El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, participó este martes 21 de mayo en la exposición Arminera 2025, el evento más importante del sector minero en la Argentina, que se desarrolla en La Rural, Buenos Aires. Allí, expuso en la mesa de gobernadores y presentó la visión estratégica de la provincia en materia minera. “Santa Cruz tiene un potencial geológico enorme y estamos decididos a desarrollarlo con responsabilidad, transparencia y en beneficio de nuestra gente. La minería no puede ser una actividad extractiva sin control, sino una herramienta para el crecimiento real del país”, expresó Vidal durante su intervención. El […]
La mayor feria minera de Argentina abre sus puertas: 400 expositores, 20 mil visitantes y una agenda cargada de oportunidades. Todo lo que necesitás saber sobre ArMinera 2025 en La Rural. Del 20 al 22 de mayo, el Predio Ferial La Rural de Buenos Aires albergará ArMinera 2025, la exposición internacional más importante de la industria minera en Argentina. Organizada por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, esta edición promete ser la más ambiciosa hasta la fecha, con más de 400 expositores, 20.000 visitantes esperados y delegaciones de 17 países. Desde su primera edición en […]
La empresa estatal saudí Aramco, la mayor petrolera del mundo, logró este jueves poner en marcha un innovador sistema de almacenamiento de energía renovable para operaciones de pozos de gas con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Ubicado en Wa’ad Al Shamal, en el oeste de Arabia Saudí, el sistema de batería de flujo de 1 MW/hora se basa en la tecnología patentada de Aramco y fue desarrollado en colaboración con Rongke Power (RKP), líder mundial en baterías de flujo, con sede en China, aseguró Aramco en un comunicado. Se trata del “primer despliegue a […]
El Servicio Geológico Minero Argentino (SEGEMAR) y la Secretaría de Minería de Río Negro han suscrito en el día de ayer, en ARMINERA 2025, un importante convenio de cooperación que marca un paso fundamental en la exploración y caracterización de recursos minerales estratégicos en la provincia. Este acuerdo tiene como objetivo principal la elaboración de un estudio geológico integral sobre depósitos pegmatíticos con potencial litífero en las regiones denominadas “Área Centro” y “Área Occidental” de Río Negro, ubicadas en zonas clave de la provincia. La firma de este convenio refuerza el compromiso conjunto de ambas instituciones para impulsar el conocimiento […]
La Asociación de Pequeños y Medianos Generadores de Energía (GPM) de Chile, lanzó una seria advertencia sobre los riesgos económicos que implica la implementación de la Bolsa Pyme en Chile.
Esta medida, impulsada por el gobierno en el marco del proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos, podría provocar pérdidas multimillonarias para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
“El mecanismo de la Bolsa PyME (dirigido a Mipymes y Servicios Sanitarios Rurales), según los hallazgos del Informe que enviamos al Ministerio de Energía, los PMGD podrían enfrentar pérdidas de hasta $ 7400 millones anuales, debido a diferencias de precios entre inyecciones y retiros a costo marginal, considerando que los ingresos por ventas a PyMEs serán a precio estabilizado”, indicó Mauricio Utreras, director ejecutivo de GPM.
Cabe recordar que la bolsa PyME busca ofrecer descuentos a las pequeñas y medianas empresas, así como a los operadores de servicios sanitarios rurales, mediante aportes de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializar con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona.
Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Aunque el volumen de energía anual consumido no podrá ser superior a 500.000.000 kWh.
Sin embargo, GPM señala que este esquema no resuelve aspectos críticos, como la simultaneidad entre inyecciones y retiros, ni define cómo se asignarán estos movimientos en las franjas horaria, lo que introduce un alto nivel de incertidumbre financiera.
“El Proyecto no señala cual será el tratamiento en los balances de potencia y si se considerarán retiros de potencia realizados por los PMGD. Asimismo, tampoco se señala como se traspasaría ese costo a la distribuidora”, apunta el informe presentado al Ministerio de Energía.
El impacto no se limita solo a las pérdidas económicas. El informe de GPM advierte que esta medida expone a los PMGD a un riesgo adicional no previsto en las evaluaciones de inversión, comprometiendo la rentabilidad de los proyectos hasta 2034, año en que finalizaría la vigencia de la Bolsa PyME.
Frente a este panorama, GPM propone una serie de recomendaciones, incluyendo la incorporación explícita de un principio de no afectación económica a los Pequeños Medios de Generación Distribuida.
“En el caso de avanzar esta indicación en el proyecto de ley, consideramos necesario que los ingresos de los PMGD afectos al mecanismo de la Bolsa PyME deberán ser equivalentes a los que habrían percibido en caso de no existir dicho mecanismo”, señaló Utreras.
Del mismo modo, desde el gremio sugieren dejar constancia sobre estos temas en las comisiones correspondientes y, de ser necesario, establecer una reserva de constitucionalidad. Aunque lo “ideal” sería se agregara la no afectación a los PMGD como un principio general del mecanismo de modo que sea el marco de acción de toda la regulación de detalle que deba hacerse para su implementación.
“Bastaría señalar, “los ingresos de los PMGD afecto a la Bolsa Pyme deberán ser iguales a los ingresos que hubiesen obtenido en caso de no existir la medida” o algo de similar naturaleza. En este escenario, el proyecto de ley puede ser una buena medida para los PMGD que permita probar y tener una alternativa a los mecanismos actuales de estabilización de precios y que estos no sean financiados por los retiros”, subraya el informe presentado ante el gobierno.
A principios de mayo, la compañía minera Vicuña -conformada por la firma australiana BHP y la canadiense Lunding Mining- informó que los proyectos integrados de Josémaría y Filo del Sol concentrarán más de 12 millones de toneladas de cobre medido, lo que la posicionó como una de las 10 minas más grandes del mundo dedicadas a la obtención de este recurso. Frente a este comunicado, José Morea, country director de Vicuña, explicó en diálogo con EconoJournal que “el anuncio confirmó el potencial que se creía que tenía el proyecto. Surgió de un estudio en detalle realizado por especialistas, lo que demostró que esta iniciativa es tan valiosa como otras que se ubican en diferentes partes del mundo”.
El ejecutivo de Vicuña también se refirió a los beneficios que aporta en Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsó el gobierno de Javier Milei y consideró que “sin el RIGI no hubiera sucedido la alianza entre BHP y Lunding Mining porque este régimen da garantía de estabilidad y permite que no se tenga que esperar a que se estabilice la macroeconomía para impulsar los proyectos. Además, da 40 años de estabilidad y brinda certidumbre”.
Objetivo
Carolina Laumann, gerente de Comunicaciones de Vicuña, también participó de la feria minera y detalló los avances del proyecto y exhibió que se encuentran en la etapa de exploración avanzada, llevando a cabo obras tempranas. En ese sentido, explicó que en la actualidad acceden al proyecto a través de La Rioja por lo que se encuentran trabajando en el mantenimiento del Corredor Norte para poder acceder al yacimiento desde San Juan.
“Queremos producir concentrado de cobre lo antes posible. La idea es combinar los depósitos Filo del Sol y Josémaría en un plan de desarrollo por fases. Tenemos 14 plataformas de perforación en Vicuña y estamos evaluando la manera en la que vamos a adherir al RIGI”, aseguró.
Laumann comunicó que desde la empresa también se encuentran trabajando en programas de inversión social en comunidades, en la integración de empresas y equipos de trabajo y en la exploración de la zona Cumbre Verde.
En cuanto al desarrollo de la comunidad local, la gerenta de Comunicaciones marcó: “Ya somos 1600 personas trabajando y el 78% de ellas son de San Juan. Tenemos un 21% de mujeres y esperamos mantener y aumentar ese número a lo largo de los años. La minería convoca una cantidad de capacidades permanentemente”.
Carolina Laumann, gerente de Comunicaciones de Vicuña
Por último, destacó: “En Vicuña el promedio de edad de los trabajadores es de 35 años. Se trata de una fuerza laboral nueva, joven, pujante, que tiene una forma diferente de ver al mundo. Necesitamos todo esto. Esta es la industria que más cantidad de perfiles profesionales busca”.
Solgas, empresa peruana que impulsa diversas soluciones energéticas sostenibles para las industrias, anunció que apunta replicar sus casos de éxito en todas las regiones del Perú. Especialmente sus proyectos vinculados a la implementación de energía solar integrada a soluciones de almacenamiento en baterías o generación con Gas Licuado de Petróleo (GLP) como una alternativa para cubrir el suministro eléctrico de clientes industriales.
La propuesta de valor SolgasPro está enfocada en brindar soluciones energéticas sostenibles que impactan directamente en la reducción de emisiones y los costos operativos. Una cartera de soluciones que podría triplicar la capacidad instalada acumulada por la empresa hasta la fecha.
“Nosotros aspiramos a concluir este año con un promedio entre 5 y 6 MW instalados gracias a nuestra solución de Autogeneración”, aseguró Gilber Galindo Franco, subgerente de soluciones energéticas de Solgas, en entrevista con Energía Estratégica. Hasta ahora, la compañía ha instalado alrededor de 2 MW a través de 30 proyectos, muchos de ellos diseñados para el mercado regulado con consumos menores a 200 kW.
Con más de 79 años de presencia en el mercado peruano y un liderazgo consolidado en la distribución de GLP, Solgas ofrece estas soluciones energéticas sostenibles utilizando tecnología solar fotovoltaica como fuente principal y complementada con generación GLP o almacenamiento de energía solar en baterías de litio.
“Actualmente, tenemos casi todas nuestras plantas funcionando con sistemas solares de autoconsumo”, explicó el ejecutivo. A partir de esa experiencia interna, comenzaron a ofrecer dicha solución a sus clientes industriales a nivel nacional.
En ese proceso, han priorizado industrias clave como la agroindustria, la minería y la pesca. Para empresas con menor consumo energético, Solgas ha desarrollado instalaciones que rondan los 200 kW, mientras que, para los grandes clientes del mercado, ya se encuentran diseñando nuevos proyectos de mayor escala (entre 1 MW y 2 MW).
Uno de los hitos recientes más relevantes para la compañía fue la puesta en marcha de un sistema híbrido off-grid, que opera con energía solar y GLP. “Se trata de un sistema que funciona a base de energía limpia al 100%, opera con energía solar durante el día y con GLP durante las noches”, describió Gilber Galindo.
Con esta tecnología, el cliente logró reemplazar el uso de diésel, obteniendo mayor confiabilidad y una reducción de emisiones de aproximadamente 40%. “Este mix soluciones energéticas nos ha permitido darle esa tranquilidad y confiabilidad al cliente, utilizando las dos principales fortalezas que tiene Solgas”, remarcó.
Con relación a soluciones que integran almacenamiento en baterías, Galindo destacó el caso de un importante cliente off-grid que está cambiando completamente su matriz energética.
“Estamos reemplazando su matriz energética que hoy actúa con un sistema 100% solar y baterías. En este caso, dejamos al diésel solo como respaldo ante casos muy puntuales de emergencia”, precisó. El diseño de este sistema apunta a garantizar la autosuficiencia energética durante todo el año.
El crecimiento en esta cartera de proyectos no es casual. Galindo explicó que hay dos factores clave que impulsan la expansión: “El aumento del precio de la energía que hemos visto el último año ha obligado a las industrias a evaluar otras alternativas que, no solo representan sistemas más sostenibles, sino también un ahorro en costos productivos”.
En términos estratégicos, Solgas busca consolidar su presencia en el centro del país, donde comenzó su desarrollo de Autogeneración, y fortalecer sus operaciones en el sur y norte del Perú.
“Tenemos como objetivo que nuestros clientes empiecen a utilizar soluciones híbridas en sus operaciones y que, poco a poco, puedan reducir su consumo de combustibles nocivos para el medio ambiente y la salud de sus colaboradores”, señaló Galindo.
Cabe destacar que esta visión forma parte de una apuesta regional más amplia dentro del Grupo Copec y su división de energía Abastible, la cual opera en toda la costa del Pacífico como principal actor en la comercialización de GLP y que se encuentra desarrollando nuevas soluciones energéticas en todos los países donde tiene presencia.
La tercera edición del Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt de Madrid, será un espacio clave para analizar las estrategias de seguridad energética en un contexto de creciente complejidad operativa y expansión de renovables.
Entre los líderes que participarán se destacan Joao Costeira, Executive Managing Director Low Carbon Generation de Repsol; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables España; Pablo Fernández Vila, Director General de Planificación Energética y Minas de la Xunta de Galicia; y Carlos Píñar Celestino, Managing Director de Elmya. Aportarán sus visiones desde el sector público y privado para avanzar hacia una arquitectura energética más robusta.
El evento reunirá a más de 400 ejecutivos de empresas, utilities, tecnólogos, fondos de inversión y gobiernos, en una jornada que combinará paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.
Entre los bloques temáticos destacados, se desarrollará un panel exclusivo sobre el Sur de Europa, donde se debatirán marcos regulatorios, inversiones y oportunidades concretas en España, Italia, Portugal y Grecia.
Además, habrá un panel centrado en Latinoamérica, que contará con la participación del Ministro de Energía y Minas de Guatemala, Víctor Hugo Ventura, quien presentará el proceso de licitación de energías renovables más relevante en la región, con una proyección de inversión superior a los 5.000 millones de dólares en generación y transmisión.
El evento completo de la edición FES Iberia 2024
Uno de los ejes principales del encuentro será el debate “Seguridad energética y renovables: un encuentro para debatir el apagón en Iberia”, en el que se analizarán las causas y consecuencias del gran apagón del pasado 28 de abril, que afectó a España, Portugal y el sur de Francia. La desconexión del sistema ibérico de la red eléctrica europea encendió alertas sobre la estabilidad de los sistemas con alta penetración renovable y la necesidad de reforzar las capacidades de almacenamiento, respaldo y control operativo.
Según los primeros reportes técnicos, la crisis se originó por una sucesión de eventos de pérdida de generación que el sistema no logró contener, lo que plantea interrogantes sobre la preparación de la infraestructura actual para escenarios sin inercia, típicos de momentos con elevada producción eólica y solar.
Durante FES Iberia 2025 se debatirá cómo optimizar el uso de tecnologías de almacenamiento, redes digitales, servicios de frecuencia y tensión, modelos híbridos y nuevas reglas de mercado que permitan mantener la seguridad del suministro en un entorno de transformación acelerada.
El impacto del apagón también expuso las vulnerabilidades del mercado regional. Portugal, al cerrar el flujo de importaciones desde España como medida precautoria, provocó un desacople temporal que disparó los precios locales a 47,92 €/MWh, mientras que en España el promedio fue de 10,24 €/MWh, con picos negativos. Esta distorsión afectó la rentabilidad de los generadores solares y evidenció la necesidad de reforzar la interconexión y coordinación regional.
Además, se discutirá cómo evitar la dependencia excesiva de ciclos combinados ante caídas imprevistas en generación nuclear, y qué papel pueden jugar las condiciones meteorológicas, los algoritmos de operación y la flexibilidad de la demanda en la estabilidad del sistema.
Más allá de esta coyuntura, FES Iberia 2025 refuerza su perfil como el encuentro de referencia del sector energético. En un contexto de volatilidad, su capacidad para reunir a los actores clave del ecosistema y generar hojas de ruta realistas lo convierte en el foro imprescindible para anticipar tendencias y diseñar soluciones sostenibles que no comprometan la seguridad ni la competitividad energética de la región.
Durante su participación en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe),Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, lanzó un llamado claro: República Dominicana debe aprovechar la oportunidad histórica de incorporar almacenamiento a gran escala para fortalecer su red eléctrica y escalar su matriz renovable.
Núñez reconoció el compromiso del gobierno dominicano en el impulso de energías limpias, destacando la presencia activa de las autoridades durante todo el evento FES Caribe como señal de voluntad institucional. “Muy contento de ver la disposición de las autoridades en Dominicana y siempre los felicito porque están presentes durante toda la actividad”, dijo. Esta participación, explicó, refleja el interés del sector público en facilitar inversiones que impulsen el desarrollo del sistema eléctrico nacional.
Con más de 2.100 MW de capacidad renovable instalada en el país, en su mayoría solar (1033 MW), y con una proyección de duplicar esta cifra hacia 2028, Núñez sostuvo que es urgente garantizar que estos proyectos cuenten con los mecanismos adecuados para su integración plena. “Yo sí pediría que esos mecanismos se puedan liberar y que puedan entrar esos proyectos al sistema”, afirmó. Muchos de ellos, subrayó, ya cuentan con concesión definitiva y no objeción, pero están a la espera de definición en cuanto a PPAs u otros acuerdos contractuales que les permitan evacuar su energía.
Sungrow, una de las empresas líderes a nivel global en electrónica de potencia y almacenamiento, observa un potencial claro en la incorporación de Battery Energy Storage Systems (BESS) en República Dominicana. “La tecnología existe. Las baterías, por ejemplo, están allí presentes tanto en soluciones con proyectos nuevos como también pueden aportar a la soluciones con proyectos existentes”, sostuvo Núñez. Además, recalcó que estos sistemas son clave en escenarios donde se busca mejorar la calidad de la energía, controlar rampas o incluso prestar servicios de frecuencia e inercia. “Insisto que al final no vamos a inventar la rueda, ya las baterías están”, reiteró.
Al abordar los desafíos que enfrentan los primeros proyectos fotovoltaicos con almacenamiento en la región, Núñez fue claro: es necesario diferenciar los usos y roles de cada tecnología. Citó el caso de Chile, donde recientemente se produjo un apagón. “Muchos preguntan, ¿cómo Chile tuvo un blackout cuando todos estamos viendo la cantidad de sistemas de almacenamiento que están muchos de ellos incluso ya operativos?”, planteó.
Según explicó, esto se debe a que inicialmente muchas baterías fueron instaladas solo para manejar el vertimiento de energía solar. “Ahora entra una nueva situación de que si estas baterías fueron concebidas para el curtailment, ¿cómo estas baterías también pueden operar si queremos hacer un Black Start? Obviamente es una función completamente distinta”, explicó.
Para evitar estos conflictos operativos, Núñez propuso que los proyectos se diseñen con funciones específicas pero preparados para lo que vendrá: “habrá algunos casos de proyectos fotovoltaicos que, en mi opinión, deben estar para hacer un control de rampa que estabilicen una red a través de la batería, más allá de hacer un Black Start, que sería más una función dedicada para los proyectos stand alone”.
Además, subrayó la importancia de que los marcos regulatorios acompañen esta evolución tecnológica. “Nosotros no vamos a inventar la rueda, ya existe el control de rampa, control primario, secundario, ya existe la descarbonización, ya podemos sustituir térmicas a través de baterías en muchos casos”, afirmó. Y aunque reconoció que las exigencias regulatorias en almacenamiento irán aumentando, Sungrow ya trabaja en actualizaciones para garantizar la compatibilidad con futuros requerimientos sin necesidad de cambiar los equipos instalados.
“Lo importante es que nosotros como fabricantes tengamos la capacidad de muchas veces ese hardware no tocarlo, pero a través de un software poder adaptar a las nuevas regulaciones que se tengan”, apuntó.
En este contexto, Núñez destacó el papel particular que las baterías pueden jugar en un país como República Dominicana. “El sistema de almacenamiento en el caso de Dominicana, que es una isla y todos sabemos que no está interconectado, es supremamente necesario”, recalcó. Detalló que mientras algunas soluciones BESS pueden integrarse con plantas solares para mejorar su operación técnica, otras pueden instalarse en nodos críticos del sistema de transmisión para aportar estabilidad.
Consultado sobre los mecanismos más adecuados para acelerar la adopción del almacenamiento, Núñez se mostró abierto a distintas opciones, siempre que las reglas sean claras. “Las condiciones de una subasta deben estar definidas desde un principio y los promotores deben saber que esos proyectos van a entrar bajo el mecanismo de una subasta”, sostuvo.
Reconoció, sin embargo, que no todos los proyectos tienen la misma competitividad geográfica y que diseñar un mecanismo uniforme no es tarea sencilla. “Eso obviamente es un trabajo muy difícil para el gobierno, no lo niego, pero debe ser considerado en la mesa”, afirmó. Lo crucial, añadió, es que los promotores tengan claridad desde el inicio: “Si va a ser un PPA, si va a ser demanda, si va a ser reserva o si va a ser a través de una licitación, que lo tengan claro desde un principio”.
La buena noticia, enfatizó Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, es que el almacenamiento ha alcanzado un nivel de madurez y competitividad que hace viables incluso proyectos sin incentivos específicos. “La ventaja de las baterías es que los precios que se estaban manejando eran más del doble de los sistemas de almacenamiento que hoy en día se está manejando”, explicó. Esto está permitiendo que proyectos híbridos sean ya más competitivos que las plantas térmicas tradicionales.
La CNE tendrá a su cargo el otorgamiento de permisos, la supervisión y regulación de la producción, y la verificación y sanción de irregularidades del sector, el cálculo de tarifas y contraprestaciones, entre otras funciones, alineadas a la planeación vinculante, con independencia técnica y operativa.
Será dirigida y administrada por una dirección general a cargo de Juan Carlos Solís Ávila, quien cuenta con más de dos décadas de experiencia en el desarrollo de proyectos y políticas públicas en materia de energías limpias y convencionales, eficiencia energética, movilidad sustentable, ecotecnologías y cambio climático. Es maestro y doctor en Ingeniería en Energía por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y ha realizado estudios de Especialización en Ingeniería Financiera.
Fue titular de la Unidad de Políticas de Transformación Industrial en la Secretaría de Energía, y Director de Promoción, Seguimiento y Desarrollo de Proyectos en el Gobierno de la Ciudad de México, donde colaboró en la coordinación de la estrategia Ciudad Solar, que incluyó la instalación y puesta en operación de la Central Fotovoltaica en la Central de Abasto de la Ciudad de México.
Asimismo, tendrá un Comité Técnico, órgano colegiado responsable de conocer, opinar, analizar, evaluar, dictaminar y aprobar los actos jurídicos o administrativos, con excepción de aquellos que sean competencia de la Dirección General o de las Unidades Administrativas de la Comisión.
Este Comité está conformado por altos funcionarios de la Secretaría de Energía, directivos de la CNE y tres expertos jóvenes, de reconocida trayectoria en el sector, que aportarán su experiencia técnica y su perspectiva objetiva, innovadora y sustentable a cada decisión, para dar transparencia y objetividad a la política regulatoria en materia energética del país.
Lo integran María Elena Huesca Pérez, doctora en Ingeniería por la Universidad Técnica de Berlín y experta en ingeniería ambiental; Diego Marie Phillippe Chatellier Lorentzen, especialista en sistemas energéticos y políticas de eficiencia energética, graduado por la UNAM en Matemáticas y con maestría en Ingeniería Energética por el Instituto de Ingeniería de la misma casa de estudios; y Lissette Mendoza Barrón, física y maestra en Energía por la Facultad de Ingeniería de la UNAM, además de especialista en Derecho Energético.
Con la CNE, la Secretaría de Energía reafirma su compromiso de promover el desarrollo ordenado, continuo y seguro de las actividades del sector energético.
El reciente apagón que afectó a Europa reavivó los debates sobre la estabilidad de los sistemas eléctricos en contextos de alta penetración de energías renovables. Aunque los resultados del peritaje oficial aún no se conocen, la crisis energética fue rápidamente politizada.
El blackout y la resiliencia de los sistemas fue uno de los temas abordados durante los workshops del Global Solar Council (GSC) durante Intersolar Europe 2025, que tuvo lugar del 7 al 9 de mayo en la ciudad de Munich, Alemania.
Más allá del debate generado entre el Partido Socialista Obrero Español (PSOE) y el Partido Popular (PP), desde el Global Solar Council subrayan que el verdadero foco del problema está en la gestión de las redes eléctricas.
“La discusión se orientó a que se debe esperar el peritaje para conocer el fondo del problema. Pero el problema no son las fuentes renovables, sino la red y cómo se la administra”, planteó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC, en diálogo con Energía Estratégica.
“Es decir que se requiere poner en el centro de la escena la calidad de redes y cómo vamos a simularlas electrónicamente para no tener reserva de potencia con centrales sincrónicas, sino teniendo fuentes variables”, agregó.
Para el Global Solar Council, las enseñanzas de este evento deben ser claras para Latinoamérica y que la región siga diseñando su infraestructura en función de tecnologías del siglo pasado, sino que debe prepararse para un modelo de generación y consumo dominado por fuentes variables.
«La región necesita integrarse eléctricamente y diseñar la extensión de sus redes pensando en las tecnologías que dominarán el siglo XXI. Y cada uno de los estados nacionales debe tener un plan de inversiones en infraestructura”, afirmó.
“Esto implica inversiones que les permita optimizar los recursos renovables que tienen en cada uno y combinar esos recursos energéticos para lo que demande el mercado, de manera trazable y a un precio competitivo”, continuó.
Y si bien la agenda no es la misma para cada uno de los países, el especialista apuntó a la importancia de la articulación y de aprovechar instancias colaborativas como las de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para mayor integración de las estrategias de desarrollo energético y eléctrico de la región.
Álvarez también puso en relieve el papel que jugará el almacenamiento energético en la estabilidad de las redes de la región, dado que bajo su punto de vista, la adopción masiva de sistemas de almacenamiento se dará por etapas, con Brasil y Chile a la cabeza gracias a su avanzado desarrollo en generación distribuida y proyectos utility scale.
«En estos países ya se observa un fuerte curtailment en los picos de generación solar, lo que obliga a incorporar soluciones de almacenamiento para evitar grandes pérdidas económicas», detalla.
En el caso de Chile, ya cuenta con más de 1000 MW en operación (entre proyectos híbridos y stand-alone) y se proyecta que, en enero 2026, el país cumpla la meta de 2 GW de sistemas BESS instalados.
Mientras que Brasil aguarda por el reglamento que abarque a las baterías y plantas reversibles de ciclo abierto, que dará lugar a la primera subasta de almacenamiento en baterías del país, donde se prevé que los proyectos negocien la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW).
«El sobrecosto que implica el almacenamiento es menor que la pérdida de energía que se estaba vertiendo, por eso se están desarrollando tantos proyectos con storage. Esta tendencia se reforzará a medida que los precios de los sistemas BESS desciendan, permitiendo su implementación en nodos críticos como alternativa más económica a las reservas de combustibles fósiles”, señaló Álvarz.
