorga a un proyecto de estas características y que tendrá un período de vigencia de 30 años. La medida se dará a conocer a través de una resolución que ya está firmada por la titular de la cartera, María Tettamanti, y se publicará en el Boletín Oficial en los próximos días, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas.
El proyecto que impulsa Southern Energy, al que también se sumaron YPF, Pampa Energía y Harbour Energy, es la primera iniciativa de exportación de GNL en la Argentina, que comenzará a funcionar a mediados de 2027 con la entrada en operación del primer buque licuefactor Hilli Episeyo frente a la costa de la provincia de Río Negro, en el Golfo San Matías. Le terminal flotante tendrá una operación estacional ya que utilizará la capacidad de transporte de gas disponible en el sistema troncal actual durante unos nueves meses al año. A la vez, se prevé la incorporación de un segundo buque, el MKII, con la misma locación marítima.
Números
La solicitud presentada por PAE, cuyo CEO es Marcos Bulgheroni, contempla un volumen máximo de exportación diario de GNL de 385.000 MMBTU o la cantidad máxima anual de 134.400.000 MMBTU, lo que equivale e exportar unos 3.840.000.000 MMBTU. De acuerdo a la presentación de Southern se trata de un proyecto de exportación a largo plazo, con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.
Es la primera vez que se otorga un permiso de exportación en firme por 30 años para abastecer a una terminal de licuefacción de LNG, lo que puede interpretarse como un gesto de confianza tanto para las empresas que deben invertir a largo plazo como para los offtakers (compradores) que puedan contar con una mayor previsibilidad por parte de un proveedor de la Argentina.
Sobre la magnitud del proyecto, semanas atrás el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había destacado que la primera terminal flotante que se dio a conocer públicamente entre todas las iniciativas vigentes, tendrá una capacidad de exportación de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA), y que la incorporación de un segundo barco permitirá sumar un volumen de 3,6 MTPA para llegar a un total de 6 MTPA. Entre ambas unidades se lograría ganar la escala necesaria para una mayor eficiencia y competitividad, pero ya requeriría la construcción de un gasoducto dedicado para unos 20 MMm3 diarios de gas adicionales, en una decisión pendiente de aprobación de las compañías.
Volúmenes
PAE había informado a la Secretaría que, inicialmente, prevé utilizar los excedentes de gas natural y de capacidad de transporte, fundamentalmente durante el período estival, y eventualmente, los excedentes que pudieran producirse en el periodo invernal.
De la misma manera, declaró que la disponibilidad proyectada de gas, sustentada en los planes de inversión, está basada en los Informes de certificación de reservas comprobadas, probables y posibles y de recursos contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, oportunamente presentados por los diversos accionistas, es decir PAE, YPF, Pampa y Harbour. Como parte de esa previsión, durante los primeros cinco años la Secretaría de Energía la autorizó a contar con una disponibilidad de 11,72 millones de m3/d de gas de 9300 kcal para exportación.
En noviembre de 2024, PAE comunicó la inscripción del proyecto en el Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), cuya instalación del primer buque implica desembolsos cercanos a los US$ 2.900 millones en los próximos 10 años. Su puesta en marcha podría dar inicio a una nueva era para la monetización de los recursos gasíferos de Vaca Muerta, posicionando a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global de GNL.
Normativa
La decisión del Gobierno que se dará a conocer durante la semana próxima se sustenta en la resolución 157 de la Secretaría de Energía, a la que accedió este medio, que si bien aún no está publicada tiene fecha del 15 de abril. La medida aprueba la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos. También se aplica la resolución 145 del 3 de abril pasado que aprobó el Procedimiento para la Exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Esta última normativa establece los procedimientos de solicitud, revisión del pedido y otorgamiento de los permisos, asi como las obligaciones del exportador. Ambas disposiciones regulatorias necesarias se derivan de las modificaciones dispuestas por la Ley de Bases a la Ley 24.076, que establece el marco regulatorio del gas natural.
En este caso se destaca la celeridad en el tratamiento y aprobación de la solicitud de exportación de GNL presentada por Southern Energy el 11 de abril de 2025 ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, es decir pocos días después de publicado el marco normativo que establece el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones.
El nuevo CEO de Glencore en Argentina, Martín Pérez del Solay; y el country manager, Juan Donicelli, se reunieron con el gobernador Raúl Jalil para brindarle el detalle de los avances del proyecto MARA (Minera Agua Rica Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina.
En la reunión, Glencore confirmó su compromiso con la búsqueda de un trabajo conjunto entre las partes interesadas para la generación de empleo, desarrollo de proveedores locales y de las comunidades de la zona de influencia.
Allí, el gobernador fue informado sobre los futuros planes vinculados al proyecto, con énfasis en el desarrollo de la próxima campaña, mientras se avanza en la profundización del estudio de factibilidad y el Informe de Impacto Ambiental.
Desarrollo
En el encuentro, Pérez del Solay expresó: “Glencore busca desarrollar proyectos de clase mundial alineados con su propósito de seguir contribuyendo a la construcción de un mundo más evolucionado desde la innovación, las buenas prácticas y el talento local. Trabajamos para generar una incidencia positiva en la economía local y nacional con la convicción de que Argentina puede y debe convertirse en uno de los principales atractivos mineros de la región”.
A su vez, destacó el orgullo de liderar una compañía comprometida con el desarrollo de emprendimientos en el país, focalizados en proyectos de cobre, como lo son MARA en Catamarca y El Pachón en San Juan, claves para la provisión de los productos que hoy el mundo necesita para su desarrollo.
Jalil felicitó a Pérez del Solay por su reciente asunción al frente de la compañía en el país, con la que el gobernador viene trabajando de manera coordinada para el desarrollo de MARA, el proyecto cuprífero que Glencore gestiona desde fines de 2023, y que combina la infraestructura de Mina Alumbrera y el yacimiento Agua Rica.
“El encuentro de las autoridades de Glencore y el gobernador Jalil expone la disposición para dialogar y articular con las autoridades los esfuerzos necesarios para continuar avanzando en un proyecto relevante tanto para la empresa como para la provincia y su comunidad, entendiendo el impulso socioeconómico que genera MARA”, remarcaron desde la compañía.
El proyecto
Proyecto MARA surgió por el proceso de cierre de mina de Bajo la Alumbrera a causa delagotamiento de su vida útil. Frente a este escenario, los responsables de ese proyecto contemplaron la posibilidad de generar una nueva iniciativa integrada y cercana, conectando la planta de procesamiento de Alumbrera con el yacimiento Agua Rica.
Esta integración no requirió de la construcción de una nueva planta ya que está diseñada a partir de la construcción de una cinta transportadora terrestre que conectará los dos puntos y que será la responsable de trasladar el mineral triturado hasta una planta de procesamiento.
En la actualidad, el proyecto se encuentra en la etapa de exploración avanzada en el campo, en desarrollo. El objetivo es realizar estudios geometalúrgicos y geotécnicos. Producirá cobre, molibdeno, oro y plata.
Pese al potencial de Vaca Muerta, Argentina debe continuar importando GNL y hoy llega al país el primer cargamento de ese fluido de un total de 14 que será recibido este año para cubrir la demanda local.
La importación se debe a que si bien existe GNL por demás en la formación neuquina no están terminadas las obras de infraestructura necesarias para el transporte, especialmente hacia el norte de la provincia de Buenos Aires y Santa Fe.
De allí que se espera para este viernes la llegada del primer barco con GNL al puerto de Escobar que fue importado por ENARSA. La carga será procesada por el buque regasificador que está amarrado en ese puerto.
Enarsa realizó dos licitaciones para la compra de cargamentos de GNL importado. La primera licitación se lanzó en marzo y contempló la compra de 6 cargamentos, precisó un informe que publicó Diario de Río Negro.
Por la ola de pico invernal, en mayo de 2024 el gobierno tuvo que comprar de urgencia a Petrobras y se produjo un gap de tiempo que obligó a cortes a industrias.
La semana pasada, la segunda licitación de Enarsa cerró con la importación de ocho cargamentos adicionales. Siete de estos arribarán en junio para atender el pico de demanda invernal. El cargamento restante llegará en julio. Nación estima importar unos 24 cargamentos este año. Sobre los 14 ya licitados, resta el proceso por otros 10 para cubrir las demandas de julio y agosto.
El problema de la falta de GNL es la ausencia de obras. Si bien el gasoducto Perito Moreno ya está funcionando al 100%, la segunda etapa de la obra no se hizo.
Desde el inicio de la nueva gestión gubernamental en diciembre de 2023, la política tarifaria aplicada a los usuarios residenciales de gas natural y energía eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sufrieron ajustes significativos. Lejos de tratarse de ajustes meramente técnicos, las medidas adoptadas representan un viraje de carácter estructural, con consecuencias económicas, sociales y políticas que merecen ser examinadas en profundidad.
En el Informe Indicadores de Coyuntura de abril y que edita FIEL, Santiago Urbiztondo1 analiza la singularidad de los nuevos cuadros tarifarios que puede sintetizarse en tres dimensiones clave: la magnitud de los aumentos, la inconsistencia en el diseño de los cargos y la persistencia de un esquema de subsidios fiscales sólo parcialmente reformulado. Esta tríada de factores no sólo define el impacto inmediato en los hogares consumidores, sino que pone en evidencia los dilemas de fondo que enfrenta la política energética en Argentina: la sostenibilidad financiera de los prestadores, la equidad en el acceso a los servicios públicos y la viabilidad fiscal del Estado.
Efectos correctivos y regresivos
Para Urbiztondo, el rasgo más notorio de la política tarifaria desde diciembre de 2023 ha sido, sin dudas, el nivel de los aumentos aplicados. El gobierno ha procedido a una eliminación casi total de los rezagos tarifarios reales que afectaban a las empresas de transporte y distribución de gas y electricidad. En la práctica, esto ha implicado incrementos que, en algunos casos, cuadruplicaron los valores anteriores, con especial intensidad en los componentes fijos de las facturas.
Este sinceramiento tarifario ha sido presentado como una medida necesaria para devolverle racionalidad al sistema y reestablecer condiciones de inversión y operación en el sector energético. Sin embargo, sus efectos han sido heterogéneos: mientras los balances de las empresas comenzaron a mostrar signos de recuperación, los hogares de ingresos medios y bajos han visto deteriorarse su capacidad de pago, especialmente en un contexto inflacionario y recesivo.
Tarifas mensuales de usuarios residenciales
(antes de impuestos, para consumos promedio dentro de cada categoría y grupo de ingreso, en $/mes) Nov-2023 – Jun-2024 – Abr-2025
* El promedio es ponderado por el número de usuarios residenciales dentro de cada categoría (sin distinguir entre grupos de ingreso).** Se mantiene la apertura de las 9 categorías tarifarias vigentes en Nov-23 para mayor claridad en la comparación. FUENTE: FIEL.
Un diseño técnico de gramática defectuosa
Más allá del aumento en sí, el nuevo esquema tarifario se caracteriza por lo que algunos especialistas han denominado una “gramática defectuosa”. Esta expresión no es metafórica: se refiere al diseño intrincado, poco transparente y carente de lógica distributiva que organiza la estructura tarifaria.
En efecto, la diferenciación entre cargos fijos y cargos variables mantiene una dispersión significativa que, en muchos casos, no guarda relación alguna con el nivel de consumo real del usuario ni con su capacidad económica. Así, usuarios con patrones de consumo similares pueden enfrentar tarifas notablemente distintas por razones que no responden a criterios objetivos ni visibles. A su vez, la categorización por ingresos —implementada como parte del régimen de segmentación— no logra articularse adecuadamente con los parámetros técnicos de facturación.
Por ejemplo, un usuario de ingresos medios-bajos que habita un departamento mal aislado térmicamente puede recibir un cargo fijo similar al de un hogar de ingresos altos, simplemente por registrar un pico de consumo estacional. Esta inadecuada correspondencia entre las categorías socioeconómicas y los umbrales técnicos de consumo erosiona la legitimidad del sistema, y desincentiva conductas eficientes desde el punto de vista energético.
Variación nominal de las tarifas mensuales
(por categoría y grupo de ingreso, en $/mes, Nov-2023 – Jun-2024 – Abr-2025)
Subsidios fiscales: entre la corrección y la continuidad
El tercer pilar de esta reconfiguración tarifaria reside en el tratamiento de los subsidios fiscales, que durante años han sostenido el precio final que pagan los usuarios. La nueva administración se propuso corregir este esquema, apuntando a una mayor focalización en los sectores vulnerables y a una progresiva desarticulación del subsidio universal.
Sin embargo, la corrección fue, hasta ahora, sólo parcial. La tarifa social continúa vigente, aunque su alcance y sus criterios de asignación han sido objeto de revisión. Las transferencias fiscales se han reducido en términos reales, pero no han sido eliminadas. El resultado es un esquema híbrido, donde conviven viejas prácticas de subsidio generalizado con intentos de focalización insuficientemente coordinados.
Esto genera una tensión estructural: por un lado, se reduce el esfuerzo fiscal del Estado; por otro, se incrementa la carga sobre los usuarios sin garantizar que los más vulnerables queden efectivamente protegidos. En términos distributivos, esta ambigüedad puede resultar más regresiva que el antiguo sistema, al transferir el ajuste al usuario sin haber consolidado una red de contención adecuada.
