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.
Sergio Rodríguez Moncada, Chief Technology Officer de Solis, compartió la visión de la empresa durante su participación en un panel de debate en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), destacando los desafíos técnicos y regulatorios que enfrentan los proyectos energéticos en los estados insulares.
“Nuestra perspectiva incluyendo República Dominicana y todas las diferentes islas que componen el Caribe ofrece una gran oportunidad pero también un tema bastante retador”, explicó Rodríguez. La heterogeneidad técnica, normativa y logística entre territorios como Jamaica, Puerto Rico, Barbados y Curazao demanda soluciones versátiles, adaptables y con respaldo técnico inmediato.
Ante esta complejidad, Solis ha apostado por el desarrollo de inversores que puedan operar bajo diferentes esquemas de certificación —UL o europea— y configuraciones eléctricas como 220, 380 y 415 V. “Hemos enfocado nuestro esfuerzo y nuestra innovación en una gama más en generación distribuida, mucho más escalable, mucho más fácil de instalar, porque entendemos los retos del Caribe en tema de condiciones climatológicas, en tema de complejidad también de transporte”, añadió el CTO.
A diferencia de otros fabricantes que priorizan soluciones de gran capacidad en contenedores, Solis se ha enfocado para esta región en inversores de menor tamaño, altamente customizables y adaptables a entornos insulares.
El diseño de sus productos está guiado por dos motores fundamentales: la regulación cambiante y la necesidad de reducir costos sin comprometer la calidad ni la continuidad operativa. Esto ha motivado a Solis a enfocarse en el segmento residencial, comercial e industrial de hasta 1 MW, con especial énfasis en los sistemas híbridos con almacenamiento.
Rodríguez confía en que este 2025 será un año de estabilización de precios, lo cual permitirá reforzar la oferta de garantías y servicios de largo plazo, beneficiando tanto a fabricantes como a socios locales.
Respecto a su presencia regional, Solis ha participado en proyectos emblemáticos no sólo en mercados de Centroamérica y el Caribe. Para Rodríguez, el verdadero «proyecto de impacto» es la democratización de la energía solar. “Somos el tercer fabricante a nivel internacional, pero somos el número uno en cantidad de piezas o inversores en países como México. De dos inversores instalados, uno es Solis. Y en mercados como el caribeño, Colombia, República Dominicana, de tres, uno es Solis”, afirmó con orgullo.
La compañía también ha fortalecido sus alianzas con actores locales para garantizar disponibilidad inmediata de equipos y atención técnica oportuna. “Si tienen algún proyecto, ya sea generación distribuida, a gran escala, almacenamiento, se pueden acercar a nosotros. Estamos aquí y con nuestros partners locales para poder tener producto disponible de manera inmediata”, concluyó Rodríguez.
En participación virtual en el 17º Congreso Anual de Energía de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma invitó a los actores de este sector de la energía para crear una gran mesa de diálogo que permita la formulación de un nuevo proyecto de ley sobre temas cruciales para la transición energética como: la opción tarifaria, la estratificación del servicio y la conformación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
“Invitarles a que participen de la discusión que queremos abrir en el Congreso de la República sobre un Proyecto de Ley que incluye distintos temas como: la estratificación, la opción tarifaria, los saldos de la opción tarifaria, la reconfiguración, incluso, la conformación de la CREG. Esperamos que también se unan los usuarios y los tomadores de decisión del sector de la energía”, manifestó el jefe de la cartera de gobierno.
Además, el ministro Palma enfatizó en la importancia de seguir trabajando de manera articulada en la implementación de proyectos solares como una forma de diversificar las fuentes de energía del país. Esto ayudará a que Colombia tenga una transición energética que brinde seguridad a través de proyectos como las subastas de expansión y de reconfiguración, las cuales permitirán cerrar la brecha entre la energía que se produce y la que se necesita, asegurando así el suministro para todos los colombianos.
Palma Egea también agradeció al sector privado por la apuesta de lograr que Colombia cumpla su meta de incorporar 6 GW plus (6 gigavatios plus) de energía al Sistema Interconectado Nacional. “Queremos poder superar esta meta que triplicó la del Plan Nacional de Desarrollo, en la que ustedes y varios de sus asociados han jugado un papel fundamental al vincular proyectos de energía renovable al país. Queremos agradecerles porque dentro de los objetivos de esta estrategia se incluye la remoción de obstáculos para promover la inversión pública y privada”.
La Transición Energética Justa seguirá avanzando en su agenda con el sector energético de cara a la disposición del Ministerio de Minas y Energía al diálogo social y a las conversaciones públicas para la construcción de acuerdos que busquen el bien de los usuarios, quienes, históricamente, han estado excluidos de estos debates.
El galardón tuvo como objetivo celebrar el invaluable aporte de las mujeres al sector energético argentino y destacar trayectorias inspiradoras, liderazgo innovador y contribuciones significativas al desarrollo y la sostenibilidad de la industria.
Lleva el nombre de Elisa Bachofen y Beatriz Ghirelli, por ser las primeras ingenieras