Las reuniones del Global Solar Council: una agenda para el futuro energético
Durante la última edición de Intersolar Europa, el Global Solar Council llevó adelante tres encuentros estratégicos: la reunión del Comité de Estrategia, una de la Junta Directiva y un workshop de asociaciones nacionales.
Este último, organizado junto a Solar Europe, se consolidó como un espacio clave donde las asociaciones presentaron un panorama actualizado de sus mercados, compartiendo datos concretos, principales barreras y oportunidades de desarrollo.
«Estos workshops permiten a los miembros del Global Solar Council, entre ellos los de CADER en Argentina, exponer lo que está ocurriendo en sus mercados y buscar nuevos inversores», destacó el integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC.
Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anuncia la ampliación del Parque Solar San Rafael, presentado en febrero pasado durante la inauguración del Parque Solar Malargüe 1. Esta nueva etapa contempla la incorporación de 30 MW adicionales mediante una inversión de USD 30 millones, lo que eleva el monto total destinado al proyecto a USD 180 millones.
El anuncio tuvo lugar en el marco de la Exposición Internacional de Minería Argentina, Arminera, durante un encuentro celebrado en el stand de la provincia de Mendoza. La actividad contó con la presencia del Gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; la Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre; el CEO de Genneia, Bernardo Andrews; el Director de Asuntos Corporativos de la compañía, Gustavo Castagnino; y el Director de Negocios & Desarrollo, Gustavo Anbinder.
La ampliación incluirá la instalación de 65.000 paneles solares, que se sumarán a los 335.000 ya previstos. Con una potencia instalada total de 180 MW, se podrá abastecer de energía limpia a cerca de 135.000 hogares argentinos y evitar la emisión de más de 240.000 toneladas de CO₂ por año. La entrada en operación está programada para el segundo trimestre de 2026.
Con este anuncio, Genneia proyecta alcanzar una inversión acumulada de USD 430 millones en Mendoza hacia 2026, consolidando su presencia estratégica en la región y fortaleciendo el abastecimiento sostenible para grandes usuarios industriales en todo el país.
Jimena Latorre, Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, destacó: “Este nuevo proyecto se suma al Parque Malargüe I, ya energizado, y al de Anchoris, consolidando el crecimiento de la provincia en generación fotovoltaica”. Además, señaló que el nuevo parque, ubicado en la zona de El Sosneado, “no solo incrementa el potencial en energías renovables, sino que fortalece la seguridad energética, en particular en el sur provincial”.
Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, afirmó que “Mendoza se ha convertido en una provincia clave para nuestra estrategia de crecimiento renovable. Esta inversión no solo responde a la demanda creciente de energía limpia por parte de las industrias, sino que también refleja nuestra visión de largo plazo y nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de la región.”
Además de esta expansión, Genneia continúa avanzando con la construcción del Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, que aportará 180 MW de potencia instalada.
Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1–, la compañía totaliza 340 MW solares en la zona de Cuyo y esta capacidad operativa crecerá hasta 700 MW para 2026.
Con una política activa de promoción de energías limpias y un entorno propicio para la inversión, Mendoza se consolida como un referente nacional en la transición energética. La alianza entre el sector público y privado, representada por proyectos como los de Genneia, impulsa el crecimiento sostenible de la provincia y posiciona a Mendoza como un verdadero motor del futuro energético del país.
Acerca de Genneia
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20% del total de la potencia instalada, alcanzando el 20% de la generación de energía eólica y el 13% de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía limpia y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en la provincia de Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW. Además, ha anunciado una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en la localidad de San Rafael, con una capacidad de 150 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, suma 310 MW en energía solar.
El secretario de Minería, Luis Lucero, se mostró molestó con las críticas que viene recibiendo el gobierno por la demora en la aprobación de los proyectos mineros que aplicaron para el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). “Frente a un régimen que otorga beneficios fiscales y cambiarios de la entidad de los incluidos en el RIGI y estabilidad por treinta años, las demoras que podrían adjudicársenos no parecen lo sustancial”, aseguró este miércoles por la noche en la cena organizada por la Cámara Argentina de la Industria Minera (CAEM) en la feria Arminera que se lleva adelante en el Predio de la Sociedad Rural.
EconoJournal informó el jueves de la semana pasada que siete proyectos mineros ya habían solicitado su adhesión al RIGI. El primero en octubre y el último en abril y ninguno había sido aprobado. La primera reacción oficial llegó este martes cuando el Secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, informó en Arminera que finalmente se aprobó uno de esos pedidos de adhesión, el del proyecto de litio en Salar del Rincón de Río Tinto, que prevé una inversión de US$ 2700 millones en la provincia de Salta. “Quiero aprovechar para destacar al equipo de la Secretaría de Minera que gracias al trabajo conjunto con el Comité Evaluador del RIGI lograron que se aprobara el primer proyecto minero dentro del sistema”, sostuvo anoche Lucero, quien buscó restarle trascendencia a la demora oficial y se dedicó a exaltar el superávit fiscal y la baja de la inflación.
“En diez meses estando en minoría parlamentaria el gobierno logró aprobar un régimen fiscal con importantes beneficios para la industria que vuelve a la Argentina más competitiva. Debido a ello hoy hay inversiones comprometidas por más de 12.000 millones de dólares. Esto, insisto, en solamente diez meses de vigencia del régimen, pero lo que prima, lo que más se lee y escucha en los medios locales, es la queja por la lentitud para aprobar los proyectos que han pedido adhesión al régimen”, sostuvo Lucero, un abogado que antes de asumir al frente de la Secretaría de Minería trabajó 13 años en el estudio Marval O’Farrell, cuatro años como socio de Cárdenas, Di Ció, Romero, Tarsitano & Lucero, otros cuatro años en Fortunati & Lucero y 15 años en Cárdenas, Cassagne & Asociados, siempre vinculado el área de los recursos naturales.
“Yo entiendo que frente al entusiasmo que estamos viviendo por el momento histórico que transita la minera en la Argentina se ponga el foco rápidamente en los beneficios del RIGI, pero es necesario recordar que hay una sección entera, específicamente el capítulo 3 que abarca los requisitos y condiciones para el acceso al régimen. Desde el lugar que nos toca estamos haciendo nuestro mayor esfuerzo para maximizar el uso de las herramientas del régimen. También estamos siendo exhaustivos en el cumplimiento de los requisitos de la misma porque corresponde cumplir con los lineamientos del régimen, pero porque también corresponde respetar el sacrificio fiscal de los argentinos contribuyentes”, agregó el secretario de Minería, quien fue uno de los apuntados por la lentitud oficial.
Luis Lucero, secretario de Minería.
Falta de infraestructura
Lucero también respondió a las críticas por la ausencia de obra pública para apuntalar los proyectos mineros que se quiere impulsar. “Cuando asistí apenas unos meses atrás al Congreso de la Nación recibí reclamos por la falta de infraestructura en obras. Mi reflexión fue que el gobierno actual lleva en el poder menos de un año y medio y los problemas tienen 40 o 50 años”, dijo primero. Luego ratificó que el gobierno no tiene previsto invertir en obras. “La estrategia de este gobierno para recuperarnos haciendo foco en la derrota de la inflación con todos los ingredientes que esa política tiene, comenzando con todo lo necesario para mantener el superávit fiscal, no es negociable. Lo dice el presidente, lo ha dicho el ministro y lo decimos hoy nuevamente”, destacó.
“Nuestra función es crear las condiciones para que el privado invierta. Esto no podemos lograrlo de la noche a la mañana. No hay forma de que se pueda lograr tan rápido. Hagamos las cosas bien y el cobre argentino va a ser una realidad en producción en 2029 y así tendremos negocios y empleo de calidad por cien años. Vicuña puede ser una mina de 70 años, 80 años o más, no podemos saberlo, pero por momentos parece que la queremos ya. La espera parece resultarnos excesiva, lo que me resulta paradójico en un sector que mira horizontes de años”, concluyó.
El presidente de la Cámara Argentina de Industrias Mineras, Roberto Cacciola, tomó distancia de las críticas formuladas por un directivo de la canadiense Barrick quien la semana pasada aseguró que con el RIGI no alcanza para incentivar las inversiones. “No puedo dejar de mencionar que días pasados alguien dijo que con RIGI no alcanza. Lamentablemente las declaraciones de una empresa las tomaron como las de un sector. Cada uno puede declarar lo que quiera, pero no se puede involucrar al sector en un tema tan complejo”, sostuvo el Cacciola este miércoles por la noche en la cena organizada por la Cámara Argentina de la Industria Minera (CAEM) en la feria Arminera.
Marcelo Álvarez,Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick, declaró el martes de la semana pasada en el Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF) que el RIGI es condición necesaria, pero no suficiente para decidir una inversión. “Con el RIGI no alcanza. El cobre se desarrolla a 5000 metros de altura. Una inversión en Argentina es mucho más compleja que hacerla en Chile. El inversor entre ir a Chile, donde ya tiene la infraestructura, o venir a la Argentina, donde tiene que construir las rutas o su propia línea eléctrica, va a tomar la decisión de irse a un país donde todo eso ya está”.
Cacciola aprovechó que el salón central del Predio de la Sociedad Rural estaba lleno para desmarcarse de esos dichos dejando en claro que en el sector valoran el RIGI. “No es casual que luego de sanción del RIGI hayan aparecido los grandes inversores del mundo. Hoy nos complace también saber que de este procedimiento del RIGI, con las ansiedades y expectativas que podemos tener, ha salido el primer anuncio, un anuncio muy importante”, dijo en referencia a la aprobación del RIGI para un proyecto de litio de Río Tinto.
Roberto Cacciola, presidente de CAEM
El déficit de infraestructura
En respuesta al reclamo por el déficit de infraestructura que marcó Álvarez, Cacciola aseguró que no alcanza solo con quejarse. “Tenemos que ocuparnos de la infraestructura. No podemos seguir diciendo simplemente que tenemos un problema de infraestructura. Si nos limitamos a decir eso no vamos a encontrar ningún tipo de solución. El gobierno nacional ya dijo claramente que no se va a ocupar de la obra pública, difícilmente podamos convencer a Milei de que haga algo distinto”, sostuvo el presidente de CAEM, dejando expuesta la interna minera.
“Tenemos que reclamarle al gobierno nacional que avance con las licitaciones de las rutas nacionales, eventualmente el ferrocarril, pero después tenemos que entrar los privados y las provincias a conversar claramente sobre cómo se puede desarrollar la infraestructura. Lo que no podemos decir es que no vamos a hacer nada porque sino no va a haber ninguna posibilidad de crecimiento”, agrego Cacciola, quien destacó que este mismo miércoles por la tarde ocho gobernadores de distinto signo político participaron de Arminera en un claro respaldo al sector.
Cacciola este miércoles con ocho gobernadores en la feria Arminera en La Rural.
Cacciola dijo también que si hoy Chile exporta por 50.000 millones de dólares es porque recorrió un camino de 40 años en los que logró consolidar la industria minera, lo que le permite pensar en un horizonte de largo plazo para la actividad. “Los megaproyectos que tenemos van a ir creciendo simultáneamente con el desarrollo de la infraestructura. Eso lo tenemos que tener claro. Trabajemos para que eso suceda. Desde la Cámara Argentina de Empresas Mineras nuestra obligación es acompañar, proponer y gestionar. Ayudar a los que tienen que tomar las decisiones”, concluyó.
La empresa estatal Energía Argentina (Enarsa)lanzó la licitación pública nacional e internacional para la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner) de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) por un plazo de 15 años. La obra permitirá ampliar la evacuación de un mayor volumen de gas no convencional de Vaca Muerta.
El adjudicatario tendrá a su cargo la operación y mantenimiento del ducto, según indicó en un comunicado difundido este jueves por Enarsa. Además, tendrá la opción de ejecutar y financiar la obra de ampliación adicional opcional de hasta 6 MMm3/d.
En la actualidad, el ducto transporta hasta 26 MMm3/d desde Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, hasta Buenos Aires. La ampliación permitirá adicionar 14 MMm3/d para que el Gasoducto Perito Moreno alcance su máxima capacidad operativa de transporte de hasta 40 MMm3/d.
Compulsa
La licitación pública GPM N° 01/2025 de Enarsa es para la ejecución del primer proyecto de iniciativa privada sobre el sistema de transporte de gas natural nacional. A partir de este jueves 22 de mayo se encuentra disponible el pliego de la licitación. La presentación de ofertas se realizará entre las 10 y 11 de la mañana del próximo 7 de julio. Ese mismo día se realizará la apertura de los sobres. El costo de mantenimiento de oferta será de US$ 5 millones.
“Las obras proyectadas consisten en incorporar nuevas plantas compresoras adicionales en algunos puntos del trazado del gasoducto y adecuar las instalaciones actuales”, destacó Enarsa. “Una vez finalizado ese tiempo, las nuevas instalaciones revertirán al Estado Nacional”, afirmó la empresa.
Esta iniciativa, declarada de interés público por el Estado Nacional, “posibilitará acelerar la puesta en valor de activos en Vaca Muerta, generar ahorros fiscales y beneficios para la balanza comercial nacional”, subrayó Enarsa.
Durante su intervención en el I Foro CREG ‘La Regulación: motor de la Transición Energética’, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea mencionó que el próximo 20 de julio, desde esta cartera de gobierno, se presentará un proyecto de ley en el Congreso de la República que busca modificar la composición de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
“En la composición de la CREG tienen que haber dos actores que han estado ausentes, precisamente, en el marco de la Ley 142 y 143, que cumplen 30 años, el próximo 20 de julio. Tienen que estar presentes dos actores que hacen parte del sistema eléctrico del país. Uno, los usuarios, y dos, los trabajadores y las trabajadoras. Eso es inconcebible a la voz de una doctrina neoliberal, y tiene que haber además la voz de un experto académico o experta académica de las facultades de ingeniería eléctrica al interior de la Comisión”, expresó al respecto el ministro.
El jefe de Energía destacó la importancia de incluir voces diversas en los procesos de toma de decisiones que impactan el desarrollo de Colombia. Afirmó que es fundamental superar la tecnocracia que ha prevalecido históricamente en la gestión de asuntos energéticos. «Si este fuera un tema estrictamente técnico, probablemente no enfrentaríamos los problemas que hoy afectan al país. Queremos plantear esa y otras discusiones alrededor de los subsidios por consumo, del consumo mínimo de subsistencia, de las tarifas, porque ustedes saben que si hay alguna obsesión para este gobierno es en reducir tarifas. Tenemos desafíos, tenemos problemas, que son problemas públicos. Hoy creo que los usuarios, las ciudadanías, si hay algo que han logrado en este gobierno es hacer públicos los asuntos que son por naturaleza pública”, agregó.
Referente a los subsidios de energía y gas para estratos 1, 2 y 3, el ministro resaltó el esfuerzo del Gobierno nacional en el pago a las empresas de estos servicios por la suma cercana a $2,5 billones para cubrir los valores adeudados en su totalidad del rezago presupuestal del 2024, y las resoluciones expedidas de enero a mayo del 2025. Desde el MinEnergía se mantendrá la mesa de diálogo y trabajo con los actores del sistema eléctrico con el propósito de tener los flujos correspondientes para estos subsidios.
“Si es necesario involucrar más actores, pues, involucraremos más actores, para un propósito que a todos nos deje tranquilos, y es que podamos tener esos flujos correspondientes a los subsidios de la mejor manera, sea con pagos directos a través del Presupuesto General de la Nación, o que podamos apalancarnos en la banca pública o privada para que haya caja”, indicó Palma.
De otro lado, ratificó que el Gobierno nacional busca centrar su atención en la situación tarifaria de la región Caribe, donde se debe tener una reglamentación especial enfocada en estos departamentos y las necesidades de sus habitantes. “Si no se hace a través de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, se hará a través de la normativa, pues los procesos especiales requieren medidas especiales”, manifestó.
Para finalizar, el jefe de la cartera invitó a los gremios, al Congreso de la República y a diferentes actores sectoriales a proponer soluciones que pongan en el centro de la discusión a los usuarios y a dejar de lado los discursos de apagón financiero y energético que tanto daño le hacen al país, para enfocarnos como nación en la seguridad energética, a través de proyectos como la estrategia 6GW Plus, ‘Misión Transmisión’ y Fuentes No Convencionales de Energía Renovable que permitan la diversificación de la matriz energética.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, brindó este miércoles detalles sobre el acuerdo alcanzado por la provincia con las empresas socias del Vaca Muerta Sur(VMOS) —YPF, Pluspetrol, Vista Energy, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron y Shell— que permitió allanar el lanzamiento de la construcción de la nueva terminal de exportación de petróleo en Punta Colorada, en las costas rionegrinas.
EconoJournal había adelantado en febrero que la gobernación patagónica pretendía cobrar de parte de las empresas cargadoras un monto económico recaudado por el Tesoro provincial en función del volumen de crudo transportado por el VMOS. Esa negociación se terminó de saldar la semana pasada. de un instrumento el cobro de un monto a fin de poder hacerle frente al crecimiento que va a experimentar la provincia en los próximos años gracias a la obra de infraestructura destinada incrementar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta. En diálogo con este medio, que lo consultó tras su paso por ArMinera, la feria minera que se realiza esta semana en Buenos Aires, Weretilneck aseguró: «Llegamos a un acuerdo de estabilidad tributaria con las empresas socias del Vaca Muerta Sur para que Río Negro pueda hacerle frente al crecimiento de ciertas zonas de la provincia, como es el caso de Sierra Grande».
«Se trata de un acuerdo económico y de permisos. Son una serie de puntos que tienen como objetivo darle estabilidad económica al proyecto por 30 años y que están vinculados a los derechos por el uso del mar y que también contempla un bono por responsabilidad social empresaria y un canon por la venta de la tierra», indicó el gobernador.
Weretilneck indicó que «el acuerdo se firmó la semana pasada y mañana (por hoy) se votará en la Legislatura. Garantiza que por tres décadas las condiciones tributarias por parte de la provincia van a ser las mismas. Se suma a lo que ya le garantiza el RIGI al proyecto asegurando estabilidad sobre los tributos provinciales que pudiera haber, que no están contemplados en el Régimen».
Exportación de LNG
El gobernador también se refirió al proyecto Argentina LNG que encabeza YPF y a la decisión de la petrolera de apostar a las dos unidades licuefactoras flotantes (FLNG) en lugar de instalar una planta en tierra. «El hecho de que el país se incorpore al mercado mundial de GNL es algo sumamente trascendente. Además, hoy está el proyecto de PAE, Golar, Harbour Energy, YPF y Pampa, que iniciará con un barco que llegará en 2026 y continuará con un segundo buque que se está construyendo en China que arribará en 2028, para el cual se necesitará un gasoducto dedicado. Sumado a un segundo proyecto de YPF. Lo que se instalará con esos proyectos es más de lo que se había pensado originalmente con la planta en tierra».
«La ventaja de las unidades flotantes es que se trata de procesos más rápidos y económicos. Para nosotros no fue ningún retroceso, sino que significó la consolidación de la Argentina en el mercado mundial de GNL y de Río Negro como un actor fundamental», aseveró el funcionario.
Gasoducto dedicado
Weretilneck adelantó que el gasoducto dedicado se licitará durante el primer cuatrimestre del año que viene ya que está previsto que el primer barco licuefactor llegue en 2027. «Al llegar un segundo barco se necesitará de un gasoducto dedicado. Ahora estamos discutiendo si se van a hacer gasoductos dedicados para cada uno de los proyectos de GNL o si vamos a hacer un solo gasoducto de 48pulgadas«, comentó.
Industria minera
En cuanto al desarrollo de la industria minera en la provincia, el gobernador aseguró que se trató de una decisión política el avanzar en la búsqueda de que Río Negro sea una provincia minera. «Tenemos en marcha el proyecto de oro y plata Calcatreu. El año próximo estará en producción. Hemos venido trabajando con la comunidad porque lo peor que le puede pasar a un proyecto minero es la judicialización y por eso creemos que debemos resolver todos los aspectos de licencia social que eviten esto. Para este proyecto hemos realizado audiencias públicas y todo lo hemos logrado con previsibilidad jurídica«, manifestó.
El mandatario rionegrino exhibió que la provincia posee 54 proyectos en marcha vinculados al sector energético y remarcó la importancia de la cuestión logística para seguir impulsando el crecimiento. «Creo que todas las provincias estamos atendiendo al estado de las rutas como uno de los temas a abordar en el futuro. Tenemos que resolver qué hacemos con la logística para poder desarrollarnos», concluyó.
Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció la ampliación del Parque Solar San Rafael, presentado en febrero pasado durante la inauguración del Parque Solar Malargüe 1. Esta nueva etapa contempla la incorporación de 30 MW adicionales mediante una inversión de U$S 30 millones, lo que eleva el monto total destinado al proyecto a U$S 180 millones.
La ampliación incluirá la instalación de 65.000 paneles solares, que se sumarán a los 335.000 ya previstos. Con una potencia instalada total de 180 MW, se podrá abastecer de energía limpia a cerca de 135.000 hogares argentinos y evitar la emisión de más de 240.000 toneladas de CO₂ por año. La entrada en operación está programada para el segundo trimestre de 2026.
El anuncio tuvo lugar en el marco de la Exposición Internacional de Minería Argentina, Arminera 2025, y la actividad contó con la presencia del Gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; la Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre; el CEO de Genneia, Bernardo Andrews; el Director de Asuntos Corporativos de la compañía, Gustavo Castagnino; y el Director de Negocios & Desarrollo, Gustavo Anbinder.
Con este anuncio, Genneia proyecta alcanzar una inversión acumulada de U$S 430 millones en Mendoza hacia 2026, consolidando su presencia estratégica en la región, fortaleciendo el abastecimiento sostenible para grandes usuarios industriales en todo el país.
La Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, destacó: “Este nuevo proyecto se suma al Parque Malargüe I, ya energizado, y al de Anchoris, consolidando el crecimiento de la provincia en generación fotovoltaica”. Además, señaló que el nuevo parque, ubicado en la zona de El Sosneado, “no solo incrementa el potencial en energías renovables, sino que fortalece la seguridad energética, en particular en el sur provincial”.
Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, afirmó que “Mendoza se ha convertido en una provincia clave para nuestra estrategia de crecimiento renovable. Esta inversión no solo responde a la demanda creciente de energía limpia por parte de las industrias, sino que también refleja nuestra visión de largo plazo y nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de la región”.
Además de esta expansión, Genneia continúa avanzando con la construcción del Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, que aportará 180 MW de potencia instalada. Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1–, la compañía totaliza 340 MW solares en la zona de Cuyo y esta capacidad operativa crecerá hasta 700 MW para 2026.
Genneia lidera la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 20 % de la generación de energía eólica y el 13 % de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW.
Axion Energy llevó sus últimas innovaciones en materia de refinación en el LARTC Ask The Experts, el encuentro organizado por la World Refining Association que reunió durante dos jornadas en el Sheraton Buenos Aires a los referentes técnicos de la refinación, tanto del país como de la región.
Diego Mouriño, vicepresidente de operaciones downstream de la AXION sostuvo que ¨En estos próximos años es nuestra responsabilidad como industria ser aún más eficientes, generar saldos exportables y agregar valor a nuestra economía”. Además, señaló que la industria del petróleo siempre se destacó por su solidez en términos de tecnología e innovación, y remarcó que en esta época “seguir formando técnicos, ingenieros y especialistas que vean el futuro del sector es fundamental”.
Por su parte, Melisa Prost, gerente ejecutiva de Tecnología de la refinería AXION energy, destacó la importancia de “acompañar con un cambio cultural donde no solo se adquieran herramientas tecnológicas, sino que se elabore un programa para que los sponsors y quienes deben implementar estas herramientas tengan en cuenta de forma clara la visión”.
Durante el panel Ask The Experts, Lucas Leone, Gerente de Ingeniería de Procesos de AXION energy, remarcó la importancia de elegir bien los catalizadores destinados a acelerar y direccionar las reacciones químicas de refinación, y especificó que, en el caso de la refinería de Campana, la prioridad está en la producción de diésel.
Cabe destacar que la Refinería Campana fue reconocida en 2023 como la Refinería del Año en Latinoamérica por parte de la LARTC. Posee el 15 % de la capacidad instalada en Argentina, con una participación del 16 % en el mercado de combustibles, y es la única del país que produce el 100 % del gasoil con ultra baja cantidad de azufre, acorde a las normas europeas más exigentes del mercado.
En el panel “Transformación digital en la gestión de cámaras de coque mediante escaneo láser”, el ingeniero Diego Bruzzone, especialista en equipos estáticos, confiabilidad y aseguramiento técnico de AXION energy, presentó el uso de herramientas digitales avanzadas aplicadas al monitoreo de las cámaras de coque, componentes clave en las plantas de refinación.
Con el objetivo de evitar fallas, el equipo desarrolló un modelo digital que funciona como una réplica virtual de la cámara, actualizada cada cinco minutos con datos reales. Esta innovación permite monitorear con precisión el impacto de cada ciclo de trabajo, eliminando la necesidad de estimaciones sobre la duración de los equipos. “Ahora ya no discutimos si estamos operando bien o mal, sino que podemos ver qué tan exigente fue el último ciclo que hicimos”, señaló Bruzzone.
Por su parte, el ingeniero de AXION energy Renso Kloster detalló el uso de tres herramientas principales para el mantenimiento de las cámaras.
En primer lugar, se realiza un escaneo láser que permite detectar deformaciones o abultamientos en la estructura. En segundo lugar, se aplica la técnica de emisión acústica, que utiliza sensores especiales para captar sonidos imperceptibles generados dentro del metal durante los procesos de calentamiento y enfriamiento con el fin de identificar posibles fallas. Por último, se prevé incorporar nuevas pruebas, como ultrasonido y técnicas con partículas magnéticas, que permiten detectar grietas de menor tamaño.
El Mercado Electrónico del Gas realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/06/2025 al 15/06/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 22 ofertas que totalizaron un volumen de 13.200.000 m3/día, con Precios Promedio Poderados de U$S 3,90 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,87 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Siete ofertas llegaron desde Neuquén, por un volumen de 4,3 millones de m3/día; cuatro desde Tierra del Fuego, por un volumen de 4,0 millones de m3/día; dos ofertas desde Chubut por un total de 700 mil m3/día; otras cuatro ofertas desde Santa Cruz por un volumen de 2,3 millones de m3/día; y cinco ofertas desde la cuenca Noroeste, por un volumen de 1,9 millones de m3/día.