Edenor: Tarifa media
(US$/KWh mensuales), Usuarios Grupo N1, 2019-2025
Una transición tarifaria sin política integral
La combinación de aumentos abruptos, diseño técnico defectuoso y subsidios inconsistentes refleja una ausencia de política energética integral, donde la urgencia fiscal parece haber primado sobre la planificación. El nuevo cuadro tarifario, en lugar de construir previsibilidad, introduce incertidumbre: los usuarios desconocen la lógica que define los importes que deben abonar, las empresas no tienen garantías sobre la estabilidad del esquema y el Estado continúa asumiendo un rol ambiguo, entre regulador, financiador y ejecutor de subsidios.
La falta de un enfoque coherente, transparente y progresivo no sólo obstaculiza la recuperación del sistema energético, sino que debilita la confianza social en el proceso de ajuste. En lugar de corregir distorsiones con racionalidad técnica y justicia social, el nuevo esquema parece haber reemplazado un régimen ineficiente por uno incierto, y un subsidio opaco por una facturación inescrutable.
El dilema tarifario como síntoma estructural
La experiencia de reconfiguración tarifaria en el AMBA, iniciada a fines de 2023, deja en evidencia un dilema estructural que atraviesa a la política económica argentina desde hace décadas: ¿es posible avanzar hacia tarifas económicamente sostenibles sin agravar las desigualdades sociales ni vulnerar derechos básicos? ¿Puede lograrse una transición ordenada sin una arquitectura técnica, legal y comunicacional que le dé legitimidad al proceso?
A la espera de una política tarifaria verdaderamente integral, el panorama actual se define por sus ambigüedades: el sinceramiento de tarifas sin red distributiva sólida; la segmentación por ingresos sin coherencia técnica; la reducción del subsidio sin racionalización completa del sistema. En esta encrucijada, las inconsistencias, disparidades y desafíos que presenta este nuevo régimen tarifario, más que una transición hacia la eficiencia, lo que se ha abierto es un debate pendiente sobre la justicia energética en tiempos de ajuste.
Santiago Urbiztondo es Licenciado en Economía, Universidad Nacional de La Plata (UNLP), Argentina, 1987; Doctor of Philosophy (Ph.D.), en Economía, University of Illinois, 1991. Es Economista Jefe, FIEL; Profesor Titular de Economía y Regulación de los Servicios Públicos, UNLP; Profesor de Estrategia, Competencia y Regulación, Maestría en Economía Aplicada, UTDT︎
A través del Decreto 286/2035, el Gobierno inició el proceso de privatización total de Energía Argentina S.A. (ENARSA), que se llevará a cabo mediante la separación de las actividades y bienes de cada una de sus unidades de negocio.
Como primera etapa, se autoriza la venta del 100% de las acciones de ENARSA en CITELEC S.A., empresa controlante de Transener, responsable de la transmisión eléctrica en todo el país. Esta operación se realizará mediante concurso público nacional e internacional.
Durante años, ENARSA requirió transferencias millonarias del Tesoro para sostener una estructura que no logró resultados eficientes ni en calidad de servicio ni en administración. Este proceso apunta a ordenar el funcionamiento del Estado y permitir que el sector privado, con capacidad de inversión y experiencia, asuma la gestión de actividades clave como la transmisión eléctrica.
El objetivo de esta modalidad es “garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que dicha empresa tiene a su cargo”. La privatización total de Enarsa fue definida como “el medio más idóneo” para “asegurar la continuidad de las operaciones de la empresa de manera eficiente y competitiva”.
De acuerdo a lo que se indica en los considerandos del decreto, en las condiciones actuales “resulta imprescindible promover e incrementar la incorporación de inversores privados” para mejorar su funcionamiento.
El texto añade además que “la intervención estatal a través del desarrollo de actividades propias del sector privado no ha dado los resultados esperados y ha sido incapaz de dar una solución eficiente y rentable para el Estado Nacional y la gestión de los servicios públicos”.
En ese contexto, se señala que en 2023 el Estado Nacional realizó aportes a la empresa por “la suma aproximada de pesos un billón doscientos treinta y cuatro mil ochocientos ochenta y ocho millones quinientos setenta y ocho mil ($1.234.888.578.000)”.
Finalmente, se establece que “la referida propuesta no prevé el otorgamiento de preferencias -contempladas en el artículo 16 de la Ley N° 23.696 y sus modificatorias- ni la aplicabilidad de un programa de propiedad participada”. Esto implica que el proceso de privatización no contemplará beneficios especiales para los actuales accionistas, como Pampa Energía, ni para los trabajadores de Enarsa”.
El CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó hoy que la compañía malaya Petronas no construirá una planta regasificadora en Rio Negro, una decisión que se conoce meses después de que el presidente Javier Milei interviniera activamente para que el proyecto se mudara del puerto de Bahía Blanca, donde había sido asignado cuando se anunció el proyecto- en medio de una fuerte embestida contra el gobernador Axel Kicillof.
La realización del proyecto comenzó a entrar en duda en el momento mismo en que se decidió el cambio de emplazamiento, pero en las últimas horas Marín le dijo al medio especializado Energía On, a quien le precisó que para la exportación marítima de gas se trabajará desde Punta Colorada, en Río Negro, pero sin construir la planta de licuefacción sino a través de la operación de buques regasificadores.
Quedó así sin efecto la inversión que había sido anunciada en 2022, durante el gobierno de Alberto Fernández, como un proyecto conjunto entre YPF y su par estatal malaya, que suponía una inversión de hasta 40 mil millones de dólares y localización en el puerto bahiense, donde ya existe un polo petroquímico.
Pero con la llegada de Milei al poder, la localización de la iniciativa entró en duda: se abrió una puja entre Bahía y el puerto de Punta Colorada, en el que tanto Marin como el presidente de la Nación se mostraron más cercanos a la opción rionegrina. Marin deslizó que Rio Negro ofreció mejores condiciones fiscales. Pero Milei llegó a decir que Petronas no invertiría en Buenos Aires porque Kicillof es “comunista”. Finalmente, a mediados de 2024 le anunció la radicación en Río Negro.
En ese momento, en medio de una gran polémica, hubo advertencias sobre la posibilidad de que el cambio de sede derivara finalmente en la caída de la inversión, una deriva sobre la que habló el propio Kicillof. Ahora, con la confirmación de que la planta no e construirá, fue el propio intendente de Bahía Blanca, Federico Susbielles, quien hizo el reproche. El acalde recordó una declaración del momento del cambio de sede en la que dijo “el tiempo dirá si esto es solo un daño a Bahía Blanca o para todos los argentinos”, para concluir hoy que “el tiempo, dijo”.
Otro que habló fue el ministro de Salud bonaerense, Nicolás Kreplak: “Finalmente pasó lo que suponíamos. El boicot del presidente a la instalación de una planta de GNL en Bahía Blanca en lugar de trasladarla a Río Negro, simplemente destruyó la inversión, los puestos de trabajo y la capacidad productiva. Nuevamente Milei contra Bahia Blanca, contra la Provincia de Buenos Aires y contra toda la Argentina”, escribió en su cuenta de X el funcionario.
Respecto de la modalidad que se usará para la exportación de gas, Marin solo precisó que con los buques “los tiempos son mucho más rápidos -que los de construcción de una planta terrestre- y son todos llave en mano, en donde vos sabés exactamente lo que te va a costar”.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) resolvió este jueves postergar por dos meses la definición de los nuevos cuadros tarifarios del gas y las inversiones que deberán hacer las compañías transportistas y distribuidoras de todo el país hasta 2030. Esta decisión fue formalizada mediante la Resolución 233/2025 publicada en el Boletín Oficial.
La prórroga afecta a la Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas, y a la Metodología de Ajuste Periódico de dichas tarifas. Según la resolución, la extensión del plazo se justifica porque la Autoridad Regulatoria aún se encuentra relevando y analizando la información ingresada en relación con estos dos puntos tras la audiencia pública que se realizó el 6 de febrero.
“Prorrogar, desde su vencimiento y por sesenta (60) días, el plazo previsto en el artículo 24 del Anexo I de la Resolución N.° I-4089/16 para dictar las resoluciones finales vinculadas a los puntos 1) y 2) del orden del día de la Audiencia Pública N° 106″, dicta los considerandos de la medida.
Los nuevos cuadros tarifarios que surjan de la RQT deben regir antes del 9 de julio, el mismo día en el que vence la emergencia energética que declaró el Gobierno a inicio de su gestión.
La resolución del Enargas explica que la postergación en las fechas para comunicar los aumentos de tarifas “no afectan el marco temporal” fijado por el DNU 1023/2024. De esta manera, los cuadros tarifarios se conocerán el 23 de junio, dos semanas antes del vencimiento del plazo.
Cabe recordar que el Enargas se encuentra desde el 1° de enero de 2024 bajo intervención, con poder, entre otras facultades, de realizar el proceso de revisión tarifaria.
Distribuidoras eléctricas de la provincia de Buenos Aires presentaron una nota al gobernador Axel Kicillof para solicitarle una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) para que puedan saldar las deudas que mantienen con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
El pedido de actualización de las tarifas es para que puedan adherirse al esquema de saneamiento de la deuda millonaria de las distribuidoras con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) que lanzó el Gobierno de Javier Milei. De acuerdo a estimaciones del sector, la deuda generada en los últimos seis años a partir del congelamiento de las tarifas del sector, ronda los más de US$ 1.100 millones.
La nota ante Kicillof la presentó la Federación de Cooperativas de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires (APEBA), entidad que brinda servicio a medio millón de usuarios y opera con cooperativas ubicadas en Azul, Olavarría, Tres Arroyos, Necochea, Tandil, Saladillo y Zárate, entre otras localidades.
Sin embargo, según replicó la agencia DIB, el reclamo de ajuste tarifario se extiende a todas las cooperativas del interior, que aducen en su mayoría una dura crisis y advierten sobre un posible quiebre.
Las distribuidoras reclaman a Kicillof una actualización del VAD antes de poder adherirse al esquema y afrontar el flujo de pagos mensuales de este año por la energía que le compran a la administradora eléctrica. Temen que si se “pisan” las tarifas, no podrán hacer frente al régimen de regularizaciónde deudas.
En este contexto, hay un punto que apremia a los distribuidores. Es que según informó el Gobierno este miércoles, el plazo para adherir es de 60 días corridos. Y por ello, las empresas quieren tener “reglas claras” sobre lo que puede pasar con las tarifas en territorio bonaerense.
El plan de pago para empresas como Edesur, Edenor, Edelap o las cooperativas del interior, establece hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas mensuales (seis años), con una tasa equivalente al 50% de la fijada por el Banco Nación, habitual referencia para el MEM. Aplica a deudas hasta el 30 de noviembre de 2024.
Además, se implementará un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.
Este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, de lo contrario serán multadas y perderán el beneficio, informaron desde la Secretaría de Energía. También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red.
A través del Decreto 286/2025, el Gobierno Nacional puso en marcha el proceso de privatización total de la empresa estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA), y considera que con esta decisión “se ha dado un paso importante para mejorar la eficiencia del Estado y fortalecer el rol del sector privado en el desarrollo energético del país”.
Al respecto, comunicó que “en cumplimiento de lo dispuesto por la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, se inicia el proceso de privatización total de ENARSA, que se llevará a cabo mediante la separación de las actividades y bienes de cada una de sus unidades de negocio”.
Como primera etapa, se autoriza la venta del 100 % de las acciones de ENARSA en CITELEC S.A., empresa controlante de Transener, responsable de la transmisión eléctrica en todo el país. Esta operación se realizará mediante concurso público nacional e internacional.
El gobierno argumentó que “durante años, ENARSA requirió transferencias millonarias del Tesoro para sostener una estructura que no logró resultados eficientes ni en calidad de servicio ni en administración. Este proceso apunta a ordenar el funcionamiento del Estado y permitir que el sector privado, con capacidad de inversión y experiencia, asuma la gestión de actividades clave como la transmisión eléctrica”.
“La medida busca mejorar el servicio, fomentar la competencia y garantizar precios reales y sostenibles para todos los argentinos. El sector privado no solo puede hacerlo mejor, sino que además es el motor natural de la inversión, el empleo y la innovación”, sostiene la Administración Milei.
“El Estado se enfoca en lo que debe hacer: organizar, regular y cuidar el buen funcionamiento del sistema energético. Este es un paso concreto hacia una Argentina más moderna, más eficiente y con mejores servicios para su gente”, se remarcó.
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La República Dominicana se prepara para lanzar una nueva licitación de generación eléctrica liderada por las distribuidoras, con un fuerte enfoque en energías renovables y sistemas de almacenamiento. Según confirma el superintendente de Electricidad, Andrés Astacio, el proceso podría iniciarse y concluir dentro de este año.
Durante una entrevista audiovisual concedida en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Astacio detalla que el rol de la Superintendencia será clave en la fiscalización y supervisión de cada etapa.