Los precios en el PIST variaron desde U$S 3,82 a U$S 4,16 el MBTU, en tanto que los precios en el GBA variaron desde U$S 4,63 hasta U$S 5,14 el MBTU.
Axion Energy presentó sus últimas innovaciones en materia de refinación en el LARTC Ask The Experts, el evento organizado por la World Refining Association. El encuentro se realizó durante dos jornadas en el Sheraton Buenos Aires y reunió a los referentes técnicos del sector de refinación, tanto del país como de la región.
Durante evento, en el que los referentes del sector brindaron respuestas con análisis en profundidad e intercambiaron ideas con el público, Lucas Leone, gerente de Ingeniería de Procesos de Axion Energy, remarcó la importancia de elegir bien los catalizadores, destinados a acelerar y direccionar las reacciones químicas de refinación, y especificó que, en el caso de la refinería de Campana, la prioridad está en la producción de diésel.
Cabe destacar que la refinería Campana fue reconocida en 2023 como “Refinería del Año en Latinoamérica” por parte de la LARTC. Posee el 15% de la capacidad instalada en Argentina, con una participación del 16% en el mercado de combustibles, y es la única del país que produce el 100% del gasoil con ultra baja cantidad de azufre, acorde a las normas europeas más exigentes del mercado, indicó la compañía en un comunicado.
“En estos años que siguen es nuestra responsabilidad como industria ser aún más eficientes, generar saldos exportables y agregar valor a nuestra economía”, afirmó Diego Mouriño, vicepresidente de Operaciones Downstream.
Además, señaló que la industria del petróleo siempre se destacó por su solidez en términos de tecnología e innovación, y remarcó que en esta época “seguir formando técnicos, ingenieros y especialistas que miren adelante y vean el futuro del sector es fundamental”.
Por su parte, Melisa Prost, gerente ejecutiva de Tecnología de la refinería Axion Energy, sostuvo la importancia de “acompañar con un cambio cultural donde no solo se adquieran herramientas tecnológicas, sino que se elabore un para que los sponsors y quienes deben implementar estas herramientas tengan en cuenta de forma clara la visión”.
Gemelos digitales
En el panel “Transformación digital en la gestión de cámaras de coque mediante escaneo láser”, el ingeniero Diego Bruzzone, especialista en equipos estáticos, confiabilidad y aseguramiento técnico de la compañía, presentó el uso de herramientas digitales avanzadas aplicadas al monitoreo de las cámaras de coque, componentes clave en las plantas de refinación.
Con el objetivo de evitar fallas, el equipo desarrolló un modelo digital que funciona como una réplica virtual de la cámara de coque, actualizada cada cinco minutos con datos reales. Esta innovación permite monitorear con precisión el impacto de cada ciclo de trabajo, eliminando la necesidad de estimaciones sobre la duración de los equipos. “Ahora ya no discutimos si estamos operando bien o mal, sino que podemos ver qué tan exigente fue el último ciclo que hicimos”, señaló Bruzzone.
Por su parte, el ingeniero de compañía, Renso Kloster, detalló el uso de tres herramientas principales para el mantenimiento de las cámaras. En primer lugar, se realiza un escaneo láser que permite detectar deformaciones o abultamientos en la estructura. En segundo lugar, se aplica la técnica de emisión acústica, que utiliza sensores especiales para captar sonidos imperceptibles generados dentro del metal durante los procesos de calentamiento y enfriamiento, con el fin de identificar posibles fallas. Por último, se prevé incorporar nuevas pruebas, como ultrasonido y técnicas con partículas magnéticas, que permiten detectar grietas de menor tamaño.
El secretario de Estado de los Estados Unidos, Marco Rubio, instó al Paraguay a ofrecer la energía generada por la represa binacional de Itaipú a proyectos de data centers en lugar de exportar esa energía hacia el mercado brasileño. Precisamente, Paraguay detuvo en abril la negociación con Brasil del acuerdo por la explotación de la central hidroeléctrica tras un escándalo de espionaje. Desde el gobierno paraguayo destacaron el posicionamiento del país para ese tipo de proyectos por la disponibilidad de energía renovable firme ante una consulta de EconoJournal.
Durante una audiencia ante el Senado,Rubio destacó la importancia del sector energético en la política exterior de los EE.UU. para los próximos cien años, con especial énfasis en la creciente demanda de energía que acompaña al desarrollo de nuevas tecnologías como la inteligencia artificial.
“Esto brindará dos cosas: oportunidades estratégicas para las naciones que puedan suministrar energía rentable y en un volumen suficiente. Será una enorme oportunidad para que estos países sean líderes en el ámbito de la IA. Por otra parte, ejercerá presión sobre todos los demás, ya que se agotarán esos recursos energéticos”, analizó el ministro de exteriores.
Para ejemplificar esas oportunidades, el funcionario del presidente Donald Trump hizo referencia a la energía generada por Itaipú, una represa hidroeléctrica de 14.000 MW de potencia construida y compartida por Paraguay y Brasil.
“Actualmente, Paraguay tiene una planta hidroeléctrica (Itaipú) y tenía un acuerdo a largo plazo con Brasil, donde les vendía el 50% de la energía producida, (y que ahora) ya expiró. (Paraguay) busca qué hacer con el 50% de la electricidad generada por energía hidroeléctrica que ya no llegará a Brasil. No pueden ponerla en un tanque y enviarla al extranjero”, dijo Rubio. “Alguien inteligente irá a Paraguay y abrirá un servidor de inteligencia artificial”, añadió.
Excedente de energía renovable y firme
En el gobierno de Santiago Peña recibieron el comentario de Rubio con optimismo. Frente a una consulta de EconoJournal, el viceministro de Minas y Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano destacó el posicionamiento energético de su país para proyectos de ese tipo.
«Tenemos un excendente de energía renovable y firme. El hecho de ser mirados por Estados Unidos y a nivel global por esa condición es muy bueno. Trabajamos constantemente para no perder esa condición y para eso estamos diversificando la matriz de generación, empeñados en introducir gas natural, el avance de la solar fotovoltaica y la introducción de pequeñas centrales hidroeléctricas y de cogeneración con biomasa», explicó Bejarano.
«Estamos en un punto de generar mayores posibilidades de fuentes de generación. Esta noticia nos llena de satisfacción ya que el Paraguay esta posicionado a merced y trabajo del propio presidente de la República«, añadió.
Paraguay esta impulsando un proyecto de gasoducto para importar gas de Vaca Muerta y también exportar al Brasil. El país podría ver limitado su crecimiento económico y sufrircortes frecuentes de luz si no se construyen centrales termoeléctricas a gas natural antes de 2030, según un reporte publicado recientemente por la Unión Industrial del Paraguay (UIP).
Negociación con Brasil en suspenso
El comentario de Rubio sobre el excedente disponible en Itaipú hace referencia a la suspensión de las negociaciones entre Paraguay y Brasil por el anexo C del tratado que regula la operación y explotación comercial de la represa. Peña paralizó las negociaciones en abril tras la revelación de un espionaje autorizado por los servicios de inteligencia del Brasil sobre sistemas informáticos del Estado paraguayo.
Un funcionario de la Agencia Brasileña de Inteligencia (Abin) afirmó en un comunicado a la Policía Federal que el organismo mantuvo operaciones de invasión de sistemas del gobierno paraguayo, incluyendo al Congreso, la Presidencia de la República y autoridades involucradas en las negociaciones para la central de Itaipú.
De acuerdo con la información brindada, el ataque comenzó durante el gobierno de Jair Bolsonaro y continuó durante el gobierno de Lula da Silva, con autorización expresa del actual director de la Abin, Luiz Fernando Corrêa, y del director interino Saulo de Cunha Moura, quien ejerció el cargo entre marzo y mayo de 2023.
«El objetivo de la operación era obtener los valores que se negociarían del Anexo C […]. El presidente de Paraguay, el presidente del Senado y autoridades directamente relacionadas con las negociaciones fueron blanco de ataques», dijo el funcionario a la policía.
En un comunicado, el gobierno de Lula afirmó que detuvo la acción tan pronto como tuvo conocimiento de ella, en mayo de 2023. La Cancillería de Paraguay afirmó que el país «no tiene evidencias» de que Brasil haya logrado atacar sistemas informáticos para obtener información. No obstante, el ministro de Industria y Comercio, Javier Giménez García de Zúñiga, anunció que las discusiones sobre la revisión del Anexo C quedaban suspendidas hasta que se aclare el asunto.
Anexo C de Itaipú
El Anexo C del Tratado de Itaipú establece las bases financieras y de prestación del servicio eléctrico de la central hidroeléctrica, la tercera más potente del mundo con sus 14.000 MW instalados. El documento define la fórmula para calcular el precio de la energía producida y el reparto de los ingresos. También prevé una revisión de sus claúsulas al alcanzar los 50 años de vigencia, plazo que se cumplió en 2023.
Los gobiernos venían negociando las nuevas condiciones para la venta de la energía generada en Itaipú hasta el estallido del escándalo. Peña había anunciado en 2024 un principio de acuerdo con Brasil por la negociación del Anexo C, que le permitiría al país vender el excedente de su energía con libertad al mercado brasileño.
Según lo estipulado en ese anexo del acuerdo rubricado en 1973, ambos países tienen derecho al 50% de la energía generada por la represa. No obstante, si una de las partes no utiliza toda su cuota debe vender ese excedente al otro socio a precios preferenciales.
Además de revisar ese punto, las partes acordaron elevar el precio unitario que paga Brasil por la potencia de la central de 16,71 a US$ 19,28 por kW mensual.
Martín Pérez de Solay, el CEO de Glencore, la compañía que posee los proyectos El Pachón -un yacimiento de cobre y molibdeno emplazado en la provincia de San Juan- y MARA – la mega iniciativa de cobre ubicada en Catamarca- se refirió al potencial que tiene la Argentina respecto a este recurso y la posibilidad de convertirse en un proveedor local de cara al proceso de electrificación.
Al participar de la nueva edición de Arminera, el ejecutivo consideró que “el cobre es lo que viene en la Argentina. Esta industria tiene la capacidad de transformar la realidad porque tiene un factor multiplicador muy grande. Pusimos a la Argentina en el mapa del litio y ahora la debemos poner en el del cobre”.
RIGI
En diálogo con EconoJournal, Pérez de Solay hizo foco en las oportunidades de crecimiento qué posee la industria del cobre y aseveró: «Para mí el escenario es buenísimo, no podría ser mejor para la Argentina. Hoy la tendencia de electrificación global hace que la demanda de cobre crezca y crezca. La Argentina hoy tiene cinco proyectos que son clase mundial, que están muy avanzados en sus estudios y en condiciones de moverse más rápido. Hoy las condiciones están dadas porque está la necesidad global y hay un esquema de atracción de inversión que es el RIGI».
Respecto al potencial de producción que posee el país indicó que la Argentina podría llegar a producir un millón de toneladas de cobre fino al año en 2035. «Hoy el RIGI nos pone en un pie de igualdad con Chile, con Perú, que son las principales jurisdicciones cupríferas en la región. Entonces, hoy podés invertir en Chile, podés invertir en Perú, podés invertir en la Argentina, con recursos muy grandes, con proyectos de clase mundial, con muy buenas leyes, competitivos en costos de producción».
El representante de Glencore aseguró que “la minería es un motor de crecimiento. Ya vimos lo que pudo hacer el litio en 10 años y ahora hay mucho trabajo positivo en un contexto en el que la electrificación a nivel global va a aumentar muchísimo por lo tanto se va a requerir mucho cobre”.
Producción y necesidades de la industria
Pérez de Solay indicó que “este es el momento para producir mucho cobre porque el mundo lo necesita y la Argentina lo tiene. Tenemos los recursos, pero Chile ya lleva 100 años produciendo y compartimos la misma cordilla”. Frente a este escenario, consideró que “hay mucho que aprender de nuestros vecinos y podemos trabajar de forma colaborativa”.
El ejecutivo de Glencore también se refirió a la necesidad de desarrollar el sector minero de forma inclusiva. “El modelo de liderazgo es crítico. Apoyamos a la minería y queremos que se desarrolle, pero que sea de forma inclusiva, que dé respuesta y que esté con las comunidades”, planteó.
En base a su experiencia en Glencore vinculada al negocio del cobre y a la que obtuvo estando al frente de Allkem en el desarrollo del Salar de Olaroz, que hoy se encuentra en manos de Río Tinto, consideró que “existe una visión de una Argentina minera que apuesta a desarrollar los recursos minerales y humanos que tiene el país, por lo tanto, debemos tener una misión clara y compartir ciertos valores para poder desarrollar los proyectos”.
“Los valores con los que siempre trabajé fueron el respeto, la humildad y la gratitud, por eso creo que debemos tener una minería con más humildad, entender al que nos cuestiona, sus razones, y poder trabajar para darle respuesta. Tenemos recursos minerales únicos y recursos humanos fantásticos que aprovechar”, concluyó.
El gobierno nacional realizó un relevamiento para la recategorización de usuarios de energía eléctrica. Incluye a hogares de ingresos medios (Nivel 3) y bajos (Nivel 2) geolocalizados en zonas del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) de altos ingresos, como barrios privados del Nordelta, clubes de campo y Puerto Madero. Según difundió este miércoles en un comunicado, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, recategorizará a 15.518 usuarios. La medida representa un ahorro fiscal superior a los $ 3.000 millones anuales, explicó el gobierno.
La cartera energética informó que “en el caso de los countries y barrios cerrados, se detectaron consumos eléctricos similares a los de una Pyme, que duplican y hasta triplican el promedio nacional (250 kwh mensuales)”. Además, destacó que “el Estado Nacional asume que estos usuarios poseen una manifiesta capacidad contributiva”.
El análisis oficial del gobierno se hizo “mediante herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS) y bases de datos espaciales (PostGIS), con datos abiertos provistos por ARBA (Agencia de Recaudación Provincia de Buenos Aires (ARBA) y el OPISU (Organismo Provincial de Integración Social y Urbana)”.
Esta medida “se enmarca en el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, establecido por el decreto 465/2024, que tiene como objetivo garantizar una distribución eficiente, justa y transparente de los recursos públicos, asegurando que los subsidios lleguen a quienes realmente los necesitan”, informó la Secretaría de Energía.
Quita de subsidios
La recategorización automática implica que estos usuarios “serán excluidos del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE)”, la herramienta que permite a los usuarios de servicios de electricidad y gas a acceder a los subsidios estatales.
Para los hogares detectados por el relevamiento oficial, el gobierno habilitó un procedimiento de revisión individual, donde los usuarios afectados podrán presentar un reclamo a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Lo deberán hacer bajo el trámite “Solicitud de revisión de subsidios energéticos”, con carácter de Declaración Jurada, y serán responsables de aportar las pruebas que justifiquen su inclusión, aclara la cartera energética.
“Esta decisión marca un punto de inflexión: se terminó el subsidio para quienes no lo necesitan. No hay justicia en un sistema que financia el consumo de usuarios de altos ingresos con el dinero de los pagadores de impuestos”, argumentó el gobierno.
“Así, el Gobierno Nacional ratifica su compromiso con una administración responsable, transparente y basada en datos, que prioriza el equilibrio fiscal y la equidad en el acceso a los servicios públicos esenciales”, concluye el comunicado oficial.
La Secretaría de Energía de la Nación recategorizó a mas de 15 mil usuarios que figuraban como de ingresos medios (N3) y bajos (N2) geolocalizados en zonas del AMBA sur y norte de altos ingresos (countries, clubes de campo, barrios cerrados y Puerto Madero), por la cual el Estado Nacional “asume que estos usuarios poseen una manifiesta capacidad contributiva”.
Esta medida se enmarca en el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, establecido por el Decreto 465/2024, “que tiene como objetivo garantizar una distribución eficiente, justa y transparente de los recursos públicos, asegurando que los subsidios lleguen a quienes realmente los necesitan”, comunicó Energía.
Según el relevamiento oficial, 15.518 usuarios son alcanzados por esta medida. En el caso de los countries y barrios cerrados, se detectaron consumos eléctricos similares a los de una PYME, que duplican y hasta triplican el promedio nacional (250 kwh mensuales), describió la S.E. dependiente del ministerio de Economía.
Y se detalló que “el análisis se realizó mediante herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS) y bases de datos espaciales (PostGIS), con datos abiertos provistos por ARBA y el OPISU” (Organismo Provincial de Integración Social y Urbana).
La recategorización automática implica que estos usuarios serán excluidos del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).
No obstante, se habilita un procedimiento de revisión individual: los usuarios afectados podrán presentar un reclamo a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), bajo el trámite “Solicitud de revisión de subsidios energéticos”, con carácter de Declaración Jurada, y serán responsables de aportar las pruebas que justifiquen su inclusión.
La medida representa un ahorro fiscal superior a los $ 3.000 millones anuales, contribuyendo al ordenamiento macroeconómico, al saneamiento del sistema tarifario y a la reducción del gasto público improductivo, se explicó.
“Esta decisión marca un punto de inflexión: se terminó el subsidio para quienes no lo necesitan. No hay justicia en un sistema que financia el consumo de usuarios de altos ingresos con el dinero de los pagadores de impuestos”, afirmó Energía.
“El Gobierno Nacional ratifica su compromiso con una administración responsable, transparente y basada en datos, que prioriza el equilibrio fiscal y la equidad en el acceso a los servicios públicos esenciales”, remarcó el comunicado.
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Los precios del petróleo subieron más de un 1% este miércoles después de que los informes de que Israel podría estar preparándose para atacar las instalaciones nucleares iraníes hicieran temer una interrupción del suministro en Medio Oriente. Según replicó World Energy Trade, la posibilidad de un ataque israelí amenaza con interrumpir las actuales negociaciones entre Estados Unidos e Irán para alcanzar un nuevo acuerdo nuclear, lo que podría desembocar en un conflicto más amplio en Medio Oriente. Un ataque directo a Irán por parte de Israel causaría estragos en estas negociaciones y aumentaría el riesgo de un conflicto más amplio […]
El gerente general de Minera Santa Cruz, Néstor Rigamonti, reclamó para la minería de oro medidas que generen un contexto adecuado para la mejora de la competitividad, al advertir que la relevancia que la producción y exportación de los recursos auríferos tiene en la Argentina contrasta con el futuro del sector que puede quedarse sin proyectos activos antes de que finalice la década.
“El sector está en un momento realmente desafiante. Siempre tuvo un rol protagónico y lo sigue teniendo con el 70% de las exportaciones de minerales explicadas por la exportación de oro y plata. El punto es que esta relevancia contrasta con el futuro, y si no hacemos nada, no es auspicioso, porque no todas, pero muchas de las empresas que hoy producen oro y plata en la Argentina tienen un desafío de continuidad”, alertó Rigamonti.
El reclamo de los proyectos de oro y plata es uno de los temas que sostiene la Cámara Argentina de Empresas Mineras, que viene pidiendo el diseño e instrumentación de un RIGI diferenciado para el sector.
El aporte del oro y la plata
En cifras, de ese 70% de las exportaciones mineras de la Argentina durante 2024, unos US$ 3.141 milones correspondieron a los envíos de oro al exterior, con un crecimiento 37% superior al año previo, mientras que los precios crecieron 16% en promedio. La dinámica de los precios internacionales permitió sostener el nivel de exportaciones desde 2020 a pesar de la caída de la producción y alcanzar niveles récord en 2024.
En el caso de la plata, en 2024 las exportaciones registraron US$ 641 millones, lo cual implicó una baja de 5% respecto al año previo, pero en este caso, la suba de precios solo logró atenuar la caída de los volúmenes de producción.
El pedido llega asociado a que las empresas productoras de oro tenen en cartera “yacimientos maduros que vienen decayendo en su producción, que año a año incrementan sus costos y tienen una corta vida de 2 a 4 años. Todo eso con altísimos precios internacionales que sustentan esas operaciones maduras, que de lo contrario no estarían operando”, precisó el directivo de la compañía, cuyo activo principal es la mina de oro y plata San José, ubica en el noroeste del Macizo del Deseado, provincia de Santa Cruz.
Para Rigamonti, hay para este sector de la mineria metalífera un desafío por delante de “darle continuidad a los yacimientos maduros, porque no da lo mismo que tengan o no continuidad ante la cantidad de empleados, proveedores involucrados, fiscos que cobran regalías, y desarrollos comunitarios que entrarían en crisis si dejasen de operar. Pero a pesar de todo eso, no se ve en el mediano plazo la llegada de nuevos proyectos de oro y plata que reemplacen a los que vayan cayendo, por eso el desafío de extender la vida útil de los desarrollos actuales”.
En ese punto, el empresario planteó la oportunidad de poder contar con beneficios similares a los que otorga el RIGI a proyectos productivos de exportación. “Sobre la extensión de vida de las minas, el punto es simple: tiene tanta relevancia extender 5 años la vida a un yacimiento como tener un yacimiento nuevo. Si tenemos un RIGI que fomenta la llegada de inversiones para desarrollar nuevos yacimientos, tenemos que tener un RIGI que fomente la capacidad de inversiones tendientes a extender la vida de mina”.
Competitividad y reducción de la carga fiscal
“Lo que tiene que hacer el sector es trabajar agrupado con trabajadores, empresas, gobiernos y proveedores por la continuidad de un sector maduro que tiene posibilidades de continuar operando en la medida que se hagan las cosas que hay que hacer. Por un lado apuntalar la productividad de los yacimientos que está en caída, y el otro eje es extender la vida útil”, agregó Rigamonti.
Desde afuera se considera necesario “una reducción de la carga fiscal a yacimientos maduros que hacen un aporte enorme en mano de obra, trabajo de proveedores y aporte comunitario, y destinar una parte al desarrollo de actividades de exploración tendría bastante sentido”, subrayó.
El problema de los costos fue otro punto central de su exposición. “La madurez de los yacimientos exige un mayor esfuerzo productivopara obtener menos producción, y eso se traduce directamente en un incremento de los costos. A esto se suma el factor macroeconómico luego de 15 años de alta inflación y un tipo de cambio que, aunque fluctuante, se ha mantenido por detrás del incremento general de precios. Esta dinámica genera un aumento permanente de los costos calculados en dólares, lo que obliga a la industria a intensificar los esfuerzos en productividad y control de gastos”, finalizó Rigamonti.
El gobernador de Chubut Ignacio “Nacho” Torres encabezará el encuentro “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro”, que se realizará el 2 de junio en el Hotel Four Seasons de la Ciudad de Buenos Aires, con la participación de funcionarios nacionales, empresarios y dirigentes sindicales.
El evento, que se extenderá entre las 8 y las 14 horas, será propicio para trazar una agenda común en el marco del desarrollo de energías renovables, hidrocarburos y proyectos de hidrógeno en la región, ámbito en el que Chubut se posiciona como uno de los actores centrales en la promoción de la Ley de Hidrógeno Verde.
El encuentro se enfocará en los desafíos y oportunidades de la provincia en el contexto de la transición energética, la industrialización de recursos estratégicos y el desarrollo de nuevas tecnologías.
Al respecto, Torres sostuvo: “Chubut es una provincia con recursos humanos y naturales que hoy nos brindan la posibilidad de liderar la transición energética de la Argentina. Como gobierno, ratificamos nuestro esfuerzo y voluntad de convertir a Chubut en un polo de innovación y desarrollo energético, articulando inversiones privadas con el sector público, con una mirada de sustentabilidad a largo plazo”.
“La diversificación de la matriz energética no es una opción, sino la postal de un futuro que cada vez está más cerca y que en Chubut llegó para quedarse. Por ese motivo, vamos a continuar desarrollando la agenda que planteamos al inicio de nuestra gestión, fortaleciendo el desarrollo regional a partir de un uso responsable de los recursos de la provincia, y con los estándares de transparencia, austeridad y planificación que sustentan la base de nuestro gobierno”, agregó el mandatario.
“Este evento marca un punto de inflexión en la estrategia de desarrollo económico de Chubut, con una visión que combina innovación, sostenibilidad e inversión para consolidar a la provincia como un actor clave en la matriz energética del futuro, que es el desafío actual no solo de la región, sino del mundo”, concluyó.
Paneles y oradores
La agenda de “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro” incluirá paneles sobre energías renovables, como la eólica y el hidrógeno verde; reconversión de cuencas hidrocarburíferas; uso sostenible de los recursos naturales y logística estratégica.
Entre los participantes confirmados se encuentran el jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos; el expresidente de la Nación, Mauricio Macri; la diputada nacional Ana Clara Romero; el vicegobernador de Chubut, Gustavo Menna; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. También participarán referentes del sector privado como Bernardo Andrews (Genneia); Gabriel Vendrell (Aluar); y el dirigente sindical y diputado nacional, Jorge Ávila (Petroleros Privados de Chubut), entre otros.
Los principales paneles incluirán: “Renovables: el futuro que ya está en marcha”, “Transformación y futuro de los hidrocarburos”, “Reconversión de cuencas maduras” y “Argentina ante el nuevo mapa global: claves para crecer”.
El cierre del evento contará con las exposiciones del gobernador Ignacio Torres, el jefe de Gabinete de Ministros de la Nación Guillermo Francos, el CEO de Pan American Energy Marcos Bulgheroni, y el politólogo y periodista Paulino Rodrigues como moderador.
La Secretaria de Energía y Ambiente de Río Negro, Andrea Confini, y el presidente de Coopetel, Marcelo Contardi, firmaron en Cipolletti un convenio para la provisión de GLP en garrafas en el marco del Plan Calor Gas 2025.
El acuerdo permitirá incorporar a la Cooperativa de Obras y Servicios Públicos, Sociales y Vivienda El Bolsón Ltda. (Coopetel) como nuevo proveedor del operativo de distribución de garrafas, que comienza el 2 de junio y se extenderá hasta principios de octubre. Hasta el momento, el servicio sólo es prestado por YPF.
La medida tiene como objetivo abastecer principalmente a unas 1.500 familias de El Bolsón, Villa Mascardi, El Foyel, El Manso y Ñorquinco, con garrafas de 10 kg, reforzando el suministro en la zona andina.
Desde el Gobierno provincial explicaron que la incorporación de una fraccionadora rionegrina como Coopetel responde a la necesidad de reducir los costos logísticos, uno de los rubros que más impacta en la inversión total del programa, estimada en $11.142 millones para este año a nivel global.