“El banderazo de salida se dará cuando las distribuidoras nos presenten los pliegos de condiciones sobre los cuales ellos pretenden contratar”, manifiesta el titular de la Superintendencia de Electricidad (SIE).
La legislación dominicana establece que las distribuidoras deben respaldar el 80% de su demanda mediante contratos de largo plazo, mientras que el 20% restante se destina al mercado spot. En este sentido, la autoridad reguladora evaluará que la potencia a contratar que las distribuidoras le presenten esté alineada con las proyecciones de crecimiento de la demanda.
Además, el regulador enfatiza: “Nosotros vemos que los términos de licitación promuevan los principios generales de contratación que debe preservar el Estado dominicano: pluralidad de agentes oferentes, competitividad en precios y que los oferentes cumplan con las condiciones y capacidades técnicas para construir y operar los proyectos”.
Desde la Superintendencia aseguran que el análisis de los pliegos no superará los 60 días, de acuerdo con experiencias previas en procesos similares. Esta agilidad permitiría que la convocatoria vea la luz en los próximos meses, abriendo oportunidades para nuevos desarrollos en el sector.
El ser consultado sobre los plazos hasta la adjudicación, Astacio asegura que “perfectamente se puede lanzar y cerrar en este año”, dejando en manos de las distribuidoras el inicio formal del proceso.
Competencia para renovables y almacenamiento
El funcionario explica que, si bien en el pasado las licitaciones estaban orientadas principalmente a proyectos térmicos, el contexto actual impulsa un cambio. La madurez tecnológica alcanzada por las energías renovables y el almacenamiento permite su incorporación bajo esquemas competitivos.
Astacio aclara que las licitaciones de renovables y térmicas las recomienda por separado en este mercado, para facilitar la evaluación técnica y económica. “Es más fácil la comparación de manzanas con manzanas, porque no es lo mismo operar una central térmica que una renovable”, sostiene.
El superintendente adelanta que no se prevén nuevas licitaciones térmicas este año, ya que el país está avanzando en la construcción de cuatro proyectos que cubrirán las necesidades en este segmento durante los próximos tres o cuatro años. La prioridad ahora es complementar esa capacidad con generación renovable y soluciones de almacenamiento.
El objetivo del Gobierno es claro: fomentar la inversión mediante la competencia, considerada como el mecanismo más eficiente para optimizar precios y calidad del servicio. Esta visión coincide con las declaraciones de otros referentes del sector, quienes destacan que el desarrollo de proyectos mediante licitaciones transparentes es clave para atraer más capital privado y acelerar la transición energética.
Con más de 4 GW instalados a nivel global, Chemik Group continúa consolidando su posición como referente en soluciones tecnológicas para el desarrollo de energías renovables, enfocando su estrategia en Latinoamérica.
La compañía española, reconocida por sus innovaciones que optimizan los costos operativos y de inversión, apuesta por una presencia temprana en mercados emergentes como el argentino, donde prevé un crecimiento significativo hacia finales de 2025.
El Chief Strategy Officer (CSO) de Chemik, Héctor Erdociain, brindó una entrevista destacada durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina y resaltó la importancia de acompañar a los desarrolladores desde las primeras fases de los proyectos para maximizar los procesos.
“Necesitamos estar temprano en los mercados y estar cerca de los desarrolladores para explicar los aportes de valor que dan nuestros productos diferenciales en sus proyectos”, afirmó el directivo.
Esta estrategia responde a la dinámica particular de la región, donde la política energética y los procesos de permisología varían de manera considerable entre países, generando una constante necesidad de adaptación por parte de los fabricantes.
Chemik ya cuenta con una sólida presencia en países como Brasil, Chile, Colombia y Perú, además de explorar oportunidades en Centroamérica y consolidar proyectos emblemáticos en Puerto Rico y España.
En este contexto, la empresa ha iniciado el suministro de su sistema Chekness para un proyecto de 465 MW en Perú, reforzando su posicionamiento regional.
Mientras que el desembarco en Argentina responde a una visión de largo plazo, de manera que la compañía proyecta que el mercado argentino ofrecerá oportunidades concretas a partir del final del corriente año, cuando se espera que los desarrolladores y generadores comiencen a materializar inversiones.
“Espero que para el cuarto trimestre del 2025 empecemos a ver mayores avances y oportunidades reales para la compañía”, manifestó Erdociain, señalando que la clave está en que los actores locales tomen la decisión de impulsar los proyectos para que los fabricantes puedan intervenir con sus soluciones.
La oferta tecnológica de Chemik se centra en la optimización de CAPEX y OPEX, factores determinantes para facilitar la financiación de proyectos renovables. Por ejemplo, el sistema Chekness, lanzado en 2022, ya ha alcanzado los 4 GW instalados.
Esta solución no invasiva permite la monitorización de la corriente en los cables de los strings fotovoltaicos sin necesidad de desconexión, y se alimenta de su propio módulo solar, lo que reduce significativamente los tiempos y costos operativos, generando un impacto directo en la rentabilidad de las plantas solares.
A esta tecnología se suma el String Plus, lanzado en 2024, que optimiza la configuración de los strings evitando la tensión de circuito abierto y aumentando su capacidad. Este ajuste técnico permite ahorros del 4% al 5% en el CAPEX total de los proyectos, gracias a la reducción de costos en trackers, cableado, zanjas y cajas, así como en la mano de obra.
“Toda la mejora que tenemos en el sistema de construcción del proyecto, en el OPEX y el CAPEX, mejorará a que la financiación también sea más fácil si el proyecto en cuestión es más económico”, concluyó el CSO de Chemik.
Goldwind desarrolla actualmente tres parques eólicos en Argentina y prevé duplicar su capacidad instalada para fines de 2026. La compañía ya cuenta con cinco parques en operación —iniciados entre 2020 y 2021— y avanza en nuevos proyectos en distintas regiones del país.
Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina, compartió detalles en el marco del Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, evento que reunió a más de 500 ejecutivos del sector en Buenos Aires. Allí indicó que el parque eólico La Flecha, desarrollado junto con Aluar, tendrá una capacidad instalada de 354 MW, lo que lo convierte en el de mayor potencia del país. “Ya estamos ejecutando la fase de entrega de equipamiento y hemos recibido recientemente el segundo buque en Argentina”, detalló Errea.
En paralelo, la empresa trabaja en el parque eólico Trelew, en colaboración con Genneia. “Es un hito haber firmado con el mayor generador de energías renovables del país”, expresó el ejecutivo. Además, confirmó que se encuentran muy satisfechos con el avance del proyecto, que refuerza su presencia en la región patagónica.
El tercer parque en construcción se ubica en Tierra del Fuego, y es desarrollado junto con Total Energies. “Es el primer acuerdo global entre ambas empresas, y para nosotros tiene un valor estratégico por tratarse de un cliente clave a nivel internacional”, puntualizó Errea. El proyecto, que incluye dos turbinas en una red aislada, presenta desafíos técnicos relevantes, particularmente por las condiciones climáticas extremas y la necesidad de integrar sistemas de almacenamiento con baterías.
“La combinación entre ubicación remota, condiciones meteorológicas y complejidad operativa lo convierte en un proyecto exigente”, explicó. A pesar de los retos, Goldwind planea comenzar la operación comercial del parque durante 2024.
Regulación e infraestructura: oportunidades y desafíos
Consultado sobre el panorama regulatorio actual, Errea expresó que la liberalización del mercado eléctrico es vista como una medida necesaria, aunque todavía genera incertidumbre. “Hay falta de claridad en los detalles regulatorios, lo que ha llevado a que algunos proyectos se pausen temporalmente hasta que haya definiciones más precisas”, advirtió.
Además, remarcó la importancia de resolver los déficits estructurales en infraestructura eléctrica: “Es imprescindible contar con redes de transmisión robustas para que cualquier tecnología de generación pueda ser integrada al sistema”.
Perspectiva sobre almacenamiento energético
La reciente licitación de baterías lanzada por el gobierno fue valorada positivamente por Goldwind. “Es una iniciativa alineada con las tendencias globales”, sostuvo Errea, y recordó que el proyecto previo en el AMBA, enfocado en la estabilidad del sistema, había sido un primer paso relevante. Si bien la nueva licitación no resolverá todos los desafíos estructurales, sí representa un avance clave para consolidar la integración de renovables en la matriz energética argentina.
“El almacenamiento es un componente central del futuro energético en Argentina y en el mundo”, concluyó.
Próxima cita: FES Iberia 2025
Luego de la parada de FES Argentina 2025, uno de los próximos hitos para la industria será el Future Energy Summit – FES Iberia 2025, que se celebrará el 24 de junio en Madrid, en el Colegio Caminos, Auditorio Betancourt. El evento, en su tercera edición, reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, consolidándose como foro estratégico para definir oportunidades energéticas en Europa y Latinoamérica. Más información: FES Iberia.
¿Qué es un análisis de causa raíz, (RCA en inglés)?
Un análisis de causa raíz (RCA) es un proceso sistemático que se utiliza para identificar las causas subyacentes de un evento, rotura o fallo.
Los fallos pueden tener consecuencias significativas para los propietarios de los activos de cualquier industria que se trate, tanto en términos de seguridad, continuidad en la producción y operación y un serio impacto financiero.
El RCA se basa en un “enfoque” sistemático, iterativo y científico que, utilizando una serie de principios, técnicas, metodologías y herramientas profundiza en encontrar la relación entre “causa y efecto” de un fallo.
¿Cuáles deben ser los objetivos al realizar un análisis RCA?
Los objetivos fundamentales se podrían resumir en:
Identificar las causas físicas, humanas y latentes que derivaron en el fallo (rotura, incendio, desgaste, etc.)
Abordar las causas subyacentes del problema, en lugar de las causas superficiales o transitorias
Minimizar la probabilidad de repetición de ocurrencia del fallo
Resolver el problema y detectar oportunidades de mejora para evitar fallos futuros.
¿Qué errores comunes se evitan al resolver la resolución de un fallo aplicando el método RCA?
Se evitan dos errores que son muy comunes en la resolución de problemas:
Evitar la búsqueda de culpables
Error que apunta a pensar que un determinado fallo o avería se podría haber evitado, cambiando la persona (mantenedor, operador, supervisor etc), lo cual no siempre es cierto. Las fallas tienen multivariedad de causas concatenadas, y no son solo responsabilidad de individuos, cambiar la persona no nos va a “garantizar” que el fallo no se repita.
Evitar el sesgo de confirmación
Se trata de un comportamiento “no-consciente”, que hace que, ante la aparición de una falla, rotura etc., las personas busquen, interpreten y recuerden información que confirme sus creencias o hipótesis. Este sesgo también lleva a ignorar y/o descartar toda información que contradiga sus creencias.
Este error muy común, se comete cuando se trata de buscar la “causa” del fallo, con gente de la misma organización (industria, fábrica, planta de generación etc.), que no tiene la “objetividad” necesaria para realizar un análisis completo.
¿En que consiste la metodología del RCA?
En aplicar en una serie de pasos, resumidos en la Standard IEC 62740 -2015, que consisten en:
Comprender y establecer los objetivos y alcances de la investigación
Entender claramente la falla
Identificar objetiva y claramente todas las posibles causas raíz
Evaluar el grado de probabilidad de cada causa raíz
Identificar la(s) causa(s) raíz más probable(s)
Identificar todas las posibles acciones correctivas
Seleccionar y evaluar la eficacia de cada acción correctiva
Proceso de RCA de acuerdo a la IEC 62.740 – 2015
Un RCA requiere la recopilación de grandes volúmenes de datos de diversas fuentes: registros de mantenimiento, informes de inspección y/o intervención, datos operativos, registros de parámetros, eventos, datos SCADA, etc. Al examinar, los analistas pueden identificar patrones, tendencias y anomalías que pueden arrojar luz sobre las causas raíz de los fallos.
En este campo 8.2 Group cuenta con 30 años de experiencia
En próximas entregas, profundizaremos sobre las herramientas de análisis RCA y su aplicación en la Industria eólica y solar.
Servinca, empresa familiar con más de 45 años de trayectoria en República Dominicana, ha logrado posicionarse como un referente en soluciones integrales para el sector energético, combinando ingeniería, diseño, construcción y suministro de proyectos en áreas como energía, agua e industria.
“Cada año hemos tenido presencia en estos sectores, aportando soluciones a través de alianzas estratégicas, consorcios y proyectos EPC directos con los clientes”, destacó Carlos Cabrera, vicepresidente ejecutivo de Servinca, en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).
La compañía, 100% de capital local ha consolidado en los últimos años su posición en el sector energético mediante la ejecución de proyectos clave para la transmisión y distribución eléctrica, y más recientemente sistemas de almacenamiento en baterías (BESS).
Entre sus principales hitos vinculados a infraestructuras eléctricas, Servinca acumula la construcción de 600 km de líneas de transmisión y distribución, abarcando tensiones desde 12.5 kV hasta 138 kV, además de haber puesto en servicio más de ocho subestaciones tanto para clientes del ámbito público como privado.
Actualmente, Servinca ejecuta contratos estratégicos con la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), incluyendo las líneas Santo Domingo, Santiago, Moca-Salcedo, San Francisco y La Vega, todas previstas para concretarse durante este 2025.
“Tenemos cuatro contratos con la ETED que están caminando y deben ejecutarse en el transcurso del año”, aseguró Cabrera.
Desde 2008, la empresa también es contratista de la mina Barrick Gold, operando bajo estándares internacionales de seguridad y calidad. “Nuestra tolerancia cero en seguridad es importante”, añadió el ejecutivo.
Aquello no sería todo. En el campo de las energías renovables la compañía mantiene un rol activo en proyectos hidroeléctricos. “En los últimos cuatro años hemos fabricado, diseñado e instalado más de 2,500 toneladas de acero para una presa”, comentó.
Aunque aún no ha trabajado como epecista de parques solares o eólicos per sé, sí ha participado en algunos parques de estas tecnologías para su interconexión en líneas de transmisión, en la subestación, entre otros montajes mecánicos eléctricos, y más recientemente en la integración de BESS a parques fotovoltaicos.
“Hemos logrado instalar nuestro quinto parque de almacenamiento de batería, sumando 45 MW, y hemos sido pioneros en República Dominicana en integrar sistemas BESS en plantas existentes para regular frecuencias”, afirmó el ejecutivo sobre su colaboración con Fluence, la alianza estadounidense-alemana formada por AES y Siemens.
“Estamos terminando el último reamping de una planta de 8 MW con batería Fluence de última tecnología que se encuentra ahora mismo en fase de prueba”, manifestó el vicepresidente ejecutivo de Servinca, quien subrayó que su know how local habría sido una clave en la ejecución de los primeros proyectos BESS.
En palabras de Carlos Cabrera, la experiencia acumulada por Servinca en el sistema eléctrico dominicano ha sido fundamental para adaptar proyectos internacionales de sistemas de almacenamiento al contexto local.
“Nos tocó ir a Estados Unidos, ver el primer proyecto, hacer un ‘copypaste’ y aplatanar esa ingeniería”, relató Cabrera sobre sus inicios en esta tecnología hace cinco años.
De allí, el vicepresidente ejecutivo concluyó, en el marco de FES Caribe, que es de vital importancia la planificación y el conocimiento local para evitar contratiempos durante la ejecución que se traduzcan en demoras y costos extra significativos.
JA Solar continúa consolidando su liderazgo global como uno de los fabricantes de paneles solares más relevantes de la industria. Con presencia en 165 países y regiones, y una trayectoria que se remonta al año 2007, la compañía se ha distinguido por la calidad tecnológica de sus productos, manteniéndose en el podio de los productores más destacados del mundo.
Durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), María Urrea, gerente de ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, compartió las perspectivas de la empresa en la región, con un enfoque claro: participar activamente en ofertas para proponentes de las nuevas licitaciones previstas en países como República Dominicana y Guatemala.
«Estamos esperando que la licitación favorezca a la solar», comentó María Urrea, refiriéndose a los recientes anuncios de las autoridades de gobierno en FES Caribe vinculado al lanzamiento de un proceso competitivo de las distribuidoras eléctricas de República Dominicana.
Este año, la empresa ya se encuentra suministrando equipos a un proyecto en el país, el Parque Solar Pedro Corto (82,69 MWp), lo que marca su consolidación en territorio dominicano y su confianza en un país que está construyendo un camino sólido en la transición energética.
En este sentido, Urrea subrayó que «quisiéramos que estuvieran más rápido los proyectos solares. Hay varios proyectos que están esperando PPAs», lo que evidencia una necesidad de mayor dinamismo en la tramitación de contratos para viabilizar inversiones.
Ahora bien, si hay un tema que preocupa a la referente de ventas de JA Solar en la región son las exigencias de almacenamiento de energía en baterías a nuevos proyectos solares que aún no encontraría una hoja de ruta clara en República Dominicana. «Vemos una gran atracción por todo lo que es el almacenamiento, y Dominicana lo está tratando de hacer crecer, pero vemos que eso mismo está frenando un poco los proyectos solares», advirtió por lo que ahora en este mercado estarían expectantes del lanzamiento de la licitación de las distribuidoras dominicanas.
Así mismo, su mirada está en el mercado guatemalteco: «Guatemala que para nosotros empieza a ser nuestro país más importante en Centroamérica. Ahí ellos también están tratando de transitar a BESS, ha sido también lento y ahorita se están enfocando muchísimo más en proyectos solares».
No obstante, María Urrea también hizo referencia a otras oportunidades que encuentran en otros países. En Colombia, por ejemplo, «nuestros principales clientes son las empresas de gas… Promigas, Colgas, todo lo que sea gas le está invirtiendo a solar», remarcó, señalando que incluso los actores tradicionales están diversificando sus apuestas energéticas generando nuevas oportunidades de negocios.
En su visión, la transición energética de países insulares debe contemplar sus condiciones particulares, como la limitada disponibilidad de agua o gas. Por eso, destacó el ejemplo de Jamaica, Barbados y Bahamas, donde los proyectos PV + BESS ya son una realidad y donde JA Solar también está enfocando.
YPF Luz continúa con el avance de ingeniería y obra del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza. Recientemente, se concretó un hito clave con la exitosa instalación de la ‘Golden Tracker’. Se trata del montaje estructural y totalmente funcional de la primera fila de paneles solares que tendrá el primer proyecto renovable en ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Este nuevo avance requirió del trabajo coordinado de varios equipos y proveedores, y consistió en la instalación completa de un tracker, con su conexión eléctrica y la verificación funcional del movimiento de los paneles. Esta fila inicial actúa como modelo de referencia para el resto de los paneles.
La calidad y precisión con la que se instala la Golden Tracker es crucial porque establece el estándar técnico que guiará la instalación masiva de los más de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales que tendrá El Quemado.
De esta manera, el proyecto solar más grande de Argentina avanza según su planificación y tiempos estipulados, consolidando las etapas de la obra bajo los más altos estándares de calidad y ejecución técnica.
Cabe destacar que la compañía inauguró hace unas semanas el Parque Eólico General Levalle, de 155 MW, en Córdoba y alcanzó así una capacidad instalada total de 3,4 GW. Este año continúa construyendo dos proyectos renovables más como El Quemado y el Parque Eólico CASA, de 63 MW en Olavarría; con el objetivo de superar los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado:
El gigante gasístico ruso Gazprom ha anunciado un nuevo proyecto de gasoducto de alta presión con el fin de aumentar los suministros de gas a los consumidores de varias regiones Siberia.
“Concluyeron el escaneo láser del terreno y los estudios integrales de ingeniería en el tramo entre las estaciones de bombeo ‘Angárskaya’ y ‘Alexándrovskaya’ (…) Esto creará posibilidades para suministrar volúmenes adicionales de gas a consumidores de la República de Altái, y las regiones de Kémerovo, Novosibírsk y Tomsk”, informó en Telegram la corporación.
El nuevo tramo, según Gazprom, enlazará los gasoductos que pasan por el distrito autónomo de Janti Mansi-Yugrá y la región de Tomsk, y se integrará en el ‘Sistema de abastecimiento de gas oriental’ (VSG, por sus siglas en ruso).
En particular, la corporación indicó que el nuevo ramal se construye con novedosas tuberías de 1.420 milímetros de diámetro especialmente diseñadas para Gazprom que soportan presiones de 150 atmósferas (14,7 megapascales).
“Rusia se convertirá en el primer país a nivel mundial que fabrica gasoductos con estas tuberías”, indicó la empresa.
Fuerza Siberia para Gazprom
Gazprom también informó de la construcción del gasoducto ‘Belogorsk-Jabárovsk’, que enlazará las líneas ‘Fuerza de Sibera‘, que transporta gas a China, con ‘Sajalín-Jabárovsk-Vladivostok’, un sistema de gasoductos, también integrados al VSG.
Según el gigante gasístico ruso, hasta el momento han sido construidos 356 kilómetros del ‘Belogorsk-Jabárovsk’, el 37,6% de este proyecto que tendrá una extensión total de 828 kilómetros.
“El proyecto VSG prevé el desarrollo integral de las capacidades de transporte de gas en el oriente de Rusia, y su posterior conexión al sistema de transporte de gas de la parte europea del país”, explicó Gazprom.
Rusia, cuyo principal mercado de gas era Europa, se ha visto obligada tras el comienzo de la guerra y la imposición de sanciones por parte de Occidente a buscar nuevos clientes, especialmente China y India, y ha lanzado proyectos para incrementar el abastecimiento de gas a los usuarios rusos a lo largo de todo el país.
La legisladora rionegrina Ana Marks presentó un proyecto de comunicación ante la Legislatura de Río Negro solicitando a la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia la ampliación urgente del Plan Calor 2025. El pedido apunta a brindar asistencia a las familias que continúan sin acceso al gas natural, debido a la paralización de las obras del Gasoducto Cordillerano.
La obra, iniciada en 2017, fue diseñada para beneficiar a unas 25 localidades de Río Negro, Neuquén y Chubut, alcanzando a 15.000 nuevos usuarios. Sin embargo, la decisión del actual gobierno nacional de suspender la obra pública dejó inconclusa su ejecución.
En la actualidad, la empresa Camuzzi mantiene restringidas las nuevas conexiones a la red de gas en la zona andina, argumentando falta de presión en el sistema troncal. Esta situación afecta a más de 5.000 familias en Bariloche, que enfrentan el invierno sin acceso a un servicio esencial.
Presenté un proyecto para ampliar el Plan Calor 2025. Más de 5000 familias de Bariloche siguen sin gas por la paralización del Gasoducto Cordillerano. No pueden esperar un invierno más.
“El Estado no puede dar la espalda a quienes, por causas ajenas a su voluntad, no pueden acceder al gas natural. Necesitamos medidas urgentes y concretas para acompañar a estas familias, que no pueden esperar un invierno más”, expresó Marks.
La iniciativa presentada solicita flexibilizar los requisitos del Plan Calor, incorporando a quienes tienen solicitudes de factibilidad rechazadas por la empresa distribuidora. Según el proyecto, la calefacción mediante fuentes alternativas como leña, garrafas o tubos implica altos costos económicos: el metro cúbico de leña supera los $60.000, una garrafa de 10 kg ronda los $20.000, y un tubo de 45 kg cuesta más de $80.000.
“Este es el noveno invierno que muchas familias pasarán sin gas, y no podemos naturalizarlo. El Plan Calor debe ser una herramienta de contención real”, indicó la legisladora. Además, propuso que la provincia destine un porcentaje de las regalías gasíferas al fortalecimiento del plan y a la finalización de la obra pendiente.
El proyecto apunta a generar acciones concretas para mitigar los efectos de una problemática estructural que afecta a miles de vecinos y vecinas de la región cordillerana.
Las 6 plantas de bioetanol a base de maíz y las 11 plantas de bioetanol a base de caña de azúcar produjeron 1,21 millones de metros cúbicos de bioetanol en 2024. De esta manera, la producción de etanol rompió récords, creciendo un 4% respecto al 2023 y marcando el mayor volumen de bioetanol del que se tenga registro.
La recuperación de la producción de caña de azúcar permitió un salto del 26% en la producción de etanol a base de este insumo. Mientras tanto, un recorte del 6% en la producción de etanol de maíz aminoró el salto productivo del 2024. Aun así, la producción de etanol de maíz el año pasado fue la segunda mayor registrada, según registró la Bolsa de Comercio de Rosario.
En este sentido, cabe destacar que el etanol en Argentina tiene dos epicentros productivos: la provincia de Córdoba para el etanol de maíz y el NOA para el etanol de caña de azúcar, con el rol protagónico de Tucumán, Salta y Jujuy. Santa Fe y San Luis también emergen como provincias con producción de etanol de maíz. Promediando los últimos cinco años, el 60% del bioetanol del país fue producido a partir de maíz, mientras que el 40% restante se produjo a partir de caña de azúcar, una distribución similar a la observada en el 2024.
Con una huella de carbono marcadamente inferior que los combustibles fósiles, el desarrollo de biocombustibles como el bioetanol colabora en el desarrollo económico argentino. Al tiempo que agrega valor a los cultivos producidos en el país, la producción de bioetanol mitiga emisiones de gases de efecto invernadero y genera producción y empleo a nivel federal.
La pandemia tuvo enorme impacto sobre la industria de biocombustibles, reduciendo la demanda de naftas y llevando a la industria del bioetanol a operar con niveles de ociosidad superiores al 35%. No obstante, pasados los efectos de la pandemia, la eficiencia productiva, el cumplimiento de cupos y la recuperación de del consumo de combustibles redujeron la capacidad ociosa de la industria, localizándola actualmente en torno al 16%.
La Cámara de Comercio Argentina-Texas (ATCC) liderará una misión comercial energética a la Conferencia de Tecnología Offshore (OTC) 2025 en Houston, que reunirá a más de 100 empresas argentinas del sector energético. El objetivo es profundizar los lazos bilaterales entre Argentina y Texas, fomentar la inversión y promover la adopción de tecnologías de vanguardia. La misión contará con el respaldo de organizaciones clave como Energy Workforce & Technology Council y la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional.