La estrategia también mejora los tiempos de entrega, optimiza recursos y fortalece el entramado productivo local.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través de la subsecretaría de Energía e Hidrocarburos, aprobó la extensión del Lote Bajo Evaluación correspondiente al área Parva Negra Este, que comprende una superficie de 142,25 kilómetros cuadrados.
Según la distribución de fluidos en la formación Vaca Muerta, el área se ubica en la ventana de gas seco, en el noroeste de la provincia. Al tratarse de una zona con menor desarrollo hidrocarburífero, su evaluación permitirá profundizar el conocimiento geológico de la formación.
La titular del Permiso Exploratorio es la empresa Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), mientras que la operadora es Pampa Energía. Ambas compañías trabajan de manera conjunta para evaluar la potencial comerciabilidad de los hidrocarburos prospectados y determinar si el área Parva Negra Este puede desarrollarse de forma rentable.
De acuerdo con lo establecido en el Decreto N° 550/25, la Autoridad de Aplicación otorgó un nuevo plazo de dos años, con vencimiento el 1 de abril de 2027. El período original, de tres años, finalizó a principios de mayo.
Gas y Petróleo del Neuquén solicitó la extensión del Lote Bajo Evaluación al considerar que el plazo anterior no resultó suficiente para declarar la comerciabilidad del área, debido a la falta de equipos de perforación y de infraestructura de transporte.
Respecto del Plan de Inversiones, se había aprobado la terminación y completación de un pozo horizontal, con una inversión estimada en 16 millones de dólares. No obstante, según lo informado, la empresa Quintana realizará la terminación y el ensayo del pozo en el segundo trimestre de este año.
Con la extensión otorgada, se da continuidad al desarrollo técnico y económico del área, en línea con los plazos y compromisos asumidos ante la Autoridad de Aplicación.
La compañía opera tres concesiones no convencionales en la Cuenca Neuquina: El Mangrullo, Rincón de Aranda y Sierra Chata. Además, participa del Plan Exploratorio Neuquén a través de un contrato con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en el área Las Tacanas Norte. Por último, posee la concesión de explotación renegociada del área Veta Escondida.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó este martes la audiencia pública para analizar el otorgamiento de la prórroga de las licencias del servicio público de distribución de gas natural por red solicitadas por las compañías Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana y Litoral Gas. La audiencia estuvo a cargo de Carlos Casares, interventor del organismo. Las distribuidoras, que abastecen en conjunto a 4,6 millones de usuarios de un total de 9 millones en todo el país, solicitaron la extensión de la operación por 20 años más. Las licencias de las tres distribuidoras fueron otorgadas por 35 años y vencen el 28 de diciembre de 2027.
Metrogas abastece a la Ciudad de Buenos Aires y 11 localidades del Gran Buenos Aires (Almirante Brown, Berazategui, Esteban Echeverría, Avellaneda, Quilmes, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón, San Vicente y Ezeiza). Litoral Gas cubre la provincia de Santa Fe y siete departamentos del norte de Buenos Aires. En tanto, Camuzzi Gas Pampeana distribuye gas en La Pampa y casi la totalidad de la provincia de Buenos Aires.
En la audiencia, las compañías indicaron que el pedido de prórroga por dos décadas les permitirá continuar con el plan de inversiones que están llevando adelante. Ahora el Enargas deberá analizar la solicitud de las distribuidoras para determinar la renovación de las licencias en base a sus desempeños como licenciatarias.
Luego del proceso de audiencia pública, el Enargas deberá realizar un informe para que lo analice el gobierno nacional, que tendrá 120 días para tomar la decisión sobre el pedido de prórroga de las tres licenciatarias.
Licencias y prórrogas
La operación de las tres compañías se inició en diciembre de 1992, luego de la privatización de Gas del Estado. Originalmente el contrato habilitaba a una extensión adicional de la licencia de 10 años, pero la Ley Bases impulsada por el gobierno de Javier Milei y aprobada en 2024 en el Congreso extendió el plazo de la prórroga a 20 años. En este caso, la licencia se extendería hasta 2047.
Las licencias originales de las tres distribuidoras fueron otorgadas por 35 años a través de los decretos 2455 2456 y 2459 de 1992 y según lo estableció la Ley de Reforma del Estado 23.696, que le dieron un marco normativo al proceso de privatizaciones del gobierno de Carlos Menem.
Las licencias de Metrogas, Litoral Gas y Camuzzi Gas Pampeana vencen a fines de diciembre de 2027. Pero el marco regulatorio obliga a realizar la audiencia pública para habilitar las prórrogas con una antelación no menor a 18 meses ni mayor de 54 meses del fin de las licencias. Es por este motivo que el ente regulador realizó la audiencia dos años y medio antes del vencimiento de las licencias.
Solicitudes
“Demostramos haber cumplido sustancial y adecuadamente con el contrato de licencia y realizamos notables mejoras al servicio público”. “Solicitamos la prórroga porque cumplimos con el nivel de inversiones, que fue acorde a la eficiente y segura prestación del servicio”, remarcó Pablo Anderson, director de Asuntos Legales y Regulatorios de Metrogas, cuyo paquete accionario corresponde en un 70% a YPF.
Metrogas llega a 2,4 millones de usuarios (el 27% del total de habitantes del país) de los cuales 69.500 son comercios, 6.000 industrias, 319 GNC y cinco son centrales termoeléctricas que representan el 10% de la capacidad de generación del país. En la Revisión Quinquenal Tarifaria aprobada este año realizó un compromiso de inversión de US$ 170 millones entre 2025 y 2030.
Por su parte, Daniel Molinari de Litoral Gas, empresa que abastece a 766.700 usuarios (2,5 millones de habitantes) explicó que la distribuidora cubre una extensión de 13.620 kilómetros de gasoductos y redes. La compañía distribuye gas al 8% de los usuarios del país y representa el 11% del volumen de fluido distribuido.
El directivo indicó que “ejecutamos todas las inversiones obligatorias y suministramos la información requerida por la autoridad regulatoria. Cumplimos con todas las obligaciones. La prórroga de la licencia que solicitamos permitirá dar continuidad a la realización de las inversiones para ampliar la capacidad del sistema”.
“Aguardamos una respuesta positiva por parte del Poder Ejecutivo para que decrete la prórroga”, concluyó Molinari. En la RQT, Litoral Gas presentó un compromiso de inversión de US$ 24 millones promedio anual.
En tanto, Alejandro Pérez, director comercial Camuzzi Gas Pampeana, señaló que “la operación que tenemos nosotros es más compleja que las demás distribuidoras. Realizamos ampliaciones y obras como plantas compresoras, gasoductos y ramales, redes de distribución, plantas reguladoras y de Gas Licuado de Petróleo (GLP)”.
“No incurrimos en incumplimientos que justifiquen la caducidad de la licencia. Creemos que la prórroga es una decisión razonable y proporcional con relación al objetivo final perseguido, que es garantizar la continuidad y accesibilidad a servicios públicos esenciales”, remarcó Pérez.
Camuzzi Gas Pampeana distribuye gas a 1,4 millones de usuarios y tiene casi 70.000 usuarios comerciales y 145 grandes usuarios. También tiene 12 subdistribuidoras en su área.
En representación de las compañías participó también Daniel Martini, titular de la Asociación de Distribuidores de Gas, que sostuvo que desde 1992 todas las empresas de distribución del país invirtieron más de US$ 3.800 millones y tienen comprometidos US$ 1.000 millones en los próximos cinco años. “Las empresas operaron de manera confiable y segura y acreditan las condiciones para acceder a un nuevo período de gestión de 20 años”, subrayó.
Tras el acuerdo histórico con el consorcio VMOS SA, que marca un antes y un después para Río Negro en el desarrollo energético nacional e internacional, la Secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, afirmó que “defendimos los intereses de los rionegrinos y sentamos las bases para convertirnos realmente en una provincia exportadora de gas y petróleo”.
Gracias a este acuerdo, se garantizará que el desarrollo del proyecto Vaca Muerta Sur impacte directamente en la vida de los rionegrinos.
Confini expresó que las negociaciones “excedieron nuestras expectativas. Fueron muy duras, pero pudimos llevarlas adelante y vamos a tener como beneficio de manera directa unos 1.000 millones de dólares en los próximos 13 años”, y agregó que “es importante que los rionegrinos sepan en qué se van a transformar estos dólares para la provincia”.
En este sentido, dijo que este acuerdo posicionará a la provincia como protagonista en el sector de exportación de gas y petróleo y contó que los primeros pasos serán comenzar con “el desarrollo de obras en Sierra Grande, Punta Colorada y todo lo que tiene que ver con la infraestructura de servicio para la región”.
Este avance del Gobierno de Río Negro tendrá un impacto directo en la vida cotidiana de la comunidad, a través de inversiones concretas, obras de infraestructura y el impulso a la economía local. Un eje central será la generación de empleo: “Estamos supervisando muy de cerca, junto a la Secretaría de Trabajo, que al menos el 80% de la mano de obra en la construcción sea rionegrina”, explicó Confini.
“Entendemos que nosotros no tenemos a ciertos expertos, hay muy pocos en el país y algunos provienen del exterior, pero estamos trabajando para cubrir ese 80% de empleo rionegrino para el desarrollo normal de una obra, donde no se requiere tantos expertos”, agregó.
De esta manera, el Gobierno provincial consolida el avance de sus proyectos energéticos, propiciando un escenario óptimo para el crecimiento sostenido del sector. “Como decía Weretilneck, ahora Río Negro dejó de verla pasar y pasa a ser una parte clave de todo el sistema”, resumió Confini, destacando el compromiso de la gestión provincial de seguir abriendo caminos hacia una provincia más productiva, integrada y con futuro.
El Comité del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) aprobó hoy el primer proyecto minero, en el que se invertirán US$ 2.700 millones.
Se trata de Rincón de Litio, en Salta, donde la empresa Rio Tinto aumentará la capacidad de producción a 60.000 toneladas anuales de litio de grado batería, mediante la construcción de una planta que se iniciará a mediados de este año.
Así lo anunció el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, en el marco del evento ArminerA, que agrupa a las principales empresas del sector.
“Esperemos que sea el primero de varios”, dijo González, en el marco del evento organizado por IDEA y la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM).
Rincón de Litio es el cuarto proyecto RIGI que se aprueba, pero el primero del sector minero de los siete que se presentaron desde que entró vigencia el régimen de beneficios fiscales y cambiarios, en octubre del año pasado.
Rio Tinto es la segunda empresa minera más grande del mundo y la principal productora de litio del país, después de completar la adquisición de Acardium Lithium a finales del año pasado.
Opera dos de los seis proyectos de litio en producción en el país: Fénix, en Catamarca, y Salar de Olaroz, en Jujuy.
Los precios del petróleo subieron más de un 1% este miércoles después de que los informes de que Israel podría estar preparándose para atacar las instalaciones nucleares iraníes hicieran temer una interrupción del suministro en Medio Oriente.
Según replicó World Energy Trade, la posibilidad de un ataque israelí amenaza con interrumpir las actuales negociaciones entre Estados Unidos e Irán para alcanzar un nuevo acuerdo nuclear, lo que podría desembocar en un conflicto más amplio en Medio Oriente.
Un ataque directo a Irán por parte de Israel causaría estragos en estas negociaciones y aumentaría el riesgo de un conflicto más amplio en Medio Oriente una vez más. Esto, a su vez, amenazaría con afectar al suministro de petróleo, provocando una subida de los precios de referencia.
Los futuros del Brent subieron 81 centavos, o un 1,24%, hasta los 66,19 dólares por barril a las 1016 GMT. El crudo estadounidense West Texas Intermediate subió 83 centavos, o un 1,34%, a 62,85 dólares.
La amenaza de una escalada entre Israel e Irán contrarrestó la tendencia a la baja que venía registrando el petróleo en jornadas previas.
Teniendo en cuenta que Irán exporta más de 1,5 millones de barriles al día (bpd), el temor a una interrupción del suministro ha contribuido a la subida de los precios. Irán es el tercer mayor productor entre los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y un ataque israelí podría alterar los flujos procedentes del país.
También preocupa que Irán pueda tomar represalias bloqueando el paso de petroleros por el estrecho de Ormuz, a través del cual Arabia Saudí, Kuwait, Irak y Emiratos Árabes Unidos exportan crudo y combustible.
Guatemala avanza con la Licitación Abierta PET-3 que tiene como objetivo la construcción, operación y mantenimiento de proyectos de transmisión eléctrica. En este mes de mayo, autoridades iniciaron las reuniones aclaratorias para partes interesadas en el proceso con gran receptividad.
El Ing. Marvin Barreto, gerente de tarifas de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y presidente de la Junta Calificadora de la PET-3, compartió aspectos sustanciales de las bases de la licitación ante un auditorio con más de 70 representantes de empresas de transporte y epecistas nacionales e internacionales.
“No está de más reconocer la importancia de este tipo de eventos para el desarrollo de nuestro país. Justo estamos en una coyuntura donde nuestra demanda eléctrica está creciendo como símbolo del crecimiento económico”, introdujo el Ing. Marvin Barreto.
Al respecto es preciso indicar que Guatemala ha demostrado ser muy atractiva para las inversiones, sobre todo en el sector eléctrico. Además de ser el país con el PIB más grande de Centroamérica, posicionándose como la economía más grande de la región, tiene una macroeconomía estable y ubicación estratégica.
Esta convocatoria, que se desprende del Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET) 2024-2054 y que espera una inversión de alrededor 150 millones, fue diseñada en 4 lotes por zonas geográficas: Nororiente, Suroriente, Centro-Norte y Suroccidente. Cada uno responde a una necesidad distinta, pero comparten una lógica común: reducir cuellos de botella, atender zonas no cubiertas por la red nacional o asegurar redundancia para evitar interrupciones en áreas sensibles.
Las empresas de transporte nacionales e internacionales que se presenten a la licitación podrán competir por uno o varios lotes que en suma totalizan 14 subestaciones eléctricas así como aproximadamente 440 km de líneas de transmisión (90 km en 230 kV y 350km en 69kv) y adecuación de existentes.
¿Qué está en juego?
Lote
Proyecto de Transmisión
Descripción del Proyecto de Transmisión
Lote 1
A
Subestación nueva Jalpatagua 230/138 kV y Línea de Transmisión nueva Pacífico – Jalpatagua 230kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente en 138kV
Lote 2
B
Subestación nueva El Chal 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente.
C
Subestación nueva Ixbobó 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente.
D
Subestación nueva Livingston 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Modesto Méndez – Livingston 69kV
E
Subestación nueva Tierra Blanca 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente.
Lote 3
F
Subestación nueva Rumor de los Encantos 69/34.5 kV, Subestación nueva Chitocán 69/34.5 kV, Línea de Transmisión nueva Chitocán – Rumor de los Encantos 69kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente.
G
Subestación nueva Lanquín 69/34.5 kV y Línea de Transmisión nueva Oxec II – Lanquín 69kV
H
Subestación nueva Chichipate 69/13.8 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
I
Subestación nueva Nebaj 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Chajul – Nebaj – Sacapulas 69 kV
J
Subestación nueva Cunen 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Sacapulas – Cunén – Buena Vista – Santa Cruz Verapaz 69 kV
Lote 4
K
Subestación nueva Génova 69/13.8 kV de 10/14 MVA y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
L
Subestación nueva Tecojate 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Acacias – Tecojate 69kV
M
Subestación nueva Concepción Tutuapa 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Tacaná – Concepción Tutuapa 69kV
¿Cómo participar?
La CNEE a creado un micrositio (acceder) para que las empresas de transmisión locales e internacionales que quieran ofertar realicen un seguimiento de todo el proceso de licitación.
Allí, las Bases de la PET-3 pueden ser adquiridas por los potenciales proponentes por un costo de USD$ 10000 y hasta el 29 de septiembre.
Tras el pago y registro de la entidad participante se le otorgará el derecho a su representante a realizar solicitudes de aclaración, participar en próximas reuniones informativas, recibir las adendas y el hito más importante, que es presentar sus ofertas de manera oficial.
¿Cuáles son los próximos pasos?
El presidente de la Junta Calificadora de la PET-3 reiteró que el cronograma mantiene como fecha límite para consultas el 31 de julio. Posteriormente, se emitirán las respuestas y adendas -si las hubiera- hasta agosto, y se prevé que las ofertas se presenten en octubre, precisamente el 9 de octubre las técnicas y el 22 de octubre las económicas.
Los ganadores podrían darse a conocer a finales de este 2025. Si las fechas previstas en el calendario de licitación se mantienen, mientras que la calificación de ofertas sería el 24 de octubre y la adjudicación el 30 de octubre, la suscripción de cada contrato podría realizarse a los 30 días siguientes.
“¡Qué esto llegue a buen puerto! Que se puedan ejecutar estos proyectos en los plazos que se han estimado para garantizar el desarrollo y la cobertura eléctrica del país”, deseó el Ing. Marvin Barreto.
La transición energética de Chile enfrenta un punto de inflexión marcado por avances tecnológicos, pero también por desafíos estructurales que podrían limitar su desarrollo. A pesar de que el país figura entre los diez con mayor adopción de energías renovables, enfrenta retos vinculados a los vertimientos renovables (récords en 2024), costos marginales cero y la inserción de más fuentes renovables en toda la matriz energética del país.
“La batalla por la transición energética a renovables está muy lejos de ganarse”, sostuvo Claudio Seebach, decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI), en diálogo con Energía Estratégica.
Sin embargo, en materia de generación eléctrica, Chile presenta cifras alentadoras: la energía solar ya es la principal fuente de generación con alrededor del 30% de la capacidad instalada, permitiendo una reducción de la intensidad de emisiones de CO2 más acelerada que en Europa.
El avance de las energías limpias también ha descentralizado el sistema, gracias a que los pequeños medios de generación distribuida (PMGD) han tomado mayor relevancia en la última década; pero que junto con el avance de proyectos centralizados y la falta de infraestructura también ha llevado a un fenómeno inesperado: los recortes de energías renovables alcanzaron el 40% en 2024.
“Hoy en día, el sistema eléctrico chileno puede producir más energía solar y eólica de la que es capaz de gestionar”, afirmó Seebach, subrayando la necesidad urgente de soluciones que permitan integrar esta capacidad excedente.
En este escenario, el almacenamiento de energía emerge como un factor clave para garantizar la estabilidad y eficiencia del sistema, de manera que el país ya supera los 1.000 MW de capacidad instalada en sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), con una capacidad de almacenamiento de 5 GWh y una duración promedio de entre 4 y 5 horas.
Además, durante 2024, se aprobaron solicitudes de acceso abierto por 10600 MW de capacidad y se concretaron 14 nuevos proyectos de almacenamiento, sumando cerca de 700 MW, principalmente en la zona norte del país. Y se espera que hacia finales de la década el país cuente con 8000 MW BESS operativos, lo que permitirá trasladar hasta un 20% de la producción diaria de electricidad a las horas de mayor consumo, especialmente durante la noche.
Sin embargo, Seebach advirtió que “la necesidad de almacenamiento de corto plazo estará cubierta”, pero que el gran desafío del almacenamiento será para larga duración. Por lo que planteó qué hará el país cuando las condiciones de viento sean bajas o haya varias horas de baja generación solar. “Esa es la gran pregunta que debemos resolver”, apuntó.
Desde su visión, las reformas claves que necesita el país para enfrentar estos desafíos parten por modernizar profundamente el mercado de generación eléctrica.
“Nuestro sistema fue pionero en liberalización, pero hoy está desfasado. Nos faltan un mercado de ofertas, un mercado de desvío y herramientas financieras para gestionar riesgos”, subrayó.
No obstante, consideró que el reto más urgente es la reforma del sistema de distribución eléctrica, la cual lleva más de 40 años sin modificaciones estructurales, a fin de mejorar la calidad de calidad del servicio, encaminarse de mejor modo hacia la electrificación de los hogares y la expansión de la generación distribuida.
Además, hizo un llamado directo a las futuras autoridades políticas que serán electas en noviembre del presente año (el país tendrá elecciones presidenciales para el período 2026-2030): “Chile tiene una oportunidad histórica para liderar la transición energética a nivel global. Pero esto requiere de una modernización del Estado, acelerar los permisos sectoriales y reformar el sistema de evaluación ambiental para incorporar de forma efectiva los impactos sociales, económicos y ambientales de los proyectos”.
“El nuevo gobierno necesita recuperar la conducción de la agenda energética, falta liderazgo en la agenda del sector. Se requiere la cooperación público – privada, la capacidad de trabajar en conjunto para resolver los problemas de la ciudadanía y construir soluciones de manera conjunta”, agregó.
Formación de nuevos talentos en energía
La respuesta a los desafíos del sistema eléctrico no será posible sin un capital humano preparado para gestionar la complejidad de la transición energética. En este sentido, la Universidad Adolfo Ibáñez ha tomado la delantera con la continuidad de la carrera de Ingeniería de la Energía, que aborda no solo la electricidad, sino también tecnologías de almacenamiento, minerales estratégicos y combustibles sintéticos.
“Nuestra formación apunta a un perfil híbrido que combine capacidades técnicas con habilidades de gestión. Por eso, ofrecemos dobles títulos que integran la ingeniería industrial con la especialización en energía”, resalta Seebach.
No obstante, el decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias reconoce que aún existe un déficit importante de técnicos locales especializados en áreas críticas, especialmente en la instalación de tecnologías eólicas y de almacenamiento.
La electromovilidad también está impulsando cambios en la gestión de la demanda y en la transformación de flotas, lo que exigirá nuevos perfiles profesionales y reformas en el mercado eléctrico. Para Seebach, este es el momento de actuar: “La oportunidad está sobre la mesa. Ahora necesitamos las reformas y el talento necesario para convertirla en una realidad”.
República Dominicana se posiciona como uno de los mercados más activos en la región para el desarrollo de energías renovables con almacenamiento. Hasta agosto de 2024, las fuentes hidroeléctrica, fotovoltaica y eólica aportaron 1.869 MW al sistema nacional, y de los más de 4.500 MW proyectados como candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), un 66% corresponde a tecnologías limpias.
Dentro de ese universo, aproximadamente el 85% correspondería a proyectos solares y cerca del 12% a iniciativas eólicas. No obstante, la gran novedad es que, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en el orden de 20 proyectos incluyen sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), con una potencia instalada estimada de 1.860 MW y 542 MWh de almacenamiento.
Trina Storage, la unidad de negocios de almacenamiento energético de Trina Solar, observa con optimismo la evolución normativa y regulatoria del país. Luciano Silva, gerente de ingeniería para Latinoamérica de la empresa, considera que las nuevas licitaciones en el país caribeño invitan a generar una nueva ola de solar con baterías, abriendo grandes oportunidades para proveedores integrales como su compañía.
“Creemos que este anuncio de licitación es muy prometedor”, manifiesta Silva, al tiempo que resalta el valor de las regulaciones ya aprobadas que exigen incluir BESS en proyectos solares. “Lo tomamos como una gran noticia y solo nos motiva a venir, instalarnos más acá, tener más presencia”, enfatiza.
El ejecutivo subraya la capacidad de Trina de ofrecer una solución integral y adaptada a cada cliente: “Podemos ofrecer todos los equipamientos principales de una planta solar. Módulos, estructuras fijas, seguidores, y también cualquier configuración de almacenamiento que el cliente requiera para cualquier tipo de aplicación”, destaca, mencionando la trayectoria de más de 27 años con Trina Solar en tecnología fotovoltaica, y las recientes Trina Tracker y Trina Storage con nuevas soluciones.
Desde el punto de vista regulatorio, la Resolución CNE-AD-0005-2024 marca un hito, estableciendo que los proyectos renovables de entre 20 MWac y 200 MWac deberán contar con BESS equivalentes al 50% de su capacidad, durante al menos cuatro horas. En paralelo, la Resolución SIE 136-2025 regula los servicios auxiliares de frecuencia primaria y secundaria.
Sin embargo, desde el sector privado se insiste en la necesidad de ampliar la regulación para contemplar retribuciones económicas por una gama más amplia de servicios complementarios. Sobre este punto, Silva advierte:
“El BESS es un activo muy valioso, muy versátil, porque puede brindar una multiplicidad de servicios incluso de manera simultánea”, sostiene.
Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), celebrada en Santo Domingo, fue donde el ejecutivo compartió su visión sobre los desafíos técnicos y regulatorios para viabilizar estos proyectos. En su análisis, la clave para el desarrollo radica tanto en el diseño tecnológico como en la claridad normativa.
“Para poder hacerlo, la tecnología requiere trabajar esas configuraciones, plantear bien los proyectos, estudiar cuidadosamente las consideraciones contractuales”, explica. En ese sentido, Trina Storage cuenta con un equipo de ingeniería con experiencia en Latinoamérica, especialmente en Chile, donde han trabajado en el desarrollo de proyectos BESS desde 2009.
“Hay retos técnicos que hemos tratado de ir trabajándolos con los clientes, con una presencia local y atención personalizada, con mucha autonomía de China”, precisa el ejecutivo. A ello se suma la necesidad de avanzar en la pirámide regulatoria de cada país para dar señales claras al mercado.
Actualmente, los mecanismos de remuneración solo cubren el arbitraje energético y los servicios de regulación de frecuencia, pero el potencial del almacenamiento es mucho mayor. Silva puntualiza:
“Es fundamental que el cliente pueda proyectar con mayor certidumbre cuáles son las contraprestaciones económicas o remuneraciones por cada uno de esos servicios específicos”, afirma.
El almacenamiento también puede ofrecer regulación de voltaje, reserva, arranque en negro, inercia, gestión de carga, entre otros. Por ello, el gerente técnico enfatiza que el marco normativo debe acompañar esta evolución tecnológica, permitiendo el diseño de esquemas financieros viables para proyectos híbridos con baterías.
“Invito a todos estos actores que ya están participando del sector a que se reúnan con Trina Solar, con Trina Storage, para ver cómo optimizan el diseño de sus proyectos y reciben un acompañamiento de una empresa con tanta trayectoria”, concluye Silva.
Inproca, con más de dos décadas de trayectoria, es una empresa especializada en el mantenimiento y diagnóstico de sistemas eléctricos, con sedes en República Dominicana, Panamá y Guatemala. Además, ofrece capacitación técnica, consultoría, desarrollo de proyectos y representación de marcas líderes en el sector eléctrico. Su foco está puesto en aumentar la confiabilidad de los sistemas eléctricos, tanto en componentes eléctricos como mecánicos.
Durante una keynote en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Héctor Herrera, gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca, reconoció el entorno optimista de inversión y tecnología que actualmente vive el sector energético regional, pero advirtió que este crecimiento debe ir acompañado de una atención rigurosa a la confiabilidad operativa.
En ese marco, eligió poner bajo la lupa un componente específico: los cables de potencia soterrados.
“¿Por qué elegimos hablar de cables de potencia? Lo primero es que los cables de potencia representan un punto neurálgico en las centrales”, explicó, señalando que el aumento de la generación renovable ha ido de la mano con un uso mucho más intensivo de este tipo de componentes al ubicarse su recurso lejos de los centros de consumo.
Según Herrera, mientras una central convencional puede operar con un número limitado de cables aislados, los parques solares y eólicos requieren kilómetros de cableado. “Tenemos distancias tan enormes de cables que es prácticamente obligatorio recurrir a empalmes, porque no alcanza ni siquiera la longitud de un kilómetro, a menos que sea un cable hecho especialmente para esa longitud, que es muy poco usual”, detalló.
Este uso masivo de cables de potencia trae consigo nuevos retos operativos al encontrarse bajo tierra. Las fallas en estos sistemas, que no son localizables a simple vista, pueden desencadenar consecuencias significativas. Una falla de un cable soterrado en un sistema eléctrico podría representar pérdidas económicas por indisponibilidad, desaprovechamiento del recurso renovable y posibles penalidades.
Desde la perspectiva del gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca, la primera consecuencia es clara: la pérdida de disponibilidad. “En el mejor de los casos vamos a dejar una parte de la central fuera porque ese cable ha fallado”, afirmó. Incluso en configuraciones con sistemas anillados —más comunes en parques solares— la falla de un tramo convierte la operación en un esquema radial, reduciendo la confiabilidad y urgencia de reparación.
En segundo lugar, Herrera enfatizó un punto que distingue a las renovables frente a otras fuentes de energía. “Cuando hablamos de una central de método convencional de generación, me falló el cable pero el combustible está guardado ahí. El recurso renovable pasa y se fue”, advirtió. Cada hora sin operación durante una buena irradiación solar o un buen régimen de viento representa una pérdida definitiva de producción.
Finalmente, subrayó el riesgo de penalidades por indisponibilidad en ciertos mercados eléctricos. “Por más que la regulación quiera ayudarnos, si se cuenta con tu despacho… podrías tener penalidades por indisponibilidad de la planta”, explicó. En algunos casos, eso implica la imposibilidad de declarar la potencia comprometida ante el operador del sistema.
La solución, de acuerdo con Héctor Herrera, parte de una estrategia integral que combine prevención, monitoreo y respuesta rápida. “La prevención mediante el mantenimiento predictivo y preventivo siempre será la mejor opción”, sostuvo. Esto incluye adquirir cables certificados, realizar empalmes con mano de obra calificada y ejecutar pruebas de diagnóstico previas a la puesta en marcha, como mediciones de factor de potencia, tangente de delta y descargas parciales.
Sin embargo, también reconoció que incluso con todas estas medidas, las fallas pueden presentarse. “Estamos frente a un equipo que está literalmente enterrado en el suelo, donde puede someterse a vibraciones, a movimientos telúricos, a desbordamientos de ríos, entre otros eventos”, enumeró. Por eso, consideró clave contar con tecnología de localización de fallas que permita actuar con rapidez.
“Contar con el recurso calificado y con tecnología para detectar fallas en un tiempo corto es crucial para hablar de confiabilidad”, afirmó Herrera, quien detalló que Inproca dispone de equipos que permiten detectar el punto exacto de la falla antes de proceder a excavar y reparar.
Entre las herramientas disponibles destacó el STX40, una unidad portátil de localización de averías en cables; el digiPHONE+2, sistema para detección acústica y electromagnética de fallas; y el Ferrolux Rx, un receptor de frecuencia de audio para rastreo de trayectorias subterráneas.
Tongwei presentó oficialmente su última serie de módulos TNC 2.0 en Intersolar Europe 2025, destacando su doble enfoque en innovación tecnológica y fabricación inteligente. Diseñados para aplicaciones en todo tipo de escenarios, estos módulos de nueva generación representan un importante avance en términos de eficiencia.
Durante el lanzamiento global de TNC 2.0 celebrado en el evento, la presidenta y CEO de Tongwei, Liu Shuqi, pronunció un discurso principal, afirmando que la energía limpia debe estar disponible para todos de forma libre e igualitaria. «La verdadera innovación debe beneficiar tanto a las personas como al planeta, permitiendo un equilibrio entre el desarrollo y la sostenibilidad. Cada módulo de Tongwei es más que un producto solar, es una parte viva del sistema energético», señaló Liu.
Innovación técnica integral basada en cuatro avances fundamentales
El Dr. Xing Guoqiang, Director de Tecnología de Tongwei PV, presentó los aspectos técnicos destacados de TNC 2.0. La nueva serie integra cuatro tecnologías clave: Tecnología 908 (Tecnología 0BB de Tongwei), Tongwei Passivation Edge (TPE), Stencil Printing y Poly Tech, mejorando integralmente el rendimiento del producto:
Tecnología 908 (Tecnología 0BB de Tongwei): reemplaza las almohadillas de soldadura tradicionales con adhesivo de silicona, reduciendo el área de bloqueo de luz, disminuyendo el estrés interno y bajando en un 30% el riesgo de microfisuras en las celdas, incrementando así la fiabilidad general del módulo.
Tongwei Passivation Edge (TPE): utiliza materiales avanzados de pasivación para reparar los bordes de celdas cortadas por láser, mejorando significativamente el rendimiento de la celda.
Stencil Printing: reemplaza la serigrafía tradicional por placas de acero especialmente diseñadas que logran una apertura del 100%, reduciendo el sombreado en un 3,3% y mejorando la eficiencia de recolección de corriente.
Poly Tech: elimina la capa policristalina de áreas sin contacto para optimizar el rendimiento de pasivación y contacto, minimizando pérdidas ópticas y aumentando la potencia y la bifacialidad.
Gracias a estas innovaciones, los módulos TNC 2.0 de Tongwei ofrecen sustanciales mejoras tanto en eficiencia como en rentabilidad. El módulo TWMNH-66HD (formato G12R-66) logra una reducción del 1,20% en CAPEX y del 1,28% en LCoE en comparación con productos convencionales. Por su parte, el módulo TWMNF-66HD (formato G12-66) reduce el CAPEX en un 1,26% y el LCoE en un 1,31%. Mientras tanto, el módulo bifacial de Tongwei alcanzó una tasa de bifacialidad superior al 88%, certificada por TÜV Rheinland y CGC, superando a módulos estándar entre un 5 y un 10%.
Certificaciones TÜV que refuerzan la excelencia del producto
Durante la exhibición, TÜV Rheinland entregó a Tongwei la certificación IEC TS 62994:2019 para seguridad ambiental y de salud durante todo el ciclo de vida, así como la certificación británica MCS, reconociendo los altos estándares de calidad y prácticas responsables de fabricación de Tongwei.
«El TNC 2.0 es una clara demostración del compromiso sostenido de Tongwei con la innovación en tecnologías fotovoltaicas de alto rendimiento», afirmó Li Weichun, Vicepresidente de TÜV Rheinland. «Esta nueva serie ofrece excelencia técnica y valor en el mercado».
Compromiso con ESG y sostenibilidad
El 8 de mayo, Tongwei publicó su Informe ESG 2024 y lanzó el Programa Global de Asociación para la Sostenibilidad. La presidenta Liu reafirmó que la sostenibilidad está integrada en toda la estrategia y operación de la compañía:
«Creemos firmemente que solo las empresas que asumen responsabilidad y aportan soluciones a estos desafíos globales destacarán en el futuro. Cada paso que damos en el camino del ESG fortalece no solo nuestro negocio, sino también la comunidad global de la que formamos parte».
El Dr. Zhu Zihan, Director de Sostenibilidad, presentó el sistema de gestión ESG 3S de Tongwei y sus objetivos climáticos a largo plazo. Asimismo, TÜV Rheinland emitió a Tongwei una Declaración de Aseguramiento AA1000, reconociendo su transparencia en la divulgación y sus estándares de gobernanza global.
Con TNC 2.0, Tongwei continúa estableciendo nuevos estándares en eficiencia de módulos, fiabilidad de producto y crecimiento sostenible, consolidando su posición de liderazgo en la industria solar global.
Wärtsilä, con presencia en más de 180 países y con 32 años en el país y más de 110 colaboradores, fortalece su compromiso con Colombia al inaugurar una nueva oficina en Bogotá. Esta decisión estratégica busca acercar su experiencia global al contexto local, en un momento clave para el desarrollo energético del país.
Este anuncio se da en medio de un punto de inflexión para el sector. La Subasta de Expansión de Energía 2025, a ser convocada por el Ministerio de Minas y Energía, buscará asegurar energía firme den el período 2029-2030, año en el que expertos advierten un riesgo de déficit si no se incorporan nuevas capacidades.
“La combinación de crecimiento en la demanda, presión climática y transformación tecnológica exige una matriz energética más resiliente, flexible y baja en emisiones. En Wärtsilä creemos que el país tiene la oportunidad de liderar esta transición en América Latina”, afirma Roberto Lares, Business Development Manager y Managing director de Wärtsilä Colombia.
Según la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), el país podría enfrentar estrecheces energéticas cercanas a los 1.000 MW hacia finales de la década. Este escenario resalta la necesidad de diversificar la matriz e integrar tecnologías capaces de operar con fuentes renovables e intermitentes.
Además, Colombia avanza en su apuesta por el hidrógeno verde, una fuente energética limpia con gran potencial para transformar la matriz energética del país. En palabras de Roberto Lares, “la revolución del hidrógeno está en marcha, y Colombia tiene la oportunidad de hacerse presente en esta transformación global hacia un sistema 100% renovable y libre de emisiones”.
El país ha fijado metas ambiciosas: alcanzar 6 GW de capacidad de generación renovable y cubrir el 74% del consumo eléctrico con fuentes limpias para 2030. Estos compromisos reflejan una visión clara hacia la descarbonización y la sostenibilidad, y posicionan a Colombia como un referente regional en la transición energética.
Wärtsilä 31SG (W20V31SG) for power plant application inside the Vaasa Factory, Finland
Frente a estos desafíos, Wärtsilä propone un enfoque basado en generación flexible, almacenamiento de energía y motores duales preparados para operar con combustibles de transición como el gas natural y hacia el futuro con nuevos combustibles sostenibles como el hidrógeno o el amoníaco. Estas tecnologías permiten respaldar la operación del sistema eléctrico, incorporar más energía renovable intermitente, garantizar estabilidad y acelerar la descarbonización.
“No se trata solo de generar más energía limpia, sino de hacerlo garantizando la confiabilidad del servicio. Colombia tiene el potencial de convertirse en un referente regional si apuesta por una matriz energética más inteligente, capaz de integrar fuentes renovables, respaldada por soluciones técnicas flexibles, avanzadas y alineadas con los objetivos de neutralidad de carbono”, señala Lares.
En coherencia con esta visión, Wärtsilä ha lanzado su motor 46TS de próxima generación, diseñado para equilibrar la variabilidad de las energías renovables y aumentar la eficiencia de las centrales eléctricas. Con una eficiencia superior al 51 %, una potencia de 23,4 MW por unidad y una rápida capacidad de respuesta, esta tecnología se posiciona como una pieza clave para construir un sistema energético más sostenible y resiliente.
Wärtsilä considera que este avance es posible si el país trabaja en tres ejes fundamentales: una planificación técnica adecuada, marcos regulatorios modernos e impulso a la innovación tecnológica.
En definitiva, la compañía apuesta por un sistema energético más confiable, flexible y descarbonizado, en el que Colombia pueda garantizar seguridad energética sin renunciar a sus objetivos ambientales.
El Secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, anunció la aprobación del primer proyecto de inversión y desarrollo minero dentro del régimen de incentivos RIGI. Se trata del proyecto de litio de la compañía Rio Tinto, en la provincia de Salta, que prevé una inversión de U$S 2.700 millones.
El anuncio tuvo lugar en Arminera 2025, encuentro minero que convocó a miles de visitantes en el Predio Ferial La Rural Buenos Aires. Organizado por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, presentó una agenda de actividades orientadas a consolidar el desarrollo de la industria.
Los principales actores de la industria minera se reunieron para considerar en diversos paneles novedades, expectativas, diagnósticos y proyecciones del sector. Esta actividad se posiciona como uno de los rubros más pujantes y dinámicos del país, señalaron empresarios y funcionarios participantes del encuentro.
El Presidente de CAEM, Roberto Cacciola, ofreció una bienvenida al auditorio, mientras que la introducción estuvo a cargo del Secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero; y el Presidente Ejecutivo de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, Diego Sucalesca.
Otra de las actividades realizadas fue el Foro de minería y sostenibilidad de Las Américas, 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). Autoridades mineras de Las Américas expusieron bajo el tópico “Explorar más, extraer mejor: el camino hacia un suministro sostenible de metales y minerales”.
Hacia el cierre de la jornada, Women in Mining Argentina y Poliarquía Consultores presentaron los resultados de la encuesta nacional “Desafíos y Necesidades Educativas y Laborales en el Sector Minero”.
Acompañaron la iniciativa Roberto Cacciola (CEM); la Presidenta de WIM Argentina, Laura Hernández; la Secretaria de Minería de Salta y Presidenta de COFEMIN, Romina Sassarini; la Directora Ejecutiva de Challenger Gold, Sonia Delgado; y la Vicedecana de la Universidad Nacional de San Juan, Andrea Díaz.
A partir de los datos arrojados por el estudio, los asistentes dialogaron en torno a la necesidad de incorporar la visión femenina en la industria minera.
Entre las conclusiones sobresalió la existencia de una percepción de aumento de oportunidades laborales mineras, aunque se identificó una brecha entre la oferta educativa y los requerimientos profesionales. Referentes del sector enfatizaron en la importancia de generar una articulación entre el sector privado, las instituciones educativas y el Estado.
Por otro lado, se reparó en el surgimiento de una tendencia creciente hacia la incorporación de nuevas profesiones vinculadas a sectores como la tecnología y la salud mental.
En simultáneo a estas actividades se realizó la Ronda de Desarrollo de Proveedores, donde representantes de yacimientos mineros activos en la región y de empresas proveedoras fortalecieron vínculos con el objetivo de generar nuevas oportunidades de negocios.
Para la segunda jornada de Arminera 2025 estan previstos los paneles en el Auditorio Principal: Embajadores “Compartiendo experiencias de otros países mineros”, y el panel de Gobernadores “Mano a mano con las provincias”.
YPF y Globant anunciaron un nuevo capítulo en su alianza estratégica para la transformación y apertura de la App YPF a un modelo de Billetera Interoperable y para ello se potenciará con inteligencia artificial.
Antes de fin de año los usuarios de esta aplicación líder en el mercado podrán usarla como billetera fuera del ecosistema YPF y obtener nuevos beneficios.
Esta innovación permitirá mejorar la experiencia de los usuarios, e incorporar gradualmente funcionalidades claves como pagos fuera de ecosistema de YPF relacionados a la movilidad extendida (ejemplo: transporte, estacionamiento, etc), pagos de servicios y remuneración de cuentas, entre otros desarrollos.
“Nuestro diferencial radica en la potencia del ecosistema de YPF: una compañía de trayectoria, confianza y liderazgo en la Argentina, con una red de 1.650 estaciones de servicio y con uno de los programas de fidelización más grandes del país. El foco de nuestra aplicación está en crear una experiencia centrada en la movilidad de nuestros usuarios, esta apertura como plataforma de movilidad extendida es una evolución natural que da respuesta a las necesidades de nuestros usuarios” destacó Guillermo Garat, presidente de YPF Digital.
APP YPF lidera la transformación de la experiencia de los usuarios en el sector, con casi 6 millones de pagos mensuales, más de 3 millones de usuarios activos y con un dinero en cuenta propia.
Globant fue un socio estratégico en la construcción de este ecosistema digital ágil basado en datos, capaz de conectar las operaciones de pago e interacciones con los servicios de YPF, logrando optimizar el proceso con personalización y eficiencia y llevando la aplicación al top 3 de las más utilizadas en Argentina.
A través de la plataforma Globant Enterprise AI, diseñada para crear Agentes y Asistentes de IA personalizados y efectivos en forma rápida y segura, la compañía tecnológica aportará a la aceleración de la plataforma y será un socio clave para alcanzar el plan trazado por YPF Digital para este 2025.
“La inteligencia artificial ya no es solo una herramienta de apoyo, sino el corazón de la reinvención de las empresas en las múltiples industrias para las que desarrollamos servicios”, comentó Diego Schargorodsky, Chief Business Officer para Latinoamérica de Globant.
Y agregó que “Nos enorgullece trabajar junto a YPF en esta solución tecnológica impulsada por Agentes de IA supervisados por humanos, para responder a la demanda de sus usuarios: el mejor servicio y experiencias personalizadas, impulsadas por la revolución de la inteligencia artificial generativa”, agregó.
Para más información, visitá Globant Enterprise AI. Para más información, visitá https://ypfdigital.com/
Pampa Energía realizó una colocación por 340 millones de dólares en el mercado internacional, a una tasa del 8 %, mediante la reapertura de su bono con vencimiento en 2034. Con esos fondos cancelará anticipadamente la totalidad del bono 2029 y mejora su perfil de deuda ya que no afrontará vencimientos relevantes hasta 2031, describió la Compañía.
Esta operación, además de optimizar la estructura de deuda, respalda el plan de inversiones de Pampa en el desarrollo de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta, se destacó.
Pampa concretó entonces una nueva operación en el mercado internacional para mejorar su estructura financiera. Con esta operación llevó el bono 2034 a un total de 700 millones de dólares, lo que permite una mayor participación de inversores internacionales, y canceló su bono con vencimiento en 2029, que tenía un saldo de 300 millones de dólares y una tasa del 9,125 por ciento.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, destacó que “Esta operación vuelve a poner en valor la solidez financiera de Pampa y la confianza que construimos en los mercados ya que, además de extender los plazos de la deuda, la transacción mejora nuestras condiciones financieras”.
La colocación se concretó en tan solo dos días y con un spread de 350 puntos básicos, el más bajo en la historia de emisiones internacionales de Pampa, lo que demuestra la confianza del mercado en la Compañía y su capacidad de ejecución, se detalló.
Los accidentes en los edificios por el mal funcionamiento de las calderas pueden generar consecuencias graves, aunque son evitables, puntualizó la distribuidora de gas por redes MetroGAS.
Las siguientes son las seis acciones que pueden adoptar los consorcios de edificios para prevenir accidentes:
1.- Convocar a un gasista matriculado de primera categoría que puede trabajar con artefacto de alto consumo, como lo son las calderas que funcionan en los edificios. Si la caldera supera las 150.000 calorías, debe intervenir un matriculado en combustión.
2.- Solicitar que revise y certifique el buen funcionamiento de las calderas y realice un informe detallado al consorcio. Deben controlar el enclavamiento del sistema térmico y el sistema de combustión.
3.- Según la reglamentación, al efectuar la primera visita, el profesional debe cargar el informe de validación del artefacto en el libro digital del registro de artefactos térmicos.
4.- Los controles de calderas a vapor por alta presión deben ser trimestrales. Los controles de calderas a vapor a baja presión, agua caliente o fluido térmico, deben ser cuatrimestrales. Los controles de termotanques, semestrales.
5.- Debe verificar que la sala de calderas tenga una reposición de aire suficiente desde el exterior y que los conductos de ventilación tengan una salida a los cuatro vientos que no posea fugas ni obstrucciones.
6.- También verificar que la llama de la caldera (y de cualquier artefacto que funcione a gas) sea azul, lo que significa que la combustión es la correcta. Además, chequear que las conexiones del artefacto sean con los materiales correctos.
Ante cualquier duda, MetroGAS puso a disposición un teléfono y un mail destinado exclusivamente a administradores de edificios para evacuar dudas sobre los controles: teléfono 11 5043-2639 o mail dt1022@metrogas.com.ar.
Acerca de MetroGAS Constituida en 1992, MetroGAS es una empresa líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, anunció hoy la aprobación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto minero Rincón, un desarrollo de producción de litio en la provincia de Salta que llevará adelante la empresa Río Tinto con una inversión de US$2.700 millones.
Se trata de la primera iniciativa para el sector minero que ya tiene siete proyectos presentados y cuya demora en conocerse la suerte de las iniciativas comenzaba a generar el reclamo de las compañías.
“Hoy el comité evaluador aprobó el primer proyecto minero que es Rincón, de Rio Tinto, que esperamos sea el primero de varios de los proyectos de minería que aplicaron al RIGI”, anunció González en el cierre del evento Experiencia CAEM-IDEA que se realizó en al primera jornada de la 26ª edición de ArMinera, en el predio de La Rural.
La empresa Rio Tinto presentó a mediados de febrero su Proyecto de Exportación Estratégica de Litio, en el marco del RIGI, cuyos beneficios incluyen estabilidad regulatoria, reducción impositiva y exenciones arancelarias.
La empresa informó que en los primeros dos años, el desembolso proyectado es de US$ 571 millones en el primer año y US$ 885 millones en el segundo, por lo cual la compañía solicitó la adhesión al régimen autorización para la construcción de una planta comercial con capacidad de 53.000 toneladas anuales de carbonato de litio, aplicando tecnología de extracción directa (DLE).
González resaltó el valor del régimen como “instrumento dinamizador de las inversiones, en un esquema que está acelerando los proyectos del sector minero” y respondió a las manifestaciones que distintos directivos del sector empezaban a expresar en público sobre la supuesta demora en la revisión de las propuestas.
“Hay una expectativa de aprobación inmediata pero hay que entender que tiene que cumplir con una normativa bastante rígida, y nos tomamos muy en serio cuidar la plata de los contribuyentes porque tiene incentivos fiscales que de algún lado salen, y los proyectos deben seguir todos los requisitos de un proceso complejo de aprobación”, afirmó.
No habrá RIGI diferencido para exploración
El funcionario de la cartera económica, en cambio, negó que el Gobierno esté analizando la implementación de un “RIGI Extendido” como viene solicitando la industria para alcanzar a las tareas de exploración en minería de oro y plata que permita extender la vida útil de los proyectos en producción, pero con capacidad productiva de dos a cuatro años. “El RIGI incentiva nuevas inversiones y no fue pensado para premiar inversiones existentes, puede gustar o no pero asi lo aprobó el Congreso”, argumentó el secretario coordinador.
“No va a haber un RIGI diferenciado, hay un concepto atendible que es en qué medida la extensión de vida de un proyecto minero es una ampliación o no, pero el monto minimo no puede cambiar. Las cosas que sean interpretativas las estamos mirando y si tiene sentido lo ejecutaremos, pero sin forzar desde lo legal porque queremos utilizar las herramientas del régimen al máximo pero no nos podemos pasar un centímetro”, afirmó al respecto.
Sobre el mismo tema, González destacó que la función del Gobierno es “crear condiciones para que el privado invierta, y con los actuales precios del litio que haya más proyectos de inversión desde cero es una excelente noticia. La respuesta a eso está en que el RIGI lleva la carga impositiva argentina a un lugar debajo de Chile y Perú, y cambia completamente la situación”.
Al respecto también expresó la expectativa de que el proyecto de cobre Vicuña presente pronto su aplicación al régimen, al igual que otras tres iniciativas de cobre que no precisó. “Claramente el régimen generó un interés que buscó el Gobierno para acelerar y decidir inversiones que estaban en duda, y en esa función funciona, despues el RIGI no está pensado para solucionar todos los problemas de los argentinos”, concluyó sobre el tema.
Minutos antes del anuncio, el gerente general de Rio Tinto Lithium, Ignacio Costa, había explicado en el mismo foro que “gracias al RIGI se pudo decidir la continuidad de dos proyectos que estaban suspendidos” en referencia a Rincón en Salta y Sal de Vida en Catamarca, y anticipó que también presentarán un tercer proyecto para lo cual es necesario que se prorrogue la ley en sus plazos para tener una ventana mayor a la fecha de vencimiento de julio 2026, y poder beneficiarse del régimen de incentivo.
A comienzos de marzo, Rio Tinto completó la adquisición de Arcadium Lithium por un total de US$6.700 millones, consolidando su posición como uno de los principales productores de litio a nivel mundial. Con esta operación, Arcadium Lithium pasó a llamarse Rio Tinto Lithium e incluyó, entre otros activos, el proyecto de litio Rincón en Argentina hoy favorecido por el RIGI.
El Gobierno de Río Negro oficializó este lunes, mediante el Decreto 396/25 publicado en el Boletín Oficial, la aprobación del acuerdo de prórroga por 10 años de la concesión hidrocarburífera del área Agua Salada, firmado en marzo pasado por la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, junto a la empresa Tecpetrol.
El acuerdo, que será enviado a la Legislatura para su tratamiento esta semana, extiende por diez años la concesión de este yacimiento clave, ubicado a 50 km al sur de la ciudad de Catriel, en la plataforma nororiental de la Cuenca Neuquina. El área abarca 650 km² y al mes de marzo de 2025 registra una producción diaria de 505.000 m³ de gas y 141 m³ de petróleo, con 44 pozos activos. Es la segunda área productora de gas de la provincia, aportando el 18% del volumen total.
El nuevo plan de trabajo contempla un compromiso de inversiones por un mínimo de 22,5 millones de dólares, entre aportes firmes y contingentes. Se prevén cuatro perforaciones (dos en firme y dos contingentes) y once intervenciones o “workover” (ocho en firme y tres contingentes) durante el período 2025-2029.
Estas actividades están destinadas a sostener y mejorar la curva de producción del área, y se suman a las ya acordadas con otras empresas en el marco del proceso de prórroga en marcha.
Además, como parte del acuerdo, las empresas abonarán a la Provincia un Bono de Prórroga por 1.250.000 dólares, en concepto de compensación por la extensión del plazo de concesión.