La misión comenzará con la Cumbre Bilateral de Energía: Oportunidades de Inversión en Argentina, un panel de alto nivel con la participación de funcionarios y expertos del sector energético. El evento también contará con la presencia de gobernadores de varias provincias argentinas, quienes reforzarán el respaldo institucional a la misión. La cumbre será seguida por el tradicional Cóctel Internacional Pre-OTC en el Houston Petroleum Club, un evento social y de networking que reúne a funcionarios, empresarios y expertos del sector energético global.
Texas es un destino clave para la industria energética, con una economía que sería la octava del mundo si fuera un país. La región alberga numerosas compañías de exploración y producción de petróleo y gas, y lidera en energía eólica y solar. La OTC es la principal conferencia del mundo en energía offshore, y reúne a miles de asistentes y expositores de todo el mundo.
La misión tiene como objetivo promover la colaboración entre los ecosistemas energéticos de Argentina y Estados Unidos, identificar nuevas oportunidades de comercio e inversión, y facilitar la transferencia tecnológica y el acceso a innovación. Es una oportunidad para que las empresas argentinas se inserten en el mercado texano y para que firmas estadounidenses accedan al mercado energético argentino.
La venta de combustibles registró una suba de 0,9% en marzo y quebró una serie de 15 meses con caídas consecutivas.
Según datos recientemente difundidos por la Secretaría de Energía de la Nación, el volumen total despachado al público durante el tercer mes de 2025 alcanzó los 1.404.669 metros cúbicos entre naftas y gasoil.
Sin embargo, el comportamiento varió según el tipo de combustible. Mientras que el consumo de nafta exhibió una recuperación del 3,51%, el gasoil registró una nueva contracción del 2,34% en términos interanuales.
La nafta Premium fue la que mostró un mejor desempeño, con un aumento interanual del 17,7%. Le siguió el gasoil grado 3, que creció un 11%.
En contraste, la nafta súper retrocedió un 0,64% y el gasoil común cayó un 9,46%.
El análisis territorial mostró un escenario dispar. Catorce provincias lograron incrementar sus volúmenes de ventas respecto a marzo de 2024. Chubut lideró con una suba del 9,4%, seguida por Tierra del Fuego (8,31%) y la provincia de Buenos Aires (7%).
En contraposición, diez jurisdicciones marcaron caídas interanuales. Tucumán encabezó la lista con un fuerte descenso del 13,31 por ciento, seguida por la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (-11,11%) y La Rioja (-7,67%).
Referentes del sector advierten que aún es pronto para hablar de una recuperación consolidada y consideran que la evolución de las ventas en los próximos meses estará estrechamente ligada a la estabilidad de los precios, la evolución de los salarios reales y el nivel de actividad económica general.
Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, anunció este jueves el nombramiento de Felipe Bayón como su nuevo CEO y miembro del Directorio. Su nombramiento se produce tras la decisión de Andrés Ocampo de renunciar por motivos personales. Bayón posee un amplio conocimiento de la Argentina y la región dado que fue CEO de Pan American Energy (PAE) durante cinco años entre 2005 y 2010, por lo que posee un conocimiento de actores y dinámicas de la industria local.
Después de salir de BP, una de las cinco petroleras major del planeta, donde desempeñó casi 20 años de su carrera profesional, Bayón lideró Ecopetrol, la petrolera estatal de Colombia. Uno de los ejes que marcó su gestión al frente de esa organización fue la internacionalización de la compañía, mediante su desembarco en Permian, uno de los principales plays no convencionales de EE.UU. Además, impulsó la llegada de Ecopetrol al Presal, el megayacimiento offshore de Brasil, en asociación con Shell.
Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que su designación podría acelerar la búsqueda de oportunidades regionales por parte de Geopark, que el año pasado cerró una operación de unos US$ 190 millones para asociarse con Phoenix Global Resources en dos áreas en Vaca Muerta. Extrañamente, casi un año después de que se anunciara esa transacción, la gobernación de Neuquén aún no avaló el traspaso accionario dentro de las concesiones.
Felipe Bayón, nuevo CEO de Geopark
Trayectoria
En Ecopetrol, Bayón lideró a 18.000 empleados, supervisó la producción de aproximadamente 700.000 barriles de petróleo por día e ingresos de más de US$ 30.000 millones. Además, entregó resultados récord en materia financiera, operacional y de seguridad. Desarrolló una posición de liderazgo en el sector de transmisión eléctrica de América Latina e inversiones focalizadas en energías renovables, gestión del agua y soluciones climáticas basadas en la naturaleza.
Bayón es un ingeniero mecánico que inició su carrera en 1991 en Shell en operaciones de campo y proyectos, para luego trasladarse a BP compañía en la que trabajó durante 21 años en roles operacionales y de dirección en Colombia, la Argentina, Brasil, Bolivia, EE.UU. y Reino Unido, incluyendo su rol como CEO de PAE, desde 2005 hasta 2010. Además, fue miembro de múltiples directorios en los sectores de energía, servicios públicos, educación y tecnología.
Ante su llegada, desde Geopark precisaron que “Andrés Ocampo ha hecho aportes invaluables a GeoPark durante más de 15 años y contribuyó a impulsar la Compañía desde sus modestos comienzos a su actual posicionamiento reputacional y de liderazgo en la región”.
Ocampo se desempeñó como CEO durante tres años y CFO durante más de ocho años, continuará apoyando a la Compañía y asegurará una transición fluida, según informaron.
Nuevas autoridades
Tras su designación, Bayón expresó: “Estoy emocionado y honrado de unirme al equipo de GeoPark y de tener la oportunidad de liderar su compromiso a largo plazo para ampliar aún más su escala, capacidades, resultados financieros, y trabajar para crear el modelo de la compañía energética independiente internacional exitosa del futuro. Las oportunidades son grandes, el momento es propicio, el respaldo es firme y el equipo está listo para avanzar. Mi agradecimiento al Directorio y al Equipo Ejecutivo de GeoPark por su confianza en mí y su inquebrantable determinación de construir una gran compañía”.
Sylvia Escovar, presidenta del Directorio de GeoPark, aseveró: “En nombre de la Junta Directiva, queremos agradecer a Andrés por su dedicación durante tanto tiempo y su significativa contribución a la Compañía, que nos ha posicionado sólidamente para futuras expansiones”.
Sylvia Escovar, presidenta del Directorio de GeoPark
“La Junta Directiva está complacida de dar la bienvenida a Felipe Bayón a GeoPark. Creemos que será un catalizador para avanzar en las abundantes oportunidades en nuestra región y llevarnos a un crecimiento transformacional. Felipe es un verdadero explorador, operador y consolidador —en línea con la visión fundacional de GeoPark— y está comprometido a llevarnos adelante para alcanzar nuestros objetivos estratégicos a largo plazo y convertir a GeoPark en una compañía más grande, fuerte y exitosa”, aseguró Escovar.
Por último, Ocampo aseguró: “Ha sido un privilegio y una alegría ser parte de la historia de GeoPark durante todos estos años. Como accionista de largo plazo, creo que Felipe es el CEO adecuado para liderarnos hacia el futuro. Dar la bienvenida a un líder tan destacado marca un paso importante hacia adelante en momentos en que entramos en nuestro próximo y poderoso capítulo de crecimiento”.
Puma Pris, la app de Puma Energy, continúa evolucionando y ahora permite realizar pagos de cargas de GNC y en compras en tiendas Super 7 y Shop Express directamente desde el celular. Estas nuevas funcionalidades refuerzan su posicionamiento como una herramienta clave para mejorar la experiencia de los clientes en toda la red de estaciones de servicio.
Con estos nuevos servicios, los usuarios pueden pagar de forma ágil y segura, y además sumar puntos y canjearlos por vouchers de descuento que alcanzan los $18.000. Por cada 1 m³ de GNC, obtienen 1 punto Pris, y por cada $1.200 en compras en tiendas, suman 3 puntos.
Estas mejoras se suman a otros beneficios muy valorados por los usuarios de Puma Pris, como el 10% de descuento todos los miércoles en cargas de Súper, Premium e Ion Diesel, y el 10% de descuento los domingos al abonar a través de la app con la modalidad Dinero en cuenta de Mercado Pago, según precisaron desde la compañía.
Medios de pago
Es importante destacar que Puma Pris permite utilizar distintos medios de pago: tarjetas de débito, crédito, Dinero en Cuenta de Mercado Pago y también efectivo en las estaciones de servicio adheridas.
Desde la empresa remarcaronn que “Con más de 1.5 millones de usuarios en la región, Puma Pris se consolida como una solución tecnológica integral, pensada para brindar comodidad, ahorro y una experiencia a la altura de lo que los clientes se merecen”.
“Puma Pris es un proyecto estratégico clave para la compañía. Nos permite cuidar a nuestros clientes y ofrecerles una experiencia ágil, moderna y a la altura de lo que se merecen”, destacó Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy Argentina.
“La app refleja nuestro compromiso con la innovación y la mejora continua del servicio. Queremos que cada visita a una estación Puma sea una experiencia simple, rápida y beneficiosa para nuestros usuarios”, agregó.
Puma Pris está disponible para descarga gratuita en App Store y Google Play.
Arminera 2025 es la cita ideal para los protagonistas de cada una de las etapas de la cadena de valor de la industria minera. Se presenta como una plataforma de negocios que potencia la inserción de la Argentina en el mundo. En sus pasillos, las empresas exhibirán sus mayores avances y reflejarán la evolución del sector hacia una minería más eficiente y productiva. La exposición tendrá lugar del 20 al 22 de marzo en La Rural.
Convergerán allí nuevas tecnologías y productos novedosos, como los equipos de protección personal de Libus, que presentará su línea de respiradores y cascos, entre otros. También dirán presente compañías como Big Dipper, que mostrará lo último en tecnología robótica: robots cuadrúpedos y humanoides programados para realizar control de perímetros, videovigilancia, salvataje y registro de la seguridad.
Oportunidad
Los participantes coinciden en definir al evento como una iniciativa estratégica para consolidar el crecimiento del rubro. “Es una oportunidad para conectar con actores clave de la industria, explorar nuevas alianzas y compartir nuestro conocimiento técnico”, afirmaron desde IPH, una de las empresas que presentará su línea de soluciones especializadas para el izaje y movimiento de cargas pesadas.
“Estamos enfocados en la mejora continua, en la inversión tecnológica y en la capacitación de nuestro equipo. Queremos ofrecer respuestas a las crecientes demandas del mercado”, agregaron.
La exhibición, organizada por la Cámara Argentina de Empresas Minera (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, otorgará un espacio destacado a las propuestas que abonan al desarrollo de la eficiencia y la sustentabilidad.
Este es el caso de la compañía Inquinat, que acercará distintos productos orientados a optimizar la utilización eficiente del recurso hídrico. Expondrá artículos y servicios tales como la puesta en marcha de plantas de tratamiento de agua para potabilización y consumo. “Mantenemos un compromiso natural con el cuidado del medio ambiente”, sostuvieron desde la empresa.
Siguiendo esta línea, desde CIMC WETRANS, empresa líder en fabricación de contenedores y soluciones modulares, resaltaron la importancia de impulsar una minería “sustentable, segura y alineada con los desafíos ambientales de las provincias argentinas”.
Dentro del mismo rubro, también Modulor anunció la presentación de nuevos productos integrados que buscan optimizar la eficiencia energética, redes, conectividad y recursos para el uso remoto. Una edición con múltiples actividades para estrechar vínculos.
Este año, el evento ofrecerá distintas actividades destinadas a difundir las experiencias de quienes diariamente impulsan el crecimiento de la industria.
“Eventos como el Arminera Summit 2025, la Ronda de Desarrollo de Proveedores Arminera 2025 y la Plaza de Máquinas consolidan a la exposición como el escenario elegido por los principales decisores del rubro”, destacaron desde la organización.
Además, las provincias productoras de minerales estarán presentes en la Mesa del Litio y la Mesa del Cobre, espacios diseñados para fortalecer acuerdos estratégicos y potenciar el desarrollo de estos recursos clave.
Los profesionales, empresarios e interesados en la industria minera que deseen conocer el cronograma de actividades pueden ingresar al siguiente link.
El Ente Nacional Regulador del Gas prorrogó por 60 días el plazo para dictar las resoluciones finales referidas a las nuevas tarifas del gas surgidas de la Revisión Quinquenal (RQT) de las tarifas de Transporte y de Distribución de gas natural, y luego de la audiencia pública (número 106) realizada en febrero último.
La medida se dispuso mediante la Resolución 233/2025, publicada en el Boletín Oficial y firmada por Carlos María Casares. Se justificó en el texto que “la Autoridad Regulatoria aún se encuentra relevando y analizando la información ingresada”. El ENARGAS también, deberá pronunciarse sobre la metodología de ajuste periódico de tales cuadros tarifarios.
Desde la Secretaría de Energía se hizo hincapié en que “La prórroga de 60 días de la definición de los nuevos cuadros tarifarios, obedece a una necesidad formal ya que sino se perdía la validez de la Audiencia Pública 106 (del 6 de febrero). Es estrictamente por lo plazos procesales. Los nuevos cuadros tarifarios de la RQT se publicarán en mayo”.
Esto, en línea con lo establecido por el Artículo 3° del Decreto DNU 1023/24 que determinó que “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria iniciada en función del Decreto DNU 55/23, no podría exceder del 9 de julio de 2025”.
Cabe referir además que el 31 de marzo, mediante la Resolución 182/2025, se convalidó la legalidad de la audiencia 106 y se estableció que las resoluciones vinculadas a los puntos discutidos en esa instancia “se emitirían conforme a los plazos legales, con posibilidad de prórroga fundada”.
El último cuadro tarifario según categorías de usuarios dispuesto por el ENARGAS entró en vigencia el 31 de marzo. Aunque las empresas distribuidoras solicitaron en la referida audiencia aumentos de al menos 50 %, sumado a un 20 % adicional por costos de transporte, el Gobierno (a través de la Secretaría de Energía) dispuso que los incrementos a los usuarios finales no superarían el 10 por ciento, y la activación de un esquema transitorio de actualización mensual según la inflación calculada por el Indec.
Las resoluciones de los nuevos cuadros tarifarios por categoría de usuarios y zonas del suministro del servicio serán complementadas por la continuidad de la revisión a la baja de los subsidios del Estado a este servicio, tal como ocurrirá con el de la electricidad, sobre todo con los sectores de ingresos medios.
Refinor comunicó el cierre de la destilería que opera en el paraje Campo Durán, a unos 45 kilómetros al norte de la ciudad salteña de Tartagal, debido al declino de la producción de la Cuenca Noroeste por el agotamiento que presentan los campos maduros de la provincia de Salta. Desde la compañía comunicaron que decidieron reconvertir su modelo de negocio con el fin de adaptarse a los desafíos actuales y aprovechar las oportunidades que ofrece la matriz energética de la Argentina.
“Como parte de este proceso, la compañía ha resuelto discontinuar las operaciones de refinación en el Complejo Campo Durán. Esta decisión se toma con responsabilidad, teniendo en cuenta el sostenido declive de la cuenca NOA y su impacto en la disponibilidad de petróleo crudo”, precisaron a través de un comunicado difundido este miércoles. En diálogo con EconoJournal, una fuente interna de la empresa complementó: «La falta de disponibilidad de crudo en los yacimientos del norte tornó desde hace tiempo en antieconómica la actividad de refinación. Lo que estamos haciendo es reorganizar el modelo de negocios de Refinor, priorizando los negocios de gas natural que habilita la reversión del Gasoducto Norte y garantizando el suministro de combustibles a nuestra red de clientes».
¿Qué ocurrirá de ahora en más?
El paquete accionario de Refinor, que comenzó a operar en 1992, pertenece en un 50% a YPF y en un 50% a Integra, el holding que encabeza José Luis Manzano, que en octubre de 2022 desembarcó en la refinadora a través de la subsidiaria Hidrocarburos del Norte. El complejo posee una capacidad de procesamiento de 20,3 millones de metros cúbicos (m3) por día de gas para obtener los subproductos propano, butano y GLP. Sin embargo, hace varios años venía atravesando una situación compleja por la caída de la producción de crudo en el NOA que derivó en que ahora la compañía tome la decisión de discontinuar la operación de la destilería de petróleo.
No obstante, fuentes al tanto del proceso indicaron a EconoJournal que la empresa seguirá asegurando el abastecimiento de combustibles para su red de estaciones de servicio y clientes industriales en la región.
Uno de los proyectos que tiene en carpeta Refinor apunta a revertir el poliducto que conecta Salta con el norte de Córdoba a fin de utilizar esa infraestructura para abastecer a la región con combustibles y reemplazar la logística por camión, mucho más costosa.
Refinor llegó a tener 130 estaciones y en la actualidad, por el declino de la cuenca, cuenta con 76 operativas. El año pasado cerró con un EBITDA (ingresos antes de impuestos) cercano a un millón de dólares, aunque en 2022 y 2023 registró pérdidas importantes en su balance.
Aprovechamiento del gas
La firma tiene proyectos vinculados al aprovechamiento de gas natural en la región a partir de la reversión del Gasoducto Norte. En la actualidad, se encuentra está exportando gas a través del Gasoducto Madrejones hacia Bolivia.
Si bien en los últimos meses existió interés por parte de inversores locales con respaldo internacional para apuntalar financieramente un proyecto de reconversión de la empresa, lo concreto es que hoy no existe ninguna negociación avanzada.
Fuentes privadas aseguraron a este medio que a fines del año pasado hubo una propuesta concreto de un inversor a YPF para potenciar el negocio de Refinor y transformarlo en un hub de exportación de combustibles hacia Bolivia y Paraguay —incluso se llegó a pensar en alguna inversión bajo el paraguas del RIGI—, pero por motivos que se desconocen la iniciativa no prosperó.
Impacto
Desde el Sindicato de Trabajadores de la Industrialización Privada de Petróleo y gas de Salta y Jujuy y la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas privado y BIO declararon estado de alerta y movilización de sus bases. También le exigieron al estado provincial de Salta y al Estado Nacional poner en práctica políticas urgentes para revertir la decisión de la empresa.
A su vez, rechazaron todo pedido de reducción de personal y pidieron dejar abierta una instancia de diálogo constante a fin de evitar una medida de fuerza nacional.
En el comunicado que difundieron desde los gremios detallan que hace menos de 60 días los trabajadores firmaron un acuerdo de suspensión, retiros voluntarios y egresos jubilatorios, con la finalidad de «optimizar los recursos» existentes para adecuarse a esta nueva realidad operativa condicionada por la materia prima disponible.
YPF Luz describió el avance de ingeniería y obra del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza. Este mes se concretó la instalación de la ‘Golden Tracker’. Se trata del montaje estructural y funcional de la primera fila de paneles solares que tendrá el primer proyecto renovable en ingresar al RIGI.
Este avance requirió del trabajo coordinado de varios equipos y proveedores, y consistió en la instalación completa de un tracker, con su conexión eléctrica y la verificación funcional del movimiento de los paneles. Esta fila inicial actúa como modelo de referencia para el resto de los paneles.
La calidad y precisión con la que se instala la Golden Tracker es crucial porque establece el estándar técnico que guiará la instalación masiva de los más de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales que tendrá El Quemado, se explicó.
De esta manera, el proyecto solar más grande de Argentina avanza según su planificación y tiempos estipulados, consolidando las etapas de la obra bajo los más altos estándares de calidad y ejecución técnica.
La compañía inauguró hace unas semanas el Parque Eólico General Levalle, de 155 MW, en Córdoba y alcanzó así una capacidad instalada total de 3,4 GW.
Este año continúa construyendo dos proyectos renovables más como El Quemado y el Parque Eólico CASA, de 63 MW, en Olavarría; con el objetivo de superar los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado:
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.
Superficie de instalación: más de 600 hectáreas.
El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
Fecha de inicio de operación: primer trimestre de 2026.
Acerca de YPF Luz YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013.
En la actualidad la compañía tiene una capacidad instalada de 3,4 GW que provee al mercado mayorista e industrial, y 368 MW en construcción. YPF Luz tiene como misión generar energía eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.
AbraSilver, la compañía minera controlada por Central Puerto, anunció un nuevo descubrimiento de cobre en el proyecto La Coipita, ubicado en la provincia de San Juan. La minera afirmó que los resultados de la campaña de perforación arrojaron “una intersección significativa de mineralización de cobre de alto grado, lo que representa un nuevo descubrimiento que incluye una zona de enriquecimiento secundario bien desarrollada, dentro de un sistema de pórfido a gran escala”.
Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, se convirtió en la controlante de la minera AbraSilver en marzo al adquirir la mayoría del paquete accionario. La minera también tiene a cargo el proyecto de oro y plata Diablillos.
En abril del año pasado Central Puerto ingresó al sector minero comprando una parte minoritaria de AbraSilver, una empresa junior de capitales canadienses. Luego, este año amplió su participación para convertirse en la controlante.
Fue la primera inversión en el sector minero de Central Puerto, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany. En diciembre también desembarcó en el negocio del litio al adquirir el 27,5% del proyecto Tres Cruces, ubicado en Catamarca.
Previo al desembarco de Central Puerto, AbraSilver había firmado un joint venture con una de las empresas subsidiarias de la canadiense Teck Resources Limited. El acuerdo fue exclusivamente para explorar y desarrollar el proyecto de cobre, oro y molibdeno La Coipita.
Descubrimiento
En 2024 se realizó la primera campaña de perforación de cinco pozos. Este 2025, AbraSilver está realizando la segunda campaña, que cuenta con la perforación de tres pozos: DDH-LC25-006, 007 y 008, que totalizan 3.523 metros perforados. En el pozo 006 fue donde se realizó el nuevo descubrimiento de cobre.
John Miniotis, presidente y director ejecutivo de AbraSilver, indicó que el nuevo descubrimiento de cobre en La Coipita “se destaca por tener una importante sección de 114 metros con 0,70% de cobre dentro de una sección más amplia de 621 metros con 0,38% de cobre. Estos resultados confirman la presencia de un sistema de pórfido bien desarrollado con gran potencial”.
“Con la perforación financiada y operada íntegramente por Teck, creemos que este descubrimiento representa un gran avance para liberar el valor de este distrito poco explorado, ubicado en una importante franja cuprífera. Esperamos actualizar la información del mercado a medida que se reciban ensayos adicionales y se evalúe con más detalle el potencial general del proyecto”, agregó.
Por su parte, el vicepresidente de Exploración de Teck, Stuart McCracken, remarcó que “nos alientan estos primeros resultados de perforación del proyecto La Coipita. A medida que buscamos avanzar en la exploración, Teck está fortaleciendo su presencia en la región y seguimos enfocándonos en fortalecer las relaciones con las comunidades y proveedores locales, incluyendo aquellos en Calingasta y San Juan y sus alrededores”.
La Coipita
El proyecto está ubicado a una altitud de entre 3.500 y 4.500 metros sobre el nivel del mar. Consta de más de 70.000 hectáreas en la parte occidental del departamento de Calingasta, en San Juan. La Coipita se encuentra dentro del cinturón epitermal de pórfido del Mioceno de la Argentina y Chile.
Las áreas objetivo tienen características geofísicas, geológicas y geoquímicas coincidentes que son consistentes con intrusiones de tipo pórfido mineralizado de cobre y oro, ya sea debajo de sistemas de alta sulfuración o en áreas estructuralmente elevadas, según informaron desde AbraSilver.
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Perú vive un renovado interés por parte de los clientes libres en sumar energía solar a sus esquemas de suministro. El fenómeno tiene distintas explicaciones, entre ellas el descenso sostenido en los precios de la tecnología, las condiciones climáticas y los ajustes tarifarios eléctricos. Pero también responde a un contexto regulatorio que empieza a abrirle la puerta a nuevas oportunidades para energías renovables.
“En 2023, tuvimos sequías en Perú, lo que generó un aumento en la tarifa eléctrica. Y junto a la reducción de los costos de los paneles solares es que la energía solar se volvió más rentable a comparación de la convencional”, señaló Nataly Llontop, Country Manager Perú de Ralux Solar.
En los últimos años, el mercado eléctrico peruano ha transitado una expansión notable. Solo el segmento de clientes libres creció de 250 suministros en 2010 a más de 3.000 al cierre de 2024. Por lo que el sector de la energía solar tendría una oportunidad sin precedentes para trasladar la competitividad que ha logrado en su tecnología a sectores productivos en ascenso en este mercado.
En el marco de una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, la representante de Ralux Solar identificó un creciente interés por proyectos entre 1 y 10 MW destinados al autoconsumo de clientes libres.
Llontop comentó que actualmente “los clientes agroindustriales presentan un alto consumo eléctrico en los distintos packings de sus fundos agrícolas. En cada uno de ellos, se requieren proyectos que van desde 1 MW hasta 4 MW, dependiendo de su capacidad”, explicó.
En cuanto a los sectores productivos que apuestan por esta tecnología, la profesional consultada mencionó en primer lugar a la minería: “Están implementando mucho solar en el sector minero, muchas operaciones mineras en Perú se ubican entre los 2,000 y 5,000 msnm, donde el acceso al tendido eléctrico es limitado. Por ejemplo, recientemente se instaló una planta solar de 600 kW a más de 4,700 msnm, proyectos como este ya están siendo replicados y se vuelven de interés para los inversionistas”.
Además de minería y agroindustria, también mencionó que el interés se extiende al sector inmobiliario, impulsado por incentivos estatales como el programa Mi Vivienda Verde. Este instrumento ofrece mejores tasas de interés a usuarios finales si adquieren propiedades con paneles solares.
¿PPA bilateral o búsqueda de EPC para proyecto propio? “Usuarios libres optan por ambas modalidades. Pero por el momento, lo que prima es la contratación de EPC”, confirmó Llontop, asegurando que un 40% de los nuevos proyectos se enmarcaría en un PPA bilateral y un 60% serían proyectos propios de industriales que buscarían un EPC para su concreción. Aunque los proyectos PPA son menos cantidad, el volumen por cada proyecto es considerable.