El gobernador Alberto Weretilneck firmó un acuerdo histórico con el consorcio VMOS SA para la concreción del proyecto Vaca Muerta Sur, asegurando obras estratégicas, ingresos directos que impactarán en la vida cotidiana de la comunidad y control ambiental con beneficios reales para los rionegrinos.
El acuerdo garantiza más de U$S 1.000 millones en ingresos para Río Negro durante los primeros 13 años —incluyendo aportes comunitarios, uso de infraestructura, tasa ambiental e Ingresos Brutos directos— y consolida a la Provincia como actor clave en la exportación de hidrocarburos.
Esto permite avanzar con la construcción de un oleoducto de 470 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, además de una terminal onshore y offshore destinada a la exportación de crudo.
En diez puntos, los detalles más relevantes del acuerdo:
1. Oleoducto desde Allen hasta Punta Colorada
Se construirá un oleoducto de 470 kilómetros que atravesará 13 ejidos municipales, consolidando un nuevo corredor energético que conecta el Alto Valle con la costa atlántica rionegrina.
2. Terminal de exportación en el Golfo San Matías
En Sierra Grande se instalarán terminales onshore y offshore destinadas a la exportación de crudo, fortaleciendo la infraestructura portuaria provincial y posicionando a Punta Colorada como un punto neurálgico del comercio internacional de energía.
3. Inversión privada de más de U$S 2.500 millones
El consorcio VMOS S.A. -integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, PyG, Pluspetrol, Chevron y Shell– financiará, construirá y operará la obra. Es la inversión privada más importante de la historia provincial.
4. Aporte único de U$S 60 millones para el desarrollo territorial
La Provincia recibirá este monto en un plazo de 60 días desde la firma. Será destinado a programas de infraestructura, obras locales y fortalecimiento institucional en distintas regiones.
5. Aporte comunitario anual de U$S 40 millones durante 13 años
El acuerdo establece a partir de 2026 un fondo periódico para programas sociales, educativos, culturales y de fortalecimiento municipal. Garantiza una distribución territorial y sostenida de los beneficios del proyecto.
6. Canon portuario de U$S 14 millones anuales
Las empresas abonarán un canon anual por el uso de los espacios públicos de Punta Colorada, generando ingresos directos y permanentes para todos los rionegrinos.
7. Tasas específicas por control, fiscalización y gestión ambiental
El acuerdo incorpora una estructura tributaria que permite a la Provincia sostener tareas permanentes de control ambiental, seguridad operativa y supervisión de infraestructura crítica.
8. Monitoreo ambiental en el Golfo San Matías con participación científica
El control ambiental será permanente y contará con la participación de INVAP, universidades públicas y organismos técnicos especializados, garantizando estándares internacionales en la protección del ecosistema.
9. Estabilidad fiscal por 30 años
El marco fiscal del acuerdo brinda previsibilidad para las inversiones, pero respeta la autonomía provincial en materia ambiental, laboral y de desarrollo económico.
10. Compromisos provinciales: cesión de tierras y permisos ambientales
El Gobierno Provincial garantizará la disponibilidad de tierras para la traza del oleoducto y la terminal, así como la transferencia de permisos ambientales ya otorgados, agilizando los plazos y asegurando el cumplimiento de las normas vigentes.
El Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Cuyo y de La Rioja anunció un nuevo paro de producción para este martes en la empresa Aconcagua Energía en reclamo de despidos y falta de inversiones.
Según replicó el sitio Los Andes, el secretario general, Julián Matamala, detalló que la medida de fuerza responde a que, en Confluencia, en la zona Sur, la petrolera quería realizar despidos y el sindicato se opuso, pero la compañía se mantiene firme con su decisión.”
“Lo mismo está sucediendo en zona Norte, donde el gremio logró detener algunas desvinculaciones, pero insisten en la idea de echar gente”, indicó.
Matamala resaltó que hace más de dos años que Aconcagua tiene la concesión y pasó de una producción de 170 m3 a 240 m3, pero, por falta de inversiones en equipos, volvió a caer, a los 160 m3 actuales.
Por el momento, la empresa no ha recibido una notificación formal del paro, aunque desde el sector sindical confirmaron que la medida se implementará igualmente.
Un importante corte de luz afectó a distintos barrios de la zona norte y noroeste de Rosario este lunes poco antes de la 14.00.
A través de sus redes sociales, la Empresa Provincial de la Energía (EPE) advirtió que la interrupción del servicio se debió a una falla en un interruptor de media tensión y que a primera hora de la tarde trabajaban para restablecer la luz.
#Rosario estamos realizando maniobras para reestablecer el servicio a raíz de una falla en interruptor de media tensión, que afectó a parte de la Zona Norte de la ciudad.
Se continua trabajando para restablecer la totalidad del servicio.
De acuerdo a los informado por El Tres en base de las quejas presentadas por vecinos, los cortes se dieron desde Arroyito hacia el norte y el oeste en múltiples zonas del norte rosarino.
En algunos casos, los vecinos alertaron que también se quedaron sin agua. En ese sentido, Aguas Santafesinas aclaró que el servicio se interrumpió a raíz de un corte de luz, pero como la energía ya se restableció, el bombeo de agua se recuperará a sus niveles normales de manera paulatina.
Hacia las 17, EPE anunció que el servicio fue reestablecido con éxito.
La Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, la Administración Nacional de Electricidad de Paraguay (ANDE) y la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) firmaron este lunes un acta acuerdo que actualiza las condiciones de utilización de la energía generada por la central hidroeléctrica binacional.
El Ministerio de Economía informó que este acuerdo permite dar previsibilidad en el uso de la energía generada por Yacyretá, fijar el mismo precio para ambos países, bajando el costo que venía pagando Argentina. De esta manera, la EBY podrá encarar su plan de inversiones sin aportes del Tesoro Nacional.
En este sentido, Paraguay se compromete a tomar 425 MWh medios del total de 3.100 MW de generación instalada de la central, lo que permitirá que Argentina acceda hasta al 85% de la energía disponible, siempre que el país vecino no la necesite. Esta disponibilidad extra es clave para reducir el costo durante los meses de invierno.
Ambos países acordaron pagar el mismo precio por la energía: 28 dólares por MWh. Hasta ahora, Paraguay abonaba 22 y Argentina cerca de 50. Con este nuevo esquema se eliminaron las compensaciones cruzadas entre partes, lo que generará un ahorro concreto para el Tesoro Nacional.
Este acuerdo también garantiza el flujo de fondos para que la Entidad Binacional Yacyretá pueda sostener sus gastos operativos y retomar inversiones con recursos propios, sin depender del Estado argentino. Entre esas inversiones se destaca la obra del brazo Aña Cuá, que permitirá aumentar un 10% la capacidad instalada de la central.
Tecpetrol, la empresa energética del Grupo Techint, avanza con fuerza en un ambicioso proyecto para comenzar a exportar Gas Natural Licuado (GNL) a partir del segundo semestre de 2027. El plan contempla la construcción de una planta modular en Bahía Blanca con capacidad para producir 4 millones de toneladas anuales, y se apoyará en Fortín de Piedra como eje productivo. La planta estará ubicada en un terreno ya adquirido por la compañía en la zona portuaria de Bahía Blanca, uno de los puntos clave en la logística energética de la Argentina. Desde allí se proyecta convertir el gas extraído de […]
El desarrollo productivo del inmenso complejo de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas natural más grande del mundo y la cuarta de petróleo, instaló la promesa de una producción abundante de ambos hidrocarburos, que permitiría lograr el autoabastecimiento y exportaciones. Sin embargo, la llegada de los días de frío parece desafiar esta expectativa, porque continuarán las importaciones de gas. ¿Cómo se explica este “contrasentido” desde la perspectiva de la industria energética? La clave de esta aparente contradicción no reside hoy en una baja producción local. Por el contrario, la principal barrera es la ausencia de la infraestructura indispensable para […]
Las obras sobre las rutas 7 y 17 avanzan para darle un respiro a la conectividad en Vaca Muerta. Los trabajos en Añelo. Mientras la provincia de Neuquén continúa haciendo esta obra, la industria se alista para firmar esta semana la constitución del fideicomiso que permitirá culminar la circunvalación petrolera en las rutas 8 y 17; una iniciativa que contribuirá a mejorar la circulación en torno al enclave a Vaca Muerta. La obra que contribuirá a mejorar sustancialmente la circulación vehicular desde y hacia el corazón de Vaca Muerta registra un avance superior al 57 por ciento. Se trata de […]
Tras el acuerdo histórico con el consorcio VMOS SA, que marca un antes y un después para Río Negro en el desarrollo energético nacional e internacional, la Secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, afirmó que “defendimos los intereses de los rionegrinos y sentamos las bases para convertirnos realmente en una provincia exportadora de gas y petróleo”. Gracias a este acuerdo, se garantizará que el desarrollo del proyecto Vaca Muerta Sur impacte directamente en la vida de los rionegrinos. Confini expresó que las negociaciones “excedieron nuestras expectativas. Fueron muy duras, pero pudimos llevarlas adelante y vamos a tener […]
La empresa Fuentes Renovables de Energía Eléctrica del Grupo Insud inauguró su segunda planta de energía renovable en Gobernador Virasoro, en la provincia de Corrientes. La empresa Fuentes Renovables de Energía Eléctrica S.A. Perteneciente al Grupo Insud inauguró su segunda planta de energía renovable en Gobernador Virasoro, en la provincia de Corrientes. Con dos plantas ya en funcionamiento la inversión total fue de US$ 200 millones y cuentan con una capacidad productiva total de 80 MWh, suficiente para satisfacer la demanda energética local. De ese modo, FRESA puso en funcionamiento su segunda central que convierte biomasa forestal en energía eléctrica. […]
Ubicada dentro de un exclusivo hotel de la zona, esta propuesta de departamentos premium busca responder a la demanda de las empresas que trabajan en la Cuenca Neuquina. Ubicado en Neuquén, Vaca Muerta se posiciona como uno de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales más importantes del mundo y el mayor de Argentina. Con un incesante flujo de inversiones y la presencia de las principales compañías globales de Oil & Gas, esta área emerge como un motor crucial para el crecimiento económico de nuestro país. Con una trayectoria de 40 años en la industria inmobiliaria y 10 años de presencia […]
La gobernación que encabeza Rolando Figueroa amplió el alcance de la discusión con las petroleras que se desprendan de áreas de Vaca Muerta. A través de la negociación con ExxonMobil para habilitar el traspaso de seis bloques a Pluspetrol, la provincia legitimó el planteo de un nuevo esquema de requerimientos que deberán cumplir de ahora en más las empresas que vendan concesiones no convencionales. Cuáles son las principales características de ese planteo. La gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, dedicó buena parte de 2024 y lo que va de este año a debatir, en un contexto de hermetismo, con […]
Andrés Forero, del Centro Democrático, usó sus redes sociales para responsabilizar directamente al Gobierno nacional, por lo que calificó como una gestión energética deficiente. Un informe de Fedesarrollo sobre el futuro del suministro de gas natural en Colombia provocó una ola de reacciones, particularmente desde sectores de la oposición en el Congreso, pues el documento, que expone un eventual aumento en el costo del gas en el país como consecuencia de la creciente dependencia de gas importado, fue el detonante para que el congresista Andrés Forero, representante a la Cámara por el Centro Democrático, lanzara una crítica directa al presidente […]
Europa,que por su lealtad a Ucrania se ha quedado practicamente sin el gas natural barato ruso, afronta una factura extra de 10.000 millones de euros para recargar reservas tras el crudo invierno. La Unión Europea necesitará desembolsar al menos 10.000 millones de euros adicionales en comparación con el año pasado para recargar las agotadas reservas de gas natural antes de que inicie el frío invierno. Esto se debe a que en la anterior temporada de frío tales reservas se agotaron, especialmente tras la suspensión del suministro de gas ruso —que era provisto por Gazprom y transportado a través de un […]
A través de la Secretaría de Infraestructura, Obras y Servicios Públicos, se avanza en el último tramo de la obra de gas del barrio Centenario, que se encuentra con un 90% de ejecución. En forma paralela, se trabaja en la etapa final de la obra de gas del barrio Don Bosco. Además, se iniciaron trabajos en Presidente Ortiz y otros barrios de zona norte y sur. El Municipio, a través de la obra de red de gas en distintos sectores de Comodoro Rivadavia, entre ellas el barrio Centenario, que actualmente tiene un 90% de avance y que beneficiará a más […]
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) mantiene un rol activo en el marco de una nueva convocatoria vinculada al Plan de Expansión de Generación (PEG). En este caso, la Licitación Abierta PEG-5 que tiene como objetivo cubrir 1400 MW por 15 años.
Aunque no ejecuta directamente el proceso licitatorio, la CNEE ha trabajado en la elaboración de los Términos de Referencia (ver más) y ahora acompaña técnicamente a las distribuidoras a cargo, asegurando transparencia, imparcialidad y competencia, conforme a la Ley General de Electricidad y el marco normativo vigente.
“Yo tengo la total certeza de que estas bases de licitación -si bien, tendrán detalles que pueden irse ajustando en el camino, porque todo es perfectible- fundamentalmente promueven la competencia, buscan atraer oferentes de calidad serios y brindan certeza jurídica”, expresó Claudia Marcela Peláez, directora de la CNEE.
En la actualidad, Guatemala cuenta con 97 centrales de generación que suman 3,557 MW. Esta capacidad está repartida entre 60 players que participan del mercado eléctrico mayorista y que miran con atención nuevas oportunidades de PPA a través de licitaciones.
Un gran potencial está en el suministro al 68% de la demanda regulada que está en zonas de concesión de las tres distribuidoras que organizan la PEG-5: EEGSA, DEORSA y DEOCSA -la primera es parte de Empresas Públicas de Medellín y las restantes son operadas por Energuate, adquirida por Threelands Energy-.
“Son empresas que han demostrado su solidez y su compromiso porque nunca han dejado de pagar a los generadores que han tenido un PPA con ellas”, aseguró Peláez.
Las licitaciones anteriores tienen un historial positivo en el mercado guatemalteco. Ya se celebraron 23 licitaciones de corto plazo y 4 licitaciones de largo plazo, las últimas bajo subastas pay-as-bid con un modelo dinámico de rondas sucesivas hasta obtener ganadores de contrato en dólares a los que se les permite la venta de excedentes.
“Solo para mencionar un caso en la PEG4 recibimos ofertas por más de 1500 MW y se estaban contratando 235 MW, es decir casi seis veces lo que se iba a contratar”, destacó la directora de la CNEE.
Como resultado de todas esas licitaciones precedentes, el país ha logrado atraer inversiones para concretar 1.404,2 MW de capacidad instalada, principalmente a partir de energías verdes: 1,144 MW renovable, 245.2 MW no renovable y 15 MW ofertas mixtas.
En adición, los precios promedio adjudicados en cada licitación han sido cada vez más competitivos. Mientras que en la PEG1 se logró un mínimo de 117.5 USD/MWh, las cifras fueron en descenso en las siguientes: 114.9 USD/MWh en PEG 2, 97.74 USD/MWh en PEG3 y 79.18 USD/MWh en PEG4 (ver más).
Marcela Peláez consideró que “la PEG 5 no es una licitación más. La PEG 5 recoge todas las lecciones aprendidas que tanto las distribuidoras y la CNEE han obtenido de las licitaciones anteriores junto con todo lo que se ha logrado investigar y todo lo nuevo que se quiere desarrollar para ir avanzando como país”.
Guatemala ha demostrado ser muy atractivo para las inversiones sobre todo en el sector eléctrico. Además de ser el país con el PIB más grande de Centroamérica, posicionándose como la economía más grande de la región, tiene una macroeconomía estable y posición geográfica estratégica.
La ubicación no es menor para inversionistas del sector eléctrico. La interconexión con México y con el resto de Centroamérica permite a los agentes que participan en el mercado mayorista guatemalteco poder realizar transacciones tanto a nivel local como regional.
Aquello no sería todo. Un punto que subrayó la comisionada es que Guatemala hace parte del acuerdo de París y de los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU, por lo que el país ofrece incentivos fiscales a la inversión de la energía renovable y al hidrógeno verde, y en paralelo avanza con regulación para el almacenamiento energético.
De allí, el escenario es favorable para que inversionistas locales e internacionales participen de la PEG-5. Hay tiempo de adquirir las bases hasta un día antes de la fecha de presentación de ofertas, prevista para el 21 de noviembre de este año 2025. “Los invito a participar y a construir la Guatemala del futuro”, expresó Marcela Peláez, al tiempo que compartió una presentación con indicadores clave del mercado para todos los stakeholders del sector energético.
Guatemala estará presente en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 con una delegación de alto nivel que refleja la transformación energética en curso en uno de los mercados más dinámicos de América Latina. El evento, que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado de todo el mundo.
Entre los participantes se encuentran Víctor Hugo Ventura, Ministro de Energía y Minas de Guatemala, y Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, una de las principales distribuidoras del país. Ambos líderes formarán parte del panel dedicado a Latinoamérica, donde presentarán el estado de situación del sistema eléctrico guatemalteco y las oportunidades concretas que se abren para los inversores del sector.
Durante el lanzamiento de las licitaciones, el presidente de Guatemala, Bernardo Arévalo, expresó que el objetivo es “construir nuevas plantas de generación, muchas de ellas con fuentes limpias y renovables, que aseguren un suministro confiable y sostenible”. Desde el sector privado, el gerente general de Energuate, Paulo César Parra, destacó que el país “presenta una combinación única de estabilidad, transparencia y crecimiento que lo posiciona como un destino sobresaliente en materia de energía”.
Se espera que la licitación PEG-5 convoque hasta 1.400 MW de potencia garantizada, con posibilidad de inicio de suministro escalonado entre 2030 y 2033. Esta apertura incluye tanto nuevas centrales como plantas en operación que presenten mejoras tecnológicas, permitiendo una amplia participación de empresas renovables.
En paralelo, el mercado no regulado, que representa aproximadamente 800 MW adicionales, también está generando interés de inversores y grandes consumidores. Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), más del 40% de la demanda eléctrica guatemalteca no es regulada, lo que abre el juego a licitaciones privadas y acuerdos bilaterales con comercializadoras.
Desde el operador eléctrico nacional, su presidenta Silvia Alvarado de Córdoba resaltó que “Guatemala cuenta con un mercado maduro, sin precedentes de impago y con una sólida base jurídica que garantiza certeza a largo plazo”. En ese sentido, el país también avanza en la modernización normativa para incorporar almacenamiento energético y tecnologías híbridas bajo un enfoque de previsibilidad y adaptación.
La participación guatemalteca en FES Iberia 2025 busca mostrar al país como un caso testigo de cómo los mercados emergentes pueden convertirse en polos de atracción para inversión limpia y sostenible. El evento contará también con la presencia de otros líderes regionales de América Latina, así como representantes de compañías globales como Repsol, Galp, Matrix Renewables, Alantra, 360Energy, Chemik, Risen, Schletter, Yingli y BLC Power Generation.
El evento completo de la edición FES Iberia 2024
Además de los contenidos técnicos, FES Iberia ofrecerá un entorno exclusivo para networking estratégico, reuniones privadas y foros de discusión donde se proyectará el futuro energético de Europa, Latinoamérica y otras regiones clave.
La jornada inaugural contará con una entrevista exclusiva a Norela Constantinescu, directora interina del Innovation and Technology Centre de IRENA (la Agencia Internacional de Energías Renovables), quien compartirá una hoja de ruta sobre las tecnologías con mayor proyección en 2025. ¿Será este el año de las baterías? ¿Cuál será el lugar del hidrógeno renovable en la estrategia energética europea? ¿Cómo evolucionarán los costos y el LCOE de tecnologías como la solar y la eólica? Constantinescu anticipará, además, las prioridades que desde IRENA se consideran críticas para acelerar la integración de renovables a la red.
El foro continuará con un panel que reunirá a los máximos referentes de asociaciones sectoriales como SolarPower Europe, Hydrogen Europe, EASE (European Association for Storage of Energy) y otras entidades clave de la red eléctrica europea.
El debate girará en torno al cumplimiento de los objetivos 2030, el rol del Net Zero Industry Act y las barreras regulatorias y estructurales que aún frenan el desarrollo. Será una instancia fundamental para trazar el mapa estratégico de las energías renovables en Europa y analizar cómo escalar tecnologías como el hidrógeno verde y el almacenamiento en un contexto de fuerte presión sobre las redes.
Más tarde, se abrirá una mesa dedicada al futuro del mercado solar en Europa. Empresas como GCL SI, Everyray y SMA Italia Srl abordarán los desafíos de eficiencia, automatización y digitalización de activos solares. Se espera que GCL presente sus avances en módulos de alta eficiencia y silicio granular, mientras que SMA compartirá detalles sobre Blackhillock, el mayor sistema de almacenamiento conectado a red en Europa.
En el corazón de la jornada se ofrecerá una keynote especial sobre FES Iberia 2025, el próximo evento físico que reunirá en España a líderes del sector renovable. Allí se presentarán detalles sobre temáticas, empresas confirmadas y visión estratégica del foro que busca consolidarse como uno de los encuentros presenciales más influyentes de Europa en materia energética.
La conversación continuará con un panel técnico en español sobre el cruce entre solar y baterías, donde empresas como Solplanet, Suntech, FlexGen y Diprem explorarán las sinergias tecnológicas que podrían redefinir la rentabilidad de los proyectos solares. A la luz del apagón ibérico, también se debatirá sobre resiliencia energética, escalabilidad de soluciones de respaldo y desafíos logísticos en la región.
El cierre del primer día estará a cargo de un panel de analistas que pondrán el foco en las proyecciones de precios, riesgos regulatorios, acceso al capital y el papel de la inteligencia artificial en la predicción de ingresos. Participarán AleaSoft, 360 Energy, Sólida, Licencia Social Energy y Agere, quienes también reflexionarán sobre el impacto de la aceptación social en la viabilidad de nuevos proyectos.
El 22 de mayo, la agenda girará completamente hacia la movilidad eléctrica. Abrirá con una entrevista a Philippe Vangeel, director de EV Belgium, seguida de un bloque técnico sobre expansión de infraestructura de carga, barreras normativas y cooperación transatlántica entre Europa y América Latina para acelerar la adopción del vehículo eléctrico. La jornada incluirá una presentación exclusiva de datos en vivo sobre el sector, a cargo de Mobility Portal Data.
Con más de 20 empresas y organizaciones involucradas, el Storage, Renewable and Electric Vehicles Integration Forum – Second Edition se consolida como una plataforma estratégica para comprender hacia dónde se dirige la transición energética europea, desde una perspectiva multisectorial, técnica y geopolítica.
La industria del almacenamiento de energía con baterías vive un momento de aceleración en América Latina, y México comienza a tomar protagonismo. “El auge empieza a crecer y las expectativas empiezan a tomar forma y empiezan a tener nombres y apellidos”, afirmó Francisco Alcalde, Key Account Manager México de Sungrow, durante una entrevista en el marco del Future Energy Summit (FES México).
El referente señala que el país está ingresando a una fase de mayor claridad regulatoria, luego de años de incertidumbre. “Muy contento. Volviendo a eventos anteriores o tiempo atrás, hay muchísimo más optimismo porque sabemos que recientemente subieron una actualización a las leyes secundarias. Hace tiempo que no teníamos estos movimientos. Esos son los destellos que nosotros estamos viendo, que son claridad o luz en el camino para poder seguir adelante”, explicó Alcalde.
Desde la perspectiva de Sungrow, uno de los principales proveedores de soluciones integrales para almacenamiento en la región, el contexto actual está propiciando una mayor atención del sector privado, que ya comienza a identificar oportunidades concretas para integrar baterías tanto en nuevos desarrollos como en plantas renovables existentes.
Más allá del entusiasmo, Alcalde subrayó la importancia de actuar con responsabilidad y precisión técnica. “Con este boom tenemos que ser muy específicos y muy claros todos los tecnólogos, para que demos los números exactos para el tipo de proyecto”, indicó.
Para Sungrow, la trazabilidad, el acompañamiento posventa y la comprensión detallada del modelo de negocio son elementos fundamentales. “No depende solamente de ‘oye, tengo la tecnología correcta’. Hay que estudiar, hacer todo el business case y el financial case, también para que se dé debido con las regulaciones”, enfatizó.
En ese sentido, sostuvo que el crecimiento natural del almacenamiento debe ser regulado y tarifado correctamente. “Cuando todos esos factores convergen, ya tienes una expectativa y sabes que tu modelo financiero da”, agregó.
Tecnología de punta para acompañar el crecimiento regional
Sungrow ha instalado o tiene en fase de comisionamiento más de 7 GWh de almacenamiento en Latinoamérica, sin incluir a Brasil en esta cifra récord. Según el ejecutivo, gran parte de esta capacidad está ubicada en Chile, pero el crecimiento ya es evidente en mercados como Colombia, República Dominicana, Panamá, Guatemala, El Salvador y México.
En fabricante ofrece actualmente soluciones de almacenamiento tanto en acople AC como acople en DC, para su configuración a escala utilitaria en la región, cada una con ventajas específicas de acuerdo con el tipo de uso requerido.
“El acople en DC lo puedes conectar directamente y reduces verdaderamente tu OPEX, mantienes el CAPEX y tienes una recuperación del clipping. Es algo interesante para aquellos desarrolladores o privados que se queden con los assets”, explicó Alcalde mientras destacó su solución Power Titan 1 para este fin, aunque aclaró que también tiene la función en AC para algunos proyectos.
Cuando el objetivo es mejorar la estabilidad de la red con funciones como grid forming, la opción pasa por acoplar en AC y para este aprovechamiento recomienda su nuevo modelo: “Tienes un equipo string con una MBS y haces un acople AC con los Power Titan 2.0, recientemente lanzado al mercado latinoamericano. Nosotros tenemos ya contratos firmados con ese equipo, entonces nos da el track record y la certeza de lo que vamos a obtener operativamente”, detalló.
La flexibilidad de esta oferta, sumada a la experiencia regional de la compañía, está permitiendo una respuesta más ágil a las diversas realidades del continente. “Tenemos ese diferenciador: estas dos tecnologías, en acople en AC o en DC, dependiendo del tipo de utilización que necesite el cliente, los podemos llevar de la mano. Es importante siempre conocer desde el inicio cuál es el esquema operativo que necesita, porque va muy de la mano con la entidad regulatoria, el modelo financiero y el acople que se defina para hacer un proyecto altamente efectivo”, señaló Francisco Alcalde.