Las modificaciones recientes a la Ley 28.832 que permitiría nuevas modalidades de contratación y facilita el ingreso de tecnologías limpias a más consumidores fue un detonante para que empresas internacionales destinen recursos al mercado peruano.
Nataly Llontop valoró este contexto como favorable para la llegada de Ralux Solar a Perú: “Ralux es una empresa italiana que fabrica estructuras para montaje de paneles solares. Somos extrusores de aluminio, contamos con toda la cadena de suministro. Ingresamos a Perú en febrero de 2025, sin embargo previamente tuvimos presencia mediante una distribuidora, hoy ya contamos con almacén propio en Lima para atender con la mayor rapidez y profesionalismo a clientes de todo el Perú”, detalló.
La empresa busca replicar el liderazgo alcanzado en otros mercados de la región como por ejemplo Colombia, donde Ralux Solar ostenta la mayoría del market share. “Creemos y estamos convencidos que también vamos a lograrlo aquí en Perú”, afirmó Llontop.
Todo indicaría que la compañía va por buen camino. Con un marco legal actualizado que permitiría el despliegue de nuevos proyectos y con apenas dos meses en el mercado la empresa de soluciones de aluminio anodizado y acero galvanizado ha tenido una gran receptividad.
Una de sus propuestas más valoradas en el mercado peruano es la estructura con miniriel y microriel, la cual optimiza el material sin perjudicar la garantía estructural.
La compañía también tiene disponible soluciones modulares con ingeniería a medida para proyectos solares, desde instalaciones en carports y techos de almacenes o edificios comerciales, hasta estructuras en suelo, entre hincado y uso de apoyos de concreto, para proyectos industriales y utility scale.
“Cada proyecto recibido pasa por un estudio técnico y es evaluado por nuestro equipo de ingeniería en Italia, quienes nos envían un layout específico para cada caso. Esto nos permite recomendar el sistema con la mejor optimización de material, garantizando no solo un diseño estructural adecuado, sino también un precio competitivo”, enfatizó la Country Manager de Ralux Solar en Perú
Megaevento en Perú
Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un megaevento de energías renovables en el Perú el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.
En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el sector energético aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.
Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios.
Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com
La creciente demanda de soluciones de almacenamiento energético encuentra en Risen a uno de los protagonistas más sólidos del mercado. Con una trayectoria de nueve años en el desarrollo de sistemas BESS, la compañía china ha conectado más de 3,5 GWh a nivel global y se posiciona como líder en mercados estratégicos de América Latina.
La expansión regional de Risen responde a una visión clara: ofrecer tecnologías que permitan reducir el costo nivelado de energía (LCOE) y acompañar el crecimiento de las renovables con sistemas de almacenamiento eficientes y seguros. Esta estrategia se apalanca en una capacidad de producción de 15 GWh anuales, resultado de la inauguración de su primera fábrica de baterías en China en 2018.
“Risen no es un fabricante de paneles que está ingresando al negocio de almacenamiento, sino que tiene 9 años de experiencia. Antes comercializábamos nuestros sistemas a través de la firma SYL, pero desde hace algunos meses nos llamamos Risen Storage”, indicó Juan Gattoni, director global de Cuentas Estratégicas de Risen, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Estamos convencidos que se viene un boom en renovables y almacenamiento, no solo para hibridar parques solares, sino también en proyectos stand-alone que dan servicios auxiliares a la red en diferentes partes del mundo. Incluso tenemos muchos contratos y muchos GWh a conectar próximamente”, agregó.
El crecimiento de la compañía en sistemas de baterías se extiende a diversas regiones del mundo, ubicándose en los mejores puestos del ranking en Reino Unido y Estados Unidos, donde la empresa ya trabaja con ERCOT en Texas y con la red de California, lo que le ha permitido acumular experiencia en climas extremos.
Mientras que en América Latina, la presencia en América Latina se consolida especialmente en Chile, donde el mercado muestra un desarrollo avanzado frente a otros países de la región.
Además, en México la compañía continúa fortaleciendo su posición; en tanto que en Argentina ha generado un fuerte interés la licitación AlmaGBA, que adjudicará 500 MW en sistemas BESS, a instalarse en la redes de Edenor y Edesur, con el objetivo de estabilizar el sistema eléctrico del AMBA y evitar cortes en los próximos veranos.
“Risen tiene una mirada totalmente estratégica, con soluciones que permitan la disminución de su costo nivelado de energía (LCOE). Buscamos partners para ir en conjunto, capacitarlo, a largo plazo con sistemas de operación y mantenimiento. Es un casamiento donde velamos por la seguridad de nuestro sistema y por la performance y la vida útil de nuestros sistemas de almacenamiento”, sostuvo Gattoni.
En paralelo a su liderazgo en storage, Risen continúa potenciando su oferta en generación fotovoltaica con una fuerte apuesta por la tecnología HJT.
Esta decisión estratégica le permite ofrecer paneles de 730 W, con un coeficiente de bifacialidad del 90%, superior al 80% de la tecnología TOPCon, además de una degradación lineal de solo 0,3% a partir del segundo año.
Los módulos cuentan con marcos de aleación de acero que mejoran la resistencia mecánica, minimizan la rotura de cristales y reducen la aparición de hotspots, garantizando una mayor productividad a largo plazo. Por lo que la combinación de innovación tecnológica, capacidad industrial y una política activa de alianzas estratégicas permite a Risen acelerar su crecimiento en América Latina y posicionarse como un socio clave en la transición energética.
Canadian Solar consolida su estrategia en Argentina, apostando por un mercado que enfrenta importantes desafíos estructurales pero que ofrece un amplio margen para el crecimiento de las energías renovables.
“Hay un gran potencial en Argentina, que tiene una matriz de generación eléctrica con casi un 58% de térmica, lo que representa un reto pero a la vez una gran oportunidad para las ERNC”, afirmó Douglas Guillen, Business Manager del Cono Sur para Canadian Solar, durante una entrevista destacada del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina
La empresa, con presencia global y un sólido respaldo financiero —siendo la única del sector con resultados positivos en 2024—, busca acompañar al país en este proceso de transformación energética.
El ejecutivo destacó que el marco regulatorio ofreció señales favorables para el desarrollo renovable, mediante el Mercado a Término (MATER), que a partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía de la Nación, las ERNC competirán a la par con las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares para abastecer a los grandes usuarios del sistema.
Sin embargo, el camino no está exento de obstáculos. La falta de infraestructura adecuada es uno de los principales cuellos de botella para el ingreso de nuevos proyectos de generación renovable; por lo que Guillén enfatizó que la planificación estratégica será clave para sostener el crecimiento del sector.
“Además, quisiéramos que existan mejores tasas para las inversiones en los proyectos, lo que incentivaría muchísimo las inversiones”, subrayó.
La visión de Canadian Solar para Argentina no solo se centra en la generación fotovoltaica, sino también en soluciones de almacenamiento de energía a través de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems).
Con sus unidades de negocio que incluyen la fabricación de módulos solares, inversores y baterías, tanto a escala residencial, como también mediante su subsidiaria e-Storage que fabrica baterías utility scale e integra proyectos de almacenamiento, la compañía ofrece un portafolio integral adaptado a las necesidades del mercado argentino.
Un ejemplo concreto de su compromiso es el proyecto Cafayate, el primer parque solar construido en la provincia de Salta, con una capacidad de 100 MW (instalado en el año 2019), el cual generó impacto social al emplear a unas 200 personas durante su fase de construcción.
“Hemos apostado en Argentina, tenemos proyectos en Salta y queremos seguir estando presentes”, remarcó el Business Manager del Cono Sur para Canadian Solar.
“De igual manera, se debe aprender de países vecinos, que visualicen cómo será el sistema argentino en futuro, robusto, seguro, con flexibilidad en la integración y sinergias entre tecnologías de generación y almacenamiento”, aclaró Guillen, reforzando la necesidad de un enfoque diversificado y sostenible.
Oportunidad inmediata: AlmaGBA
En este contexto, la reciente licitación “AlmaGBA” se presenta como una oportunidad concreta para acelerar la incorporación de sistemas de almacenamiento. El llamado, orientado a instalar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), busca reducir los riesgos de cortes eléctricos durante los próximos veranos, integrando proyectos que van desde los 10 MW hasta los 150 MW.
La convocatoria estará abierta hasta el 19 de mayo, con la adjudicación prevista para el 27 de junio y la firma de contratos a partir del 30 del mismo mes. La fecha límite para la habilitación comercial es el 31 de diciembre de 2028, aunque se espera que los contratos entren en vigor en enero de 2027.
Este tipo de iniciativas refuerzan el interés de actores globales como Canadian Solar en seguir invirtiendo en Argentina. “Queremos acompañar a Argentina en esta etapa tan importante de la transición energética”, concluyó Guillen, dejando claro que la compañía continuará ofreciendo soluciones integrales en generación fotovoltaica y almacenamiento para impulsar un cambio sostenible en la matriz energética del país.
Solar Steel, empresa líder en diseño y suministro de seguidores solares, ha firmado un acuerdo para el suministro de 220 MW de seguidores solares 1P. Un acuerdo que implica la instalación de más de 3.180 de sus seguidores solares en la provincial del Tamarugal, en Chile
Solar Steel, con una sólida trayectoria en el sector, continuará su compromiso con la sostenibilidad y la innovación, proporcionando su última configuración 1P como tecnología de vanguardia que maximizará la eficiencia y la producción de energía limpia en el nuevo parque solar.
Los seguidores solares 1P de Solar Steel, que darán soporte a más de 355.000 módulos de alta potencia, permitirán optimizar el aprovechamiento de la luz solar en uno de los países con mayor índice de radiación solar del mundo, asegurando una mayor generación de energía limpia.
Se espera que este parque solar híbrido (PV+BESS) entre en fase de construcción en estos próximos meses del 2025, alineándose con los objetivos de generación limpia del país y reforzando la posición de Chile como una de los países líderes en la adopción de tecnologías renovables.
Sobre Gonvarri Solar Steel
Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 24 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com
Seraphim acelera su posicionamiento en el mercado mexicano mediante una robusta propuesta de módulos y soluciones de almacenamiento energético. A su tradicional línea de paneles solares esta marca Tier One ahora suma soluciones BESS.
Para dar un salto de calidad en esta nueva etapa, Seraphim selló una alianza con CRRC, el mayor fabricante de baterías y electrónica de potencia de China. “Ellos cuentan con más de 25 GWh instalados y más de 40 GWh en producción o próximas a instalarse. Su experiencia incluye no solo el sector energético, sino también el ferroviario, como el tren bala en China o el tren de Toluca en México”, destacó Sergio Ramírez, Sales Manager Mexico de Seraphim.
Durante su participación en un panel de debate de Future Energy Summit México (FES México), el referente de ventas de Seraphim en México confirmó: “Este año tenemos un producto estándar de 5 MWh, pero para 2026 vamos a lanzar soluciones que alcanzarán los 6.9 MWh y 7.5 MWh, con nueva tecnología de refrigeración que incorpora un cambio de fase para enfriar directamente la celda”.
La evolución tecnológica que describe responde al dinamismo que atraviesa el sector del almacenamiento en México. Según Sergio Ramírez, “ahora que ya tenemos las regulaciones y las leyes establecidas, vamos a empezar a ver cómo se comportan las reglas del juego, quiénes son los key players y cómo nos vamos a desenvolver”.
Las soluciones de almacenamiento con las que cuenta Seraphim ofrece una propuesta integral que abarca desde la celda de almacenamiento hasta el transformador. “Nosotros ofrecemos una solución muy completa porque no solamente estamos hablando del rack de baterías, también fabricamos nuestro propio sistema PCS junto con el transformador. Es decir, ya tenemos un kit de subestación completo”, asegura.
Esta integración no es menor desde el punto de vista económico. “Eso tiene un impacto muy importante en el CAPEX del proyecto. Son ahorros. Porque todo lo estás viendo con un mismo fabricante que te va a dar respuesta de todos los componentes”, explica.
Confiabilidad, trazabilidad y adaptabilidad para el mercado mexicano
Sergio Ramírez, Sales Manager Mexico de Seraphim, resaltó la necesidad de soluciones robustas y confiables para un mercado en expansión. “Estos proyectos son para una inversión a largo plazo y deben estar relacionadas a una empresa que les pueda dar esa confiabilidad”, subrayó durante FES Mexico.
La trazabilidad es también un eje clave para Seraphim. “Debemos dar soluciones adecuadas. Por ejemplo, tenemos un producto estándar de 5 MWh en un contenedor, pero lo podemos subdividir en distintos racks para dar soluciones al segmento C&I”, precisó.
Esta flexibilidad es fundamental para acompañar el crecimiento de la generación distribuida, el principal dinamizador del mercado mexicano. “Entendemos cómo funciona el mercado mexicano. A eso también aumentamos”, destacó el referente empresario.
Para el portavoz de Seraphim, México está dando encaminándose hacia una etapa de maduración energética. “Creo que ya estamos dando los primeros pasos con este marco regulatorio. Podemos tener estos primeros rayitos que nos van a ir guiando para que México pase de ser el siempre potencial a una realidad”, afirmó.