La nueva versión de energyPRO llega con mejoras clave en la simulación de proyectos energéticos integrados y EMD SUR invita a descubrirlas en una sesión gratuita el 22 de mayo. El evento, diseñado especialmente para el público técnico de Latinoamérica, se enfocará en las capacidades avanzadas del software danés para modelar sistemas complejos de energía.
El workshop será completamente online y dictado en inglés, en tres horarios adaptados a las distintas zonas: 8:00 (GMT-5), 9:00 (GMT-4) y 10:00 (GMT-3). La actividad está dirigida a ingenieros, desarrolladores, consultores y decisores técnicos del sector energético que trabajan con matrices híbridas o térmicas, en un contexto donde la optimización transversal de los recursos es clave para la competitividad.
energyPRO 5.0 permite simular sistemas que integran energías renovables, almacenamiento en baterías, producción y consumo de hidrógeno, además de procesos térmicos como agua caliente, refrigeración y calor de proceso. Esta capacidad resulta crítica para proyectos de sector industrial, centros de datos, cogeneración, calor distrital y más.
El software fue desarrollado por EMD International A/S, compañía con base en Dinamarca, y es reconocido a nivel global por su precisión técnica y capacidad de integración en escenarios con múltiples vectores energéticos, incluidos los Power-to-X (PtX).
El evento será presentado por EMD SUR, la agencia comercial para energyPRO y windPRO en Latinoamérica. La sesión demostrará cómo esta herramienta permite tomar decisiones óptimas basadas en análisis económicos, técnicos y energéticos, considerando tanto variables de mercado como parámetros operativos.
En un paso decisivo hacia una Transición Energética Justa, el Ministerio de Minas y Energía lideró en Uribia la sesión de la ‘Instancia Étnica del Comité Tripartito’, un espacio de diálogo y concertación con 38 delegados del pueblo wayuu, representantes de las comunidades ubicadas en el área de influencia de los principales proyectos de generación y transmisión de energía en La Guajira.
Esta jornada contó con la presencia de la directora de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), Irene Vélez, un delegado de Corpoguajira, y la Secretaría de Asuntos Étnicos de Uribia, reafirmando el respaldo institucional a una transición energética con enfoque territorial y étnico.
La instancia étnica del comité tripartito se consolida como un hito en la gobernanza intercultural del sector energético, al permitir que las comunidades indígenas participen activamente en la definición de las condiciones sociales, ambientales y económicas que regirán los desarrollos energéticos en sus territorios.
Además, esta iniciativa busca mejorar la calidad del servicio eléctrico en una zona históricamente afectada por constantes fluctuaciones e interrupciones. La implementación de proyectos estratégicos, junto con el fortalecimiento del diálogo con las comunidades, permitirá garantizar un suministro más confiable y eficiente, clave para impulsar el desarrollo económico y social de la región Caribe.
Con estas acciones, el Gobierno nacional reafirma su compromiso con una Transición Energética Justa, sostenible y profundamente humana, que pone a las comunidades en el centro de la transformación.
El equipo AXION energy Sport continúa afianzando su protagonismo en el automovilismo nacional. Este fin de semana, en el marco de la tercera fecha del Turismo Carretera 2000, disputada en el Autódromo Roberto Mouras de La Plata, la escudería se quedó con los tres primeros puestos del podio en la segunda final del domingo.
La competencia, realizada los días 17 y 18 de mayo, consagró a Humberto Krujoski como ganador de la jornada, con Agustín Canapino en el segundo lugar y Camilo Trappa en la tercera posición. El triple podio alcanzado por el equipo reafirma su potencial deportivo dentro de una categoría de alto nivel competitivo.
El gobierno de la provincia de Chubut, que encabeza Ignacio Torres, realizará el encuentro “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro”, el 2 de junio en el Hotel Four Seasons de la Ciudad de Buenos Aires, con la participación de funcionarios nacionales, empresarios y dirigentes sindicales.
El encuentro, que se extenderá entre las 8 y las 14 horas, será para trazar una agenda común en el marco del desarrollo de energías renovables, hidrocarburos y proyectos de hidrógeno en la región, ámbito en el que Chubut se posiciona como uno de los actores centrales en la promoción de la Ley de Hidrógeno Verde.
El encuentro se enfocará en los desafíos y oportunidades de la provincia en el contexto de la transición energética, la industrialización de recursos estratégicos y el desarrollo de nuevas tecnologías.
La agenda de “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro” incluirá paneles sobre energías renovables, como la eólica y el hidrógeno verde; reconversión de cuencas hidrocarburíferas; uso sostenible de los recursos naturales y logística estratégica.
Entre los participantes confirmados se encuentran el jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos; el expresidente de la Nación, Mauricio Macri; la diputada nacional Ana Clara Romero; el vicegobernador de Chubut, Gustavo Menna; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
También participarán otros referentes del sector privado como Bernardo Andrews (Genneia); Gabriel Vendrell (Aluar); y el dirigente sindical y diputado nacional, Jorge Ávila (Petroleros Privados de Chubut).
Los principales paneles incluirán: “Renovables: el futuro que ya está en marcha”, “Transformación y futuro de los hidrocarburos”, “Reconversión de cuencas maduras” y “Argentina ante el nuevo mapa global: claves para crecer”.
El cierre del evento contará con las exposiciones del gobernador Ignacio Torres, el jefe de Gabinete de Ministros de la Nación Guillermo Francos, el CEO de Pan American Energy Marcos Bulgheroni.
Cloronor, la empresa dedicada a la elaboración y distribución de productos químicos anunció que impulsará un nuevo proyecto estratégico vinculado a la fabricación de ácido clorhídrico, un insumo clave para múltiples áreas del sector energético, en el Parque Industrial de Formosa.
Como parte de su plan estratégico, la compañía invirtió US$ 3,5 millones, financiados principalmente mediante la reinversión de utilidades y la emisión de obligaciones negociables avaladas por la Comisión Nacional de Valores, a fin de lograr este nuevo objetivo y su vez ampliar la capacidad de producción de cloro, soda cáustica y otros derivados fundamentales para la potabilización del agua y diversos procesos manufactureros.
Ácido clorhídrico
El ácido clorhídrico, en sus soluciones acuosas, se utiliza como reactivo en el tratamiento, extracción, separación y purificación de minerales, además del tratamiento de aguas, el decapado de acero y la acidificación de pozos petroleros.
En la actualidad, la oferta de este ácido se concentra en sólo dos grandes productores: Transclor S.A. y Unipar S.A. Sin embargo, la demanda del sector minero y el crecimiento de la actividad que registró en los últimos años Vaca Muerta, sumado a esta concentración, elevó significativamente su precio y generó una marcada escasez en el mercado. Es por esto que desde Cloronor destacaron que la producción de ácido clorhídrico permitirá que la empresa se sume como un nuevo proveedor y la posicionará como la única industria química del noreste argentino (NEA) capaz de abastecer este insumo.
También explicaron que esto generará nuevas fuentes de empleo para Formosa y la región por lo que la compañía destacó el rol de las políticas industriales provinciales de incentivo orientadas al desarrollo industrial y a la generación de empleo calificado – que incluyen facilidades en el acceso a lotes y beneficios fiscales- como propulsoras de su crecimiento.
Crecimiento
En línea con las tendencias globales y las políticas de Formosa vinculadas a la sostenibilidad, Cloronor se encuentra desarrollando un proyecto de generación de energía fotovoltaica para autoabastecerse con 1 MGh de energía limpia. Esta iniciativa le permitirá mejorar su eficiencia operativa, reducir su huella ambiental y reforzar la estabilidad del suministro energético en la provincia.
En cuanto a la formación profesional, la firma selló convenios con universidades y colegios técnicos de la provincia para reforzar el desarrollo del capital humano local.
Durante 2024, Cloronor accedió a asistencia financiera a través del Fondo de Desarrollo Industrial y PyME (FONDIP). “Las inversiones realizadas no solo promueven el crecimiento de Cloronor, sino que también tienen un efecto dinamizador en la economía de Formosa y la región, generando empleo local y una mayor demanda de bienes y servicios en la cadena productiva provincial”, destacaron.
Alianzas productivas
Recientemente representantes de la empresa realizaron una misión técnica a la provincia de Sichuan en la República Popular de China con el propósito de supervisar el avance en la construcción de equipos críticos, como la columna de fabricación de ácido clorhídrico, y afianzar vínculos estratégicos con proveedores tecnológicos. Además, participaron en la Feria Internacional de Cantón 2025, organizada por el Centro de Comercio Exterior de China, con el respaldo del Ministerio de Comercio y el Gobierno Popular de Cantón.
La Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, la Administración Nacional de Electricidad de Paraguay (ANDE) y la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) firmaron un acta acuerdo que actualiza las condiciones de utilización de la energía generada por la central hidroeléctrica binacional.
Un comunicado de la Secretaría de Energía destacó que “este acuerdo permite dar previsibilidad en el uso de la energía generada por Yacyretá, fijar el mismo precio para ambos países, bajando el costo que venía pagando Argentina; y retomar un sendero de estabilidad financiera que le permitirá a la EBY poder encarar su plan de inversiones sin aportes del Tesoro Nacional”.
En este sentido, se indicó que Paraguay se compromete a tomar 425 MWh medios del total de 3.100 MW de generación de la central, lo que permitirá que Argentina acceda hasta al 85 % de la energía disponible, siempre que el país vecino no la necesite. Esta disponibilidad extra es clave para reducir el costo durante los meses de invierno, se puntualizó.
Ambos países acordaron pagar el mismo precio por la energía: 28 dólares por MWh. Hasta ahora, Paraguay abonaba 22 y Argentina cerca de 50 dólares.
“Con este nuevo esquema se eliminaron las compensaciones cruzadas entre partes, lo que generará un ahorro concreto para el Tesoro Nacional”, se afirmó.
Este acuerdo también garantiza el flujo de fondos para que la Entidad Binacional Yacyretá pueda sostener sus gastos operativos y retomar inversiones con recursos propios, sin depender del Estado argentino, remarcó el gobierno.
Entre esas inversiones en curso se destaca la obra de la central del brazo Aña Cuá, que permitirá aumentar en un 10 % la capacidad instalada del complejo hidroeléctrico.
“El acuerdo muestra una decisión de ordenar lo que estaba desordenado, establecer reglas claras y hacer más justa la relación entre ambos países”. “El Gobierno Nacional sigue trabajando para bajar el gasto, terminar con privilegios y dejar atrás décadas de parches y arbitrariedades”, se remarcó, aunque no se dieron a conocer más detalles del texto suscripto.
Argentina puede llegar a lograr exportaciones por U$S 30.000 millones anuales en 2030/31 en el sector energético. Gustavo Gallino (YPF) y Rodolfo Freyre (PAE) se refieren al tema. Para Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF, y Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy (PAE), el camino hacia una Argentina exportadora de hidrocarburos es claro: grandes proyectos, visión a largo plazo, competitividad en toda la cadena y una planificación ordenada que dé previsibilidad. Gallino fue contundente: “Tenemos una aspiración compartida como industria de que hacia 2030 o 2031 Argentina pueda facturar u$s30.000 millones […]
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Con un precio de 65 dólares, en Chubut queda un saldo positivo de 2,6 dólares y en Santa Cruz, una pérdida de 2,1. Si el precio del barril cae a 60, ambas provincias dan saldo negativo, aunque en los yacimientos santacruceños el quebranto es peor y se extiende hasta los 5 dólares por barril. Cuáles son los estímulos que se piden a Nación. La producción de hidrocarburos de Argentina en cuencas maduras, como San Jorge, enfrenta un declive natural significativo, lo que plantea serios desafíos a las economías regionales, las finanzas provinciales y nacionales, la balanza de pagos y las […]
En el oeste formoseño, como parte de la Subcuenca Lomas de Olmedo, los yacimientos de Palmar Largo, Surubí y El Chivil son áreas petroleras definidas. Desde el 2020, con la finalización de las concesiones a empresas extranjeras se dio paso a una gestión local a través de REFSA Hidrocarburos. En este contexto, la Provincia busca optimizar la producción, superar los desafíos de las cuencas maduras y asegurar que las regalías generadas se traduzcan en desarrollo para la comunidad. ¿Qué son los yacimientos hidrocarburíferos? Los yacimientos hidrocarburíferos son acumulaciones subterráneas de petróleo crudo y/o gas natural atrapadas en formaciones geológicas porosas […]
El Nomad 15 es de origen francés y se convirtió una adquisición estelar de la UNLP y se utilizará para docencia, investigación, extensión y transferencia. La Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísicas de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), realizó una importante adquisición que es única en el país y se utilizará para docencia, investigación, extensión y transferencia. Se trata del Nomad 15, un camión de origen francés con el que se podrán realizar detalladas exploraciones geofísicas. Se trata de un vehículo que posee montada una fuente sísmica, que emite una señal codificada al subsuelo; y del que existen […]
Con una inversión histórica de dos millones de dólares, la empresa Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) reafirmó su compromiso con la educación al renovar su apoyo al programa de becas Gregorio Álvarez para el ciclo 2025. La firma del convenio se realizó en un acto encabezado por el gobernador Rolando Figueroa en el Espacio Duam de la ciudad de Neuquén. Este nuevo acuerdo posiciona a GyP como Aliado Doble Platino del programa educativo provincial, duplicando el aporte económico realizado en 2024. La iniciativa busca garantizar la continuidad de los estudios de miles de jóvenes en toda la provincia, consolidando […]
La visión que tiene el gobierno provincial trasciende Vaca Muerta, buscando diversificar la economía y capitalizar todo el potencial que tiene Neuquén en sectores innovadores como la inteligencia artificial y el desarrollo de grandes centros de procesamiento de datos. El gobernador Rolando Figueroa ha posicionado a Neuquén como un destino de inversión favorable para el desarrollo de centros de procesamiento de datos. Tras su reciente participación en un evento en Houston, Estados Unidos, dialogó con la prensa y anunció que hay tres empresas del sector interesadas en radicarse en la provincia. Figueroa subrayó que Neuquén representa una “gran oportunidad para […]
La gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, dedicó buena parte de 2024 y lo que va de este año a debatir, en un contexto de hermetismo, con las principales petroleras con actividad en Vaca Muerta la creación de una serie de nuevos instrumentos técnico-económicos para autorizar la venta de yacimientos —tanto maduros como no convencionales— en la provincia. Desde Neuquén sostienen que no se apunta a adoptar medidas disruptivas que atenten contra el entorno de inversión en la cuenca, pero sí de incorporar requerimientos diferentes y novedosos antes de validar el traspaso de concesiones hidrocarburíferas.
«La idea es impulsar un modelo de gestión más dinámico, que permita realizar un monitoreo más ágil de las inversiones realizadas por los privados y defender los intereses de la provincia cuando se transfiera una concesión en Vaca Muerta», explicaron fuentes cercanas a la administración provincial.
Un emergente de este nuevo enfoque que impulsa la gobernación patagónica fue el cobro por primera vez, a fines de noviembre pasado, de un bono de US$ 100 millones a ExxonMobil como condición necesaria para autorizar la transferencia de seis bloques en Vaca Muerta a Pluspetrol. A través de esa negociación, que quedó asentada en el Decreto 1215/24, Neuquén logró legitimar un racional diferente en la discusión con las empresas por la renta que genera la actividad petrolera.
Figueroa, en marzo, durante su participación en el evento Vaca Muerta Insights.
¿En qué consiste esa nueva mirada?
En la discusión con ExxonMobil, el ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, argumentó que Gas y Petróleo (GyP), la petrolera neuquina, y la provincia en general estaban en condiciones de percibir un ingreso adicional por parte de la petrolera norteamericana como resultado del desvío registrado entre el plan de desarrollo presentado por la compañía a la hora de recibir sus seis concesiones de explotación en Vaca Muerta por 35 años y las inversiones efectivamente realizadas en esas áreas.
Lo que propuso Medele fue cuantificar un valor económico del petróleo que se dejó de producir en esos bloques por la ralentización del programa de trabajo inicialmente previsto. Desde Neuquén advierten que el plan de desarrollo presentado por las petroleras antes de ser adjudicatarias de una concesión no convencional (Cench) tiene un carácter ‘nocional’ o aspiracional. Así lo establece el marco regulatorio provincial y nacional. Es decir, se trata de un plan estimativo cuyo cumplimiento no es taxativamente vinculante ni mandatorio.
Lo que sucedió en la última década es que varias operadoras perforaron menos pozos de los previstos a raíz de la falta de confianza generada por los problemas macroeconómicos de la Argentina, expresados en el cepo cambiario, la altísima inflación y la imposibilidad de importar insumos y equipamiento para elevar el nivel de actividad en Vaca Muerta.
Planteamiento
Sobre la asunción de esa insoslayable realidad, la gobernación de Neuquén empezó a plantear desde principios de 2024 que, si bien es cierto que las condiciones de borde negativas de la economía local atentan contra las inversiones, eso no impide discutir que, en caso de que los privados obtengan un beneficio económico por la venta parcial o total de una concesión en Vaca Muerta —como sucedió con ExxonMobil—, la provincia tiene derecho a exigir una especie de cobro retroactivo por los ingresos que dejó de percibir por los hidrocarburos que no produjo la compañía vendedora.
¿Cómo se calcula ese monto? El Ministerio de Energía de Neuquén traza una curva de producción ‘teórica’ de hidrocarburos del área que se pretende traspasar para determinar qué volumen de petróleo y gas se habría extraído del campo si se hubiese cumplido con el plan de desarrollo ‘nocional’ o estimativo presentado por la operadora al momento de recibir la concesión. Luego, se comparan esos datos con la producción efectivamente registrada en el campo y, por último, se define un valor económico del petróleo no extraído y se determina un proporcional equivalente a las regalías y otros impuestos que tendría que haber cobrado la provincia. Así se calcularon los US$ 100 millones del bono que pagó ExxonMobil para poder transferir sus áreas a Pluspetrol.
Como era de esperar, el nuevo planteamiento de Neuquén generó resistencias entre las principales petroleras en Vaca Muerta, que desde hace años cuestionan que la provincia utiliza los recursos recaudados por las regalías hidrocarburíferas —que representan hasta un 15% de la producción— para solventar gastos corrientes en lugar de financiar obras de infraestructura como fija la Ley. Al final de la gestión anterior que encabezó Omar Gutiérrez, más de un 70% del gasto público de Neuquén se destinaba a cubrir salarios de empleados públicos, dejando un escaso margen para llevar adelante inversiones en la provincia. La administración de Figueroa mejoró esos números y hoy ese porcentaje se ubica más cerca del 50 por ciento.
Nuevos requerimientos
“Se entiende la posición de los privados cuando dicen que la Argentina no es país que incentive la inversión por las restricciones cambiarias, la imposibilidad de girar dividendos al exterior y la inflación. Pero, al mismo tiempo, si una empresa que asumió el compromiso de llevar adelante un plan de desarrollo que después ralentizó finalmente obtiene un beneficio económico por vender una concesión que le otorgó la provincia, creemos la gobernación tiene la obligación y el derecho de analizar esa transacción de manera inteligente antes de aprobar el traspaso”, explicó una fuente provincial a EconoJournal.
Ese enfoque aplica todavía más para las concesiones que están en cabeza de GyP de Neuquén, como las de ExxonMobil o las de Phoenix Global Resources, subsidiaria de Mercuria Energy, que la semana pasada fue noticia por dejar sin efecto la venta del 50% de sus cuatro bloques en Vaca Muerta a Geopark. Algo de la discusión de esta nueva agenda que impulsa Neuquén basculó en el trasfondo de esa transacción fallida, que nunca fue aprobada oficialmente por la provincia pese a que desde que se anunció en mayo de 2024 pasó más de un año. Esa demora, que habilitó Phoenix se retirara del deal, no fue, sin embargo, la razón determinante por la que la transacción no prosperó. La disolución del acuerdo estaría más vinculada a una decisión unilateral de Phoenix, que parece haber cambiado su estrategia a medida que se revalorizaron los activos en Vaca Muerta, como dejan en evidencia las salidas de ExxonMobil y Petronas, que en abril vendió su participación accionaria en La Amarga Chica a Vista.
Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén, durante su paso por YPF.
“El proceso administrativo con Phoenix nunca avanzó. Para incorporar a un socio nuevo hay que modificar los acuerdos de operación (operating agreement, en inglés) firmados con GyP, que sigue siendo el titular de las concesiones. Para eso, hay que relevar documentación e información múltiple que las empresas (por Phoenix y Geopark) nunca presentaron”, señalaron fuentes provinciales.
Leading case
Los casos de ExxonMobil y, en menor medida, de Phoenix-Geopark pusieron de manifiesto que hacia adelante Neuquén pretende tener este tipo de negociaciones con las empresas que vendan sus activos en Vaca Muerta, en especial en aquellos en los que GyP tenga participación.
La misma lógica podría aplicarse a las otras 12 áreas con Cench en las que GyP está asociada a otras empresas, entre las que figuran Shell, Pan American Energy (PAE), Vista, Tecpetrol y Pampa Energía.
Uno a uno
Los nuevos requerimientos para aprobar transacciones de áreas en Neuquén no están especificados en ninguna normativa en particular. Allegados a la provincia admiten que tratar una nueva regulación petrolera en la Legislatura —una iniciativa que la gobernación de Figueroa parecería estar en condiciones de aprobar sin demasiados inconvenientes— podría afectar el clima de negocios en Vaca Muerta. Por lo que prefieren valerse de las potestades contractuales que le confieren los acuerdos firmados con GyP y también la versión actualizada de la histórica Ley 17.319 (de Hidrocarburos), cuyo espíritu y sus artículos principales fueron re-redactados por la Ley Bases aprobada en julio del año pasado.
El artículo 147 de esa norma, que modificó el artículo 91 bis de la Ley 17.319, establece que las provincias no pueden reservar más bloques petroleros para sus empresas petroleras (como por ejemplo GyP), pero sí pueden renegociar nuevas condiciones de asociación en caso de terceros ingresen a concesiones existentes. Con una redacción más laxa de los artículos que integran el Título II de la norma, la Ley Bases otorga mayor flexibilidad a las provincias para fijar las condiciones de inversión que deben cumplir los privados a la hora de explotar yacimientos petroleros.
Un equipo de perforación en Vaca Muerta.
En Neuquén interpretan —tal vez a contramano de lo que pretendían sus impulsores— que el paraguas regulatorio impulsado por La Libertad Avanza (LLA) con la modificación de la Ley 17.319 los habilita a discutir nuevos requerimientos con las empresas petroleras.
Plazos y tamaños
En la provincia siempre está latente la percepción de que, en los últimos 25 años, desde la caída de la Convertibilidad, fueron perjudicados por las políticas del gobierno nacional, que afectó la recaudación por regalías al congelar durante años el precio del gas y la electricidad o pisar artificialmente el precio interno del crudo.
En retrospectiva, en Neuquén también son críticos del plazo de 35 años que fijó la Ley 27.007, sancionada en 2014, para las concesiones de explotación en Vaca Muerta. “En un país normal con una macroeconomía estable, sin cepo cambiario y una inflación controlada, como la mayoría de América latina, las concesiones tendrían un plazo de 15 o 20 años como máximo”, indicó un ex funcionario de Neuquén.
“Las provincias, que son las dueñas de los recursos, tampoco tienen muchos instrumentos o palancas normativas para revertir un área por falta de inversión. Es complicado, porque los privados alegan que no pueden invertir porque la volatilidad macroeconómica, el cepo y la inflación, cuyo control es responsabilidad del Estado, no lo permiten, y la Justicia tiene elementos varios para darles la razón”, admitió.
El mismo criterio revisionista aplica para evaluar el tamaño de las concesiones en Vaca Muerta, hoy considerado excesivo en muchos casos. Una concesión en Permian tiene 40 o 50 kilómetros cuadrados. En Neuquén, en cambio, hay concesiones de hasta 800 Km2, como por ejemplo Sierra Chata. Por eso, la intención de la gobernación es empezar a aprobar concesiones de superficies más pequeñas.
Emergencias estará presente una vez más en la Expo Arminera, un evento exclusivo para profesionales, empresarios y todos los interesados en la industria minera, que tendrá lugar del 20 al 22 de mayo de 13 a 20 hs, en La Rural, Buenos Aires.
“Como empresa de salud especializada, Emergencias ofrece soluciones integrales para empresas de diversos sectores, con un enfoque particular en la minería, brindando servicios personalizados que promueven el bienestar y la seguridad de los trabajadores”, destacaron desde la empresa.
Acompañamiento
La empresa cuenta con más de 4,500 empleados en todo el país, de los cuales más de 500 están dedicados exclusivamente a las operaciones de minería y petróleo. Dispone de más de 50 trailers sanitarios y está presente en diversas provincias como San Juan, Salta, Jujuy, Catamarca, Neuquén, Río Negro, Mendoza, La Pampa, entre otras. Además, cuenta con más de 100 vehículos 4×4 adaptados para operar en las condiciones más exigentes de la minería.
“Nuestro compromiso es garantizar la salud y seguridad de los equipos de trabajo. Con un enfoque especial en la salud ocupacional y la prevención de riesgos, Emergencias presentará su gama de servicios diseñados para mejorar la seguridad y el bienestar de los trabajadores del sector minero”, remarcaron desde la firma.
Durante el evento, estará destacando soluciones innovadoras adaptadas a las necesidades de la industria:
Salud en Sitio: Atención médica inmediata.
Medicina Laboral: Análisis pre ocupacionales y periódicos del entorno laboral minero.
Seguridad e Higiene: Programas para un entorno seguro y saludable.
Brigada de rescate: Respuesta rápida y efectiva ante emergencias.
Consultoría en Habilitaciones: Asesoría para cumplir con normativas y estándares
Telemedicina: Acceso a consultas médicas especializadas a distancia.
“La minería es una de las industrias más exigentes en cuanto a la salud y seguridad de sus trabajadores y en Emergencias estamos comprometidos en ofrecer servicios que contribuyan a mitigar riesgos y promover ambientes de trabajo saludables. Estar presentes en este evento nos permitirá conectar con actores clave del sector y mostrar cómo nuestras soluciones pueden impactar positivamente en la productividad y el bienestar de los equipos de trabajo”, destacaron.