Aunque reconoce que los problemas de congestión en la red siguen presentes, consideró que los sistemas de almacenamiento pueden aportar una solución concreta. “No necesariamente tenemos que depender de la red eléctrica todo el tiempo. Hay tecnologías especialmente diseñadas para esto y ya están llegando desde Seraphim”, aclaró.
Ramírez apostó por un cambio de mentalidad en la toma de decisiones de inversión: “Esperamos que ya en México sea un mercado maduro, que no solamente se fije en el precio, sino que podamos ver más allá: calidad, garantía, rendimiento”. Y concluyó: “Cuando juntemos esos cuatro factores y ninguno destaque por encima del otro, entonces ya vamos a estar hablando de un desarrollo fuerte”.
El mercado eléctrico europeo está evolucionando. Lo que antes era una tarifa fija, ahora da paso a esquemas dinámicos por horario (ToU). Con la implementación masiva de medidores inteligentes (objetivo del 80% en la UE), los usuarios tienen acceso a datos detallados de consumo que permiten aplicar este modelo.
Solo cambiarse a una tarifa dinámica ya puede generar ciertos ahorros, ya que generalmente tiene precios más bajos al reducir el riesgo de cobertura para los minoristas. Pero esto implica riesgos: como en el mercado de valores, los precios suben y bajan cada hora. Un día puedes pagar €0,10 por kWh para cargar tu EV; al día siguiente, el mismo consumo puede costar €0,50. Sin embargo, los hogares con PV, baterías y EVs pueden aprovechar esta volatilidad para almacenar energía barata, evitar los picos y vender el excedente, convirtiendo una amenaza en una oportunidad rentable.
El Secreto Para Ganar Dinero: Tu Hogar, Tu Nuevo Trader Energético
Para jugar bien en este nuevo escenario necesitas un Sistema de Gestión Energética para el Hogar (HEMS). Piénsalo como un trader de Wall Street que compra barato, vende caro, almacena y utiliza energía en los mejores momentos. Al cambiar tus patrones de consumo, puedes reducir tu factura hasta en un 20% (€200–€300 anuales por hogar promedio europeo). Y si participas en el mercado eléctrico, puedes ganar otros €100 o más con servicios de respuesta a la demanda y balance de red.
Con Solis HEMS, esto ya es una realidad. Nuestra solución combina inteligencia artificial en la nube con control local del inversor, sin necesidad de pasarelas físicas adicionales. En el núcleo está Solis AI, nuestro motor de optimización que calcula automáticamente el mejor plan energético tomando en cuenta:
Tarifas eléctricas: Soporta diferentes estructuras de ToU y precios dinámicos en tiempo real.
Patrón de consumo: Aprende de tus hábitos y predice la demanda futura.
Pronóstico del clima: Estima la irradiación solar y la producción fotovoltaica.
Preferencias del usuario: Permite definir objetivos como ahorro, autoconsumo o respaldo.
Solis AI cubre múltiples escenarios: desde arbitraje energético, autoconsumo máximo, tarifas negativas, hasta reducción de picos. Para usuarios avanzados, también permite ajustes manuales detallados para definir condiciones límite y prioridades de respaldo.
Además, si quieres participar en mercados de balance o servicios auxiliares, Solis HEMS lo hace posible gracias a su compatibilidad con despacho remoto e integración con múltiples plataformas de VPP (Virtual Power Plant). Incluso en muchos países el control puede realizarse 100% en la nube, sin hardware adicional.
Nuestra alianza con Enode crea un ecosistema abierto: Solis HEMS puede comunicarse con cargadores EV o bombas de calor de otras marcas, y nuestros inversores Solis se abren también a otros sistemas de gestión. Así, tu hogar se convierte en parte activa de la transición energética.
Camino Fácil al Futuro – Sin Barreras, Sin Complicaciones
Hoy en día, gestionar la energía del hogar requiere múltiples apps, contratos y hardware adicional. Con Solis, todo eso desaparece. Solo necesitas un inversor Solis y la app SolisCloud: activa el HEMS cuando lo necesites, visualiza el flujo energético, configura tus dispositivos y observa los ahorros—sin costos, sin contratos, sin complicaciones.
Conoce más en Intersolar Europe 2025
Solis estará presente en Intersolar Europe 2025, uno de los eventos solares más importante del mundo, donde se reúnen los principales actores de la industria para construir el futuro de la energía limpia. Visitando su stand, podrás conocer de cerca sus soluciones HEMS impulsadas por inteligencia artificial, y cómo están revolucionando la forma de gestionar la energía en el hogar.
Visítalos en el Stand B3 | Intersolar Europe 2025 | 7 al 9 de mayo | Messe München, Alemania.
Acerca de Solis
Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y experimentados del mundo. Fundada en 2005, la empresa está comprometida con acelerar la transición global hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos residenciales, comerciales y a escala de red. Para más información, visita www.solisinverters.com o síguenos en redes sociales como Solis Latam.
A través de la Disposición 1/2025 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, el gobierno de Argentina puso en acción el plan de regularización de deudas para que distribuidoras y cooperativas eléctricas salden sus obligaciones pendientes con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) al 30 de noviembre de 2024.
Esta medida marca el fin de un esquema donde la morosidad crónica se cubría con emisión inflacionaria, perjudicando a todos los argentinos.
La medida alcanza a las distribuidoras de energía eléctrica agentes del MEM y del MEM sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF), ya sean por consumos de energía, potencia e intereses; y el Régimen Especial de Créditos para aquellas distribuidoras de energía eléctrica, administraciones o empresas provinciales distribuidoras de energía eléctrica, que al 31 de diciembre de 2023 no hayan tenido deuda no regularizada con CAMMESA y hayan cancelado la totalidad de las transacciones de 2024,
El plan establece condiciones razonables —hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas con la tasa del 50% del Mercado Eléctrico Mayorista— pero exige responsabilidad bajo reglas estrictas: las empresas deberán pagar la deuda corriente sin atrasos y la obligación de presentar planes de inversión en infraestructura para mejorar el servicio. Quienes incumplan perderán el beneficio automáticamente y enfrentarán sanciones.
Como contrapartida, las empresas que hayan regularizado sus pagos en 2024 y no tengan deudas anteriores a diciembre de 2023 accederán a créditos en sus facturas, promoviendo una cultura de cumplimiento. El plazo para adherir es de 60 días corridos.
Los resultados del proceso de normalización del sistema eléctrico ya son evidentes. Al asumir, la cobrabilidad de CAMMESA era del 48%, y el Tesoro cubría el déficit con emisión que alimentaba la inflación. Hoy, con tarifas realistas, subsidios focalizados y desregulación progresiva del mercado, alcanzamos un 97% de cobrabilidad. Este plan consolida ese camino: que las empresas paguen lo que consumen, accedan a financiamiento privado y dejen de depender del Estado.
Además. se establece que en todos los casos en que se registre mora de un agente distribuidor en la facturación corriente o en 1 cuota correspondiente tanto al Régimen aquí establecido como a los regímenes anteriores, CAMMESA intimará a la Distribuidora, y habiendo transcurrido 30 días desde la notificación cursada; CAMMESA automáticamente procederá a dejar sin efecto el plan de pagos que se suscriba en el marco del Régimen aprobado por la presente medida, como así también los suscriptos con anterioridad en otros regímenes, aplicando en este supuesto todos los intereses y penalidades que correspondan según los procedimientos vigentes.
Asimismo, CAMMESA quedará facultado a iniciar las acciones legales pertinentes a perseguir las cobranzas contra aquellos agentes distribuidores que hayan incumplido con lo dispuesto en este Artículo.
Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, reportó hoy los resultados financieros y operativos del primer trimestre de 2025. De los números presentados, se desprende que la firma que preside Miguel Galuccio registró un aumento del 47% en su producción total de hidrocarburos con respecto al mismo período del año pasado. De esta forma, alcanzó los 80.913 barriles por día (boe/d).
Los ingresos totales del primer trimestre de este año ascendieron a US$ 438,5 millones, un 38% por encima del mismo período de 2024.
Desde la firma precisaron que estos números estuvieron impulsados principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo. Esto es así porque la compañía produjo 69.623 bbl/d, lo que significó un aumento del 47% año contra año. Los ingresos netos de ventas de petróleo a precios de paridad de exportación, combinando mercados internacionales y domésticos, fueron US$ 365,1 millones.
En los primeros tres meses del año, el precio promedio realizado de petróleo fue US$ 68.6 por barril, lo que marcó una disminución del 2% en comparación con el mismo periodo de 2024, explicado principalmente por menores precios internacionales, y un aumento del 2% en comparación con el precio promedio realizado del petróleo en el cuarto trimestre de 2024.
A su vez, el precio realizado de gas natural para el primer trimestre de este año fue de US$ 2,5 por millón de btu, una disminución del 11% año a año, debido a menores volúmenes de exportación vendidos a un precio de US$ 5,6 por millón de btu en los primeros tres meses de 2025, comparado con un precio promedio de exportación de US$ 6,9 por millón de btu en el mismo periodo del año anterior.
Inversiones
Durante el primer trimestre de 2025, las inversiones alcanzaron un total de US$ 268,5 millones. La firma invirtió US$ 204,5 millones en perforación, completación y reintervención de pozos en Vaca Muerta; US$ 49 millones en instalaciones de superficie yUS$ 15 millones en estudios de G&G – exploraciones geológicas y geofísicas -, proyectos de IT (Tecnologías de la Información) y otras inversiones.
Exportaciones e ingresos
Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas alcanzaron los 222.3 millones de dólares, equivalentes al 53% del total. A su vez, el EBITDA ajustado fue de 275,4 millones de dólares, lo que representó un incremento interanual del 25%, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción.
El lifting cost en el primer trimestre del año fue de 4.7 dólares por barril equivalente de petróleo, sin variaciones respecto al trimestre anterior y la ganancia neta en el periodo fue de 82.8 millones de dólares, frente a los 78.7 millones registrados en el mismo período de 2024, indicaron desde la empresa.
Adquisición
Además de los resultados, en el informe presentado por la compañía se destacó la adquisición de la participación accionaria de Petronas en La Amarga Chica, una de las áreas estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta. Un bloque que le permitirá crecer estratégicamente en Vaca Muerta convirtiéndose en la mayor petrolera independiente del país.
El Departamento de Comercio de Estados Unidos anunció este miércoles su intención de imponer aranceles extraordinarios —que en algunos casos superan el 3.500%— sobre la importación de paneles solares provenientes de Camboya, Malasia, Tailandia y Vietnam. La medida surge tras una investigación iniciada hace un año, impulsada por fabricantes estadounidenses que denunciaron competencia desleal y reclamaron protección para la industria local.
Las sanciones, que combinan derechos antidumping y compensatorios, responden a acusaciones de subsidios otorgados por el gobierno chino y la exportación de productos a precios artificialmente bajos. En algunos casos, como el de ciertos exportadores con sede en Camboya, las tasas propuestas alcanzan el 3.521% debido a la falta de cooperación con las autoridades durante el proceso de investigación.
Otros fabricantes enfrentan aranceles significativamente menores. Tal es el caso de la empresa china Jinko Solar, que produce en Malasia y recibirá una tasa del 41%. En cambio, Trina Solar —también con sede en China, pero con operaciones en Tailandia— deberá afrontar aranceles del 375%.
Aún se espera una resolución final por parte de la Comisión de Comercio Internacional, que se pronunciará en junio. Hasta entonces, los aranceles anunciados permanecen como propuesta.
La reacción no tardó en llegar. La American Alliance for Solar Manufacturing Trade Committee, que agrupa a fabricantes locales, celebró la decisión como “una victoria decisiva para la industria solar estadounidense”. Tim Brightbill, asesor legal del grupo, sostuvo que la medida confirma lo que desde hace tiempo vienen denunciando: “Las empresas chinas han estado burlando el sistema”.
En los últimos años, muchas compañías chinas relocalizaron parte de su producción al sudeste asiático, como estrategia para esquivar los aranceles impuestos desde la administración de Donald Trump. Solo en 2023, Estados Unidos importó cerca de 12 mil millones de dólares en equipos solares desde los cuatro países afectados, según datos de la Oficina del Censo.
Si bien la medida podría beneficiar a los fabricantes locales, también plantea riesgos para instaladores, empresas y consumidores que venían aprovechando la caída de precios gracias a la oferta asiática. Los nuevos aranceles se sumarían a los ya vigentes desde la era Trump, cuando se fijaron tasas de hasta el 145% sobre productos chinos. La administración actual advirtió que, con esta nueva ronda, las tasas combinadas podrían superar el 245% en ciertos casos.
El anuncio llega en un contexto geopolítico sensible: apenas unos días después de que el presidente chino Xi Jinping completara una gira por Vietnam, Malasia y Camboya, con el objetivo de reforzar lazos regionales y contener lo que calificó como “acoso unilateral” por parte de Estados Unidos.
China ya respondió con una suba de aranceles del 125% sobre productos estadounidenses y advirtió que está dispuesta a “luchar hasta el final”.
Megaevento en Perú
Perspectivas macro y energía: El nuevo acuerdo con el FMI, el fin del “cepo”, y cómo esto impacta en inversiones en infraestructura, upstream, gas y renovables.
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