Para obtener más información sobre los servicios o agendar una cita en el stand 1J-60 durante el evento, por favor, contacte a: operacionescomplejas@emergencias.com.ar
San Antonio Internacional (SAI), uno de las principales empresas proveedoras de equipos de torre de la Argentina, realizará el próximo miércoles 21 de mayo una subasta de unos diez equipos de pulling y workover. La iniciativa de la compañía, que se explica por la fuerte caída de la actividad hidrocarburífera en el Golfo San Jorge, es en los hechos un testeo de mercado para constatar si existe interés de otras empresas de servicios interesadas en adquirir esos activos, ya sea en el país o en el exterior.
Al igual que la gran mayoría de contratistas que integran el ecosistema de proveedores petroleros en Chubut y Santa Cruz, San Antonio, controlada por el fondo de inversión estadounidense Lone Star, interpreta que la recuperación de la actividad en el Golfo no será inmediata. Al contrario, el descenso del precio internacional del crudo y el crecimiento de los costos en dólares en los campos maduros como resultado de la apreciación cambiaria, complejizan el escenario. Por lo tanto, explorará el interés del mercado en adquirir parte de los equipos de torre que estaban emplazados en campos convencionales.
La subasta, que se realizará de modo online el miércoles a las 16.30, no implicará, no obstante, que se trate de una venta de los equipos al mejor postor. La empresa quiere saber qué interés real existe por esos bienes de capital. Pero sólo se desprenderá de los equipos si existen compradores dispuestos a pagar un precio competitivo.
El valor de cada unidad de pulling ronda los US$ 900.000, mientras que una de workover puede superar los 1,5 millones de dólares. San Antonio mantiene conversaciones por los equipos con empresas que ya están presentes en el Golfo San Jorge y también con una firma venezolana.
Costos al alza
EconoJournal informó el mes pasado que el costo de desarrollo de un pozo tipo en el Golfo asciende a los US$ 20 por barril, sin considerar el valor del dinero en el tiempo ni los costos financieros. A eso hay que sumarle, costos de operación y mantenimiento (Opex) que rondan los 35 dólares y regalías provinciales del 15% (unos US$ 9,50 por barril), retenciones a la exportación en la banda del 8% e Ingresos Brutos de 3% (US$ 1,90). El resultado es un costo estimado total por barril producido de más de US$ 71 que no se recupera en el mercado.
Como parte del programa de instalación de paneles solares en 28 instituciones públicas de la provincia, el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) inició en las últimas semanas el montaje de nuevos equipos fotovoltaicos en la escuela Nº210 de Coyuco, en la región Alto Neuquén.
La obra consiste en repotenciar las instalaciones fotovoltaicas existentes con un nuevo equipo de paneles solares y un banco de baterías de litio. El presupuesto es de 93.000 dólares, con financiamiento del Banco Mundial.
En este caso, el objetivo es brindar a la comunidad educativa una mayor disponibilidad de energía a partir de sistemas de última generación que aportan eficiencia y un importante ahorro de emisiones de dióxido de carbono.
También se montaron cinco instalaciones fotovoltaicas para pobladores de Pilo Lil, que habían quedado alejados de las líneas eléctricas cuando se hizo la obra de electrificación rural de la zona sur.
La inversión fue de 17 mil dólares, entre materiales y mano de obra, y se llevó adelante con recursos propios del EPEN.
Este proyecto se puso en marcha para responder a los pedidos de la Comisión de Fomento de Pilo Pil, de la Región de los Lagos del Sur, atento a la necesidad de energía ante la situación de aislamiento geográfico con la que conviven estos pobladores de la localidad.
Las obras culminaron en noviembre del 2024. En total se instalaron cinco equipos fotovoltaicos residenciales de tres paneles cada uno, con su correspondiente estructura, banco de baterías, regulador de tensión, tablero de protecciones e instalación interna completa.
En tanto, el 25 de febrero de este año se puso en funcionamiento la nueva instalación fotovoltaica en el puesto de Gendarmería de Copahue para resguardo de los uniformados durante el invierno.
La obra consistió en la instalación de 10 paneles solares y sus equipos completos, que abastecerán de energía al grupo de Gendarmería Nacional en Copahue.
Tuvo un costo total de 78.000 dólares, financiados por la Secretaría de Energía de Nación, a través del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer), del Banco Mundial.
El presidente de FoMiCruz S.E., Oscar Vera, se refirió al traspaso de YPF, los proyectos que pondrá en marcha la empresa de la provincia y adelantó que, a fines del mes de agosto, El Calafate será la sede del Argentina Mining Sur 2025, un evento que reunirá al sector minero de todo el país.
“Hoy FoMiCruz es una de las herramientas más importantes que tiene el Poder Ejecutivo. Es una empresa para llevar adelante tanto proyectos mineros como proyectos petroleros. Tenemos un estatuto bastante ampliado que nos permite avanzar en muchas cosas”, explicó el presidente de FoMiCruz S.E., Oscar Vera, en diálogo con la Subsecretaría de Producción y Contenidos.
En este marco, señaló que “hoy nos encontramos con el desafío más importante que tiene que afrontar FoMiCruz, que es el traspaso de las áreas YPF, que marcó un antes y un después en lo que es la política hidrocarburífera de Santa Cruz”, poniendo en relieve que trabajó durante 80 años en la zona norte de la provincia.
Al respecto, Vera remarcó el trabajo que desarrollan junto al Ministerio de Energía que preside Jaime Álvarez y su equipo de trabajo. “Estamos trabajando en el acuerdo de cesión de las áreas de YPF a FoMiCruz y hoy estamos en un 70 a 80% de avance”, indicó el presidente de FoMiCruz, quien dejó en claro que “nosotros no vamos a permitir que se despida ningún trabajador”.
Según lo advirtió Vera, las nuevas operadoras van a continuar trabajando con los empleados y con el personal que tengan. “El sindicato petrolero también está trabajando muy bien con esto, saben lo que significa YPF para zona norte”, expuso al manifestar que “el gobernador (Claudio Vidal) fue muy claro, le está dando una impronta a FoMiCruz que no se le dio nunca, lo está llevando a otro escalón, a un peldaño mucho más alto desde el punto de vista petrolero”.
Asimismo, remarcó que tanto la maquinaria como todo lo que está relacionado con la logística va a estar a disposición de la operadora que se haga cargo de la concesión.
Planta de pórfido
En otro tramo de la entrevista, el presidente de FoMiCruz S.E. hizo mención a la Planta de Arcilla que está ubicada en la localidad de Puerto San Julián. Allí, la empresa reparó el molino para optimizar el rendimiento y poder tener mayor continuidad en la demanda de arcilla, siendo que hay distintas industrias que requieren el material para llevar adelante las manualidades.
En tanto, Vera mencionó la Planta de Pórfido, que trabaja con un material santacruceño que “es de muy buena calidad, es tan buena como el del Chubut”.
Sin embargo, advirtió que “el problema que tenemos es que está ubicado en un lugar geográfico, casi en la mitad del Macizo del Deseado, donde llevarlo a las plantas de corte no es beneficioso para la provincia ni para la empresa”. Ante este panorama, la Provincia trabaja para instalar Plantas de Corte, de modo tal que puedan alivianar los costos y llevar todo a la Planta donde está el Yacimiento, ya que cuentan con una Planta en Pico Truncado y otra en Gobernador Gregores.
“La idea es trabajar desde el yacimiento, desde donde tenemos la cantera de pórfido y ver cómo generar energía a un costo razonable y poder cortar desde ese lugar”, señaló Vera.
Estaciones de servicio
EPA Energía Patagónica es la red de estaciones de servicio de bandera provincial perteneciente al Gobierno de la Provincia de Santa Cruz, dentro de la estructura de FoMiCruz S.E., comprometida con el objetivo de garantizar el suministro de combustibles en áreas de difícil acceso.
EPA ha instalado dos estaciones de servicio, tanto en La Esperanza como en Tres Lagos, bajo la bandera de EPA, y proyectan instalar en Lago Posadas con la adquisición de módulos pensando en la temporada turística, siendo que pasa mucha gente por el lugar.
A fines del mes de agosto, la localidad de El Calafate será sede de Argentina Mining, un evento importante para el sector minero, donde participarán las empresas de negocios y servicios más importantes del país.
“Va a ser muy importante, vamos a mostrar todo también lo que tenemos y hay muchas empresas interesadas en participar”, sostuvo Vera, al dar cuenta que están trabajando mucho para llevar adelante este evento de nivel internacional.
El gobernador Alberto Weretilneck, acompañado por la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, firmó un acuerdo histórico con el consorcio de empresas VMOS SA, garantizando que el desarrollo del proyecto Vaca Muerta Sur impacte directamente en la vida de los rionegrinos, con inversiones, más empleo, desarrollo de infraestructura y fortalecimiento de la economía provincial.
El acuerdo garantiza más de U$S 1.000 millones en ingresos para Río Negro durante los primeros 13 años —incluyendo aportes comunitarios, uso de infraestructura, tasa ambiental e Ingresos Brutos directos— y consolida a la Provincia como actor clave en la exportación de hidrocarburos.
Esto permite avanzar con la construcción de un oleoducto de 470 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, además de una terminal onshore y offshore destinada a la exportación de crudo.
Significa una apuesta estratégica para Río Negro, que posiciona a la Provincia como corredor clave para la salida del petróleo de Vaca Muerta y transforma la costa atlántica rionegrina en un nodo logístico de exportación. Además, se impulsa el desarrollo de regiones estratégicas, se fortalece el protagonismo de la Provincia en el mapa energético nacional y se complementa el polo de exportación de GNL en el Golfo San Matías.
VMOS SA —integrada por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, GyP, Chevron y Shell— asumirá la financiación, construcción, operación y mantenimiento de esta infraestructura estratégica.
El compromiso también establece que las empresas deberán contratar al menos un 80% de mano de obra local, priorizando el empleo de rionegrinas y rionegrinos; y se establece la obligatoriedad de adquirir bienes y servicios a comercios de la Provincia. Estas condiciones forman parte del programa Compre Rionegrino, que fortalece las pymes, genera oportunidades y dinamiza la economía local.
Además, VMOS SA establece su domicilio fiscal y legal en la Provincia de Río Negro, al tiempo que la tierra donde se emplazará parte del proyecto fue vendida por el Estado provincial a las empresas por un valor de U$S 2 millones para la ejecución de la obra.
Beneficios económicos para la Provincia
U$S 60 millones por única vez en concepto de aporte al desarrollo territorial, a abonarse dentro de los dos meses posteriores a la firma.
U$S 40 millones anuales durante 13 años como aporte comunitario.
U$S 14 millones anuales en concepto de cánones por el uso de espacios públicos portuarios.
U$S 1,05 millones anuales por tasa de control y fiscalización.
U$S 2 millones anuales estimados por tasa ambiental (ajustable).
U$S 18,5 millones anuales por Ingresos Brutos directos.
El entendimiento también garantiza la estabilidad fiscal del proyecto por 30 años e incluye un programa de monitoreo ambiental permanente en el Golfo San Matías, con participación de universidades rionegrinas, INVAP y organismos técnicos especializados.
Por su parte, el Gobierno Provincial se compromete a asegurar la cesión de las tierras necesarias para la traza del oleoducto y la terminal, así como la transferencia de permisos ambientales vigentes.
Acompañaron la firma del acuerdo el vicegobernador de Río Negro, Pedro Pesatti; la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini; el Presidente de la firma VMOS S.A., Gustavo Gallino y el CEO de VMOS S.A., Gustavo Chaab.
La compañía energética GeoPark Limited anunció que Phoenix Global Resources decidió retirarse del acuerdo por el cual GeoPark iba a adquirir una participación no operada en cuatro bloques no convencionales de Vaca Muerta, lo que implica la cancelación definitiva de la operación.
“El retiro de Phoenix implica que la adquisición no será completada por GeoPark”, informó la firma en un comunicado. La compañía, con sede en Bogotá y cotización en la bolsa de Nueva York (NYSE: GPRK), explicó que la decisión se tomó “de acuerdo con los términos del Acuerdo de FarmOut”, que habilitaba a ambas partes a retirarse luego de la “Fecha Límite” del 13 de mayo de 2025.
Fuentes del sector indicaron que la inversión estimada en US$ 2.000 millones sigue en pie y será garantizada por Phoenix, que continuará con la operatoria de manera normal.
Phoenix Global Resources, con sede en Buenos Aires, es una compañía enfocada en la producción de petróleo y gas, fundada en 2017. Tiene entre 51 y 200 empleados. Mercura Energy, de origen suizo, es su principal accionista con más del 90% de participación, mientras que el empresario argentino José Luis Manzano figura como accionista minoritario.
Por su parte, GeoPark aclaró que, a pesar de la cancelación, continuará “firmemente comprometida con su estrategia de largo plazo, anclada en un crecimiento rentable, confiable y sostenible mediante el desarrollo de grandes activos, en grandes plays, dentro de grandes cuencas”.
La compañía destacó que cuenta con una sólida posición de caja de US$ 330 millones, una relación deuda neta conservadora por debajo de 1.0x y un programa de cobertura que cubre el 87% de los volúmenes previstos para 2025.
Además, remarcó que mantendrá su foco en tres prioridades: el fortalecimiento de su negocio principal, la búsqueda de crecimiento generador de valor y la evaluación de alternativas estratégicas como desinversiones, recompra de acciones o iniciativas de reducción de deuda.
“La compañía mantiene su compromiso de comunicación abierta mientras busca oportunidades de crecimiento disciplinadas que generen valor sostenible a largo plazo para todos sus grupos de interés”, cerró el comunicado.
La Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación dio a conocer el modelo de contrato para la licitación AlmaGBA para la instalación de 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La convocatoria está dirigida a proyectos de entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha objetivo de inicio contractual el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028.
Cada proyecto deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.
El contrato establece una duración de 15 años, a contar desde la fecha de habilitación comercial establecida. En caso de que el vendedor no habilite la central en la fecha objetivo, el cómputo del plazo comenzará igualmente en ese momento pactado, independientemente de la puesta en marcha efectiva.
En materia de remuneraciones, el modelo establece pagos diferenciados por la potencia contratada y la energía abastecida. La remuneración por potencia contratada (Rem.PCONT) se calculará mensualmente considerando la potencia de almacenamiento disponible (PADISP), el precio fijo de la potencia (PFijo), las horas de almacenamiento validadas (HAV) y las horas de almacenamiento comprometidas (HAC), además de los factores de ajuste anual y de estacionalidad.
Los factores de ajuste anual quedan establecidos en 1,20 para los años 2025 a 2027, 1,10 para 2028, 1,00 desde 2029 a 2036, y 0,50 para los últimos cinco años del contrato. Mientras que el factor de estacionalidad (FE) será de 1,20 en los meses de mayor demanda (enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre) y de 0,80 en el resto del año, tal como semanas atrás informó Energía Estratégica (ver nota).
Es decir que 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.
Mientras que por la la energía inyectada a la red por el proyecto adjudicado se reumenrará a partir de la siguiente fórmula: Rem.EAm = EAm x PES, donde:
Rem.EAm: Remuneración por la energía abastecida correspondiente al mes “m” expresado en USD.
EAm: Energía abastecida en el mes “m” se calculará de acuerdo con la energía entregada a la red por el proyecto, expresado en MWh en el punto de entrega.
PES: precio por la energía abastecida expresado en USD/MWh establecido en 10 USD/MWh.
Como medida de respaldo financiero, CAMMESA asumirá el rol de garante de última instancia en los casos en que los compradores no puedan trasladar los costos del contrato a sus usuarios finales, conforme a lo dispuesto en la Resolución SE N° 67 del 17 de febrero de 2025.
Ante la falta de pago, tanto el vendedor como el comprador deberán notificar inmediatamente a la Secretaría de Energía y a CAMMESA, quien gestionará los fondos necesarios para cubrir las facturas vencidas. No obstante, CAMMESA solo procederá al pago en la medida en que reciba los fondos correspondientes de la Secretaría de Energía, lo que exime al comprador de cualquier reclamo.
El contrato también define de forma precisa las causales de rescisión. Por parte del comprador, se contempla la finalización unilateral del acuerdo en caso de que la disponibilidad de potencia sea inferior al 50% en un período de seis meses o menor al 25% en un plazo de dos años.
Y de igual modo, será motivo de rescisión la imposición de tres sanciones administrativas firmes por incumplimiento de normas de seguridad o estándares de calidad, o el incumplimiento reiterado de las órdenes del OED que afecten la calidad del servicio.
En tanto, el vendedor podrá rescindir el contrato si se produce la falta de pago de cuatro facturas consecutivas o seis facturas en un período de doce meses.
Próximas fechas claves
La presentación y apertura de ofertas administrativas y técnicas se realizará el 10 de junio; en tanto que la apertura de las propuestas económicas se hará el 15 de julio, y la adjudicación recién se dará a conocer pocos días después, precisamente el lunes 23/7.
La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ha firmado el contrato y orden de inicio para los estudios, diseño, suministro, instalación y puesta en marcha del sistema de almacenamiento de energía con baterías más grande de Centroamérica. El proyecto de 75MW/300MWh será instalado en la subestación de Amarateca por el consorcio chino-hondureño Windey-Equinsa, tras ganar una licitación internacional con una oferta de 50,2 millones de dólares (ver más).
Adriana Álvarez, Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, destacó que este sistema permitirá aumentar la capacidad de integración de recursos de generación variable, como la eólica y la solar fotovoltaica. «Este sistema de baterías aportará una reserva primaria y secundaria de frecuencia, durante el día en régimen de carga y durante la noche en régimen de descarga», explicó Álvarez a Energía Estratégica.
El proyecto busca trasladar cuatro horas de energía producida durante el día a horario nocturno, ayudando a abastecer la demanda máxima y evitando el vertimiento y la pérdida de esa energía. Además, contribuirá a dar soporte a la red ante caídas abruptas de generación renovable o fallas en la transmisión, y ofrecerá servicios complementarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Desde el punto de vista económico, la implementación de este sistema representa un ahorro significativo, ya que reducirá los costos de operación del sistema y los costos base de generación. «Al sustituir las plantas de punta que utilizan combustible diésel o búnker por medio de esa energía renovable que vamos a estar almacenando durante el día, realmente es algo muy positivo para el país», afirmó Álvarez.
La orden de inicio para el proyecto fue firmada el 13 de mayo, y actualmente se están realizando los estudios preliminares. Se prevé que las obras comiencen en los próximos meses, con una duración estimada de ocho meses, por lo que se espera que el sistema esté en operación en enero de 2026.
Este proyecto estatal será muy emblemático en la región y se espera que siente las bases para futuras inversiones en almacenamiento de energía en Honduras. Actualmente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando en la normativa de almacenamiento de energía, contemplando servicios y remuneraciones.
«Ya hay un documento a nivel de borrador y esto va encaminado a promover este tipo de tecnologías, que también los privados puedan integrar a sus sistemas de energía renovable, principalmente los variables como la solar y la eólica, este tipo de sistemas y que puedan ser remunerados conforme a las legislaciones que en ese momento van a estar vigentes», anticipó Adriana Álvarez.
Además del sistema de almacenamiento en Amarateca, la ENEE está desarrollando proyectos de generación a partir de energía renovable variable. Entre ellos, destaca un sistema solar fotovoltaico con una capacidad instalada de 50 MW con una inversión de más de 43 millones de dólares, como ampliación y complemento de la central hidroeléctrica Patuca III. Este proyecto, comentó Álvarez a este medio, busca garantizar el embalse de la presa en época de verano y potenciar la generación y el suministro eléctrico en la zona del departamento de Olancho.
Aquello no sería todo. La ENEE también está apostando al desarrollo de proyectos hidroeléctricos multipropósito, ya que considera que son una solución para reducir la dependencia de fuentes térmicas, contener inundaciones e impulsar la economía local con la creación de empleos.
En tal sentido, ya se han realizado convocatorias a licitación pública internacional tales como las vinculadas a la represa multipropósito El Tablón de 17.07 MW que busca, además de generar energía, mitigar las inundaciones en el Valle de Sula, ya que tendrá la capacidad de contener caudales de hasta tres veces más que los registrados durante el paso de los huracanes Eta y Iota.
En adición, se tiene en mira otros proyectos hidro ya que, de acuerdo con la Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, Honduras cuenta con más de 5.000 MW de potencial hidroeléctrico aún no explotado, y que podrían acceder prontamente a financiamientos para su construcción.
México alcanzó a finales de 2024 una capacidad solar instalada superior a los 12,5 GW, de los cuales 4,4 GW corresponden a generación distribuida. Tan solo en 2024 se incorporaron más de 1 GW de nueva capacidad distribuida mediante más de 100 mil contratos, marcando un crecimiento interanual del 48,4 %.
En ese terreno, JA Solar no solo se ha consolidado como actor dominante, sino que también busca ampliar sus ventas en nuevos segmentos del mercado. “Cerrando el año 2024, podemos decir que otra vez, nuevamente en generación distribuida, JA Solar es el número uno en paneles, con una participación de mercado de arriba del 23 %, cuando el segundo lugar tiene un 16 %”, explicó Alexander Foeth, Country Manager de la compañía en México.
La empresa estima que históricamente ha suministrado casi 1 GW en paneles solares destinados a generación distribuida en el país, cifra que se suma a los 2 GW aportados en proyectos utility scale actualmente en operación. Su estrategia se apoya en un modelo de distribución exclusivo junto a Exel Solar, que según Foeth permite responder con agilidad a la creciente demanda local en este segmento del mercado.
El éxito sostenido de JA Solar se explica también por su permanente apuesta a la innovación tecnológica. Su modelo insignia actual, el Deep Blue 4.0 Pro, incorpora tecnología TopCon tipo N con una eficiencia de celda del 26 % y una eficiencia global del panel del 23 %. “Es un panel con mejora en eficiencia… En temas de potencia, en México tenemos una variedad que va desde los 590 W hasta los 630 W por panel”, detalló Foeth. Esta versatilidad permite a la compañía suministrar tanto al segmento distribuido como el de gran escala: “Con este producto podemos cubrir las dos necesidades”.
Pero el mayor cambio que anticipa JA Solar está en el mercado emergente del autoconsumo industrial. El reciente aumento del límite para generación distribuida, de 500 a 700 kW, y la definición de un nuevo nicho entre 700 kW y 20 MW para autoconsumo, abre un abanico de posibilidades que la empresa pretende capitalizar. “Nosotros creemos que aquí hay una demanda gigante, mínimo 1 GW en este año, de la industria que necesita generar su energía renovable. Ya tenemos equipo especializado en ese nicho, muy buenas alianzas y estamos también en preparación de esos proyectos”, adelantó Foeth durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit México (FES México).
La industria mexicana, golpeada por los altos costos energéticos y con presión creciente para avanzar en sus metas ambientales, ha comenzado a voltear hacia soluciones de suministro con energía solar. JA Solar se posiciona como proveedor de referencia para atender esta demanda latente.
En paralelo, el mercado utility también se prepara para una nueva etapa. El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025–2030 contempla, por parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la incorporación de 4.6 GW en nuevos proyectos solares, incluyendo la continuación de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco con 580 MW a licitarse este año. Pero la capacidad instalada privada también podría dar un salto en los próximos meses.
“Vemos que va a detonar este año bastantes proyectos que están ya en la pipeline, donde esperamos que se les vayan a dar los permisos bajo la nueva regulación que todavía está por definirse a detalle”, indicó Foeth.
Las expectativas de este fabricante están puestas en mantener el liderazgo en el segmento distribuido que sigue creciendo y, al mismo tiempo, ampliar presencia en un segmento que promete revolucionar la forma en que las empresas industriales consumen energía. “Esperamos que en este año nuevamente lleguemos arriba de 1 GW de instalación y obviamente, para seguir siendo el número uno, tenemos que todavía aumentar nuestras ventas. Ese es el reto que tenemos y tenemos el equipo y la estrategia correcta aquí”, afirmó Alexander Foeth con convicción.
El autoconsumo solar sobre techos metálicos suma cada vez más interés en Sudamérica, y una de las claves para su implementación está en lograr instalaciones seguras, económicas y sin daños estructurales. Con ese objetivo, la empresa S-5! llevará adelante el próximo 19 de junio a las 12 h (hora de Buenos Aires) un webinar gratuito, en el que presentará sus soluciones de montaje fotovoltaico sin rieles y sin perforaciones para cubiertas metálicas.
La jornada, organizada junto a Energía Estratégica Latinoamérica, está enfocada en instaladores, EPC y distribuidores solares de Argentina, Chile y Uruguay, y buscará resolver los principales desafíos técnicos y económicos de la instalación solar sobre cubiertas engargoladas, trapezoidales y curvas.
Salvador Barba, LatAm Sales Manager de S-5!, será el encargado de liderar este espacio de formación, titulado “Soluciones de montaje FV sin rieles para techos metálicos engrapados y trapezoidales en Sudamérica”.
Durante el evento se abordarán las ventajas de los sistemas sin rieles, que reducen materiales y mano de obra, logrando un montaje más ágil y rentable. También se explicarán las mejores prácticas para instalar energía solar en techos metálicos, sin perforaciones que puedan comprometer la impermeabilidad o durabilidad de las cubiertas.
Uno de los puntos clave será la presentación de soluciones específicas para techos engargolados, que permiten fijaciones mecánicas sin necesidad de perforar la estructura, lo que se traduce en mayor seguridad, ahorro de tiempo y una menor tasa de mantenimiento posterior.
Asimismo, se mostrarán configuraciones adaptadas a techos trapezoidales y arcotechos, muy presentes en entornos industriales y comerciales. En este tipo de cubiertas, evitar filtraciones de agua y asegurar una instalación eléctrica limpia es esencial para garantizar eficiencia y seguridad en proyectos de autoconsumo.
Otro aspecto fundamental que se desarrollará es el manejo del cableado, la integración de microinversores y optimizadores, y cómo se adaptan estas soluciones técnicas a estructuras sin rieles, para asegurar un funcionamiento ordenado y seguro del sistema solar.
Finalmente, S-5! presentará casos prácticos de implementación de estas soluciones en Argentina, mostrando los resultados concretos en términos de ahorro, eficiencia y facilidad de instalación, lo que representa un valor agregado fundamental para quienes buscan escalar proyectos de autoconsumo fotovoltaico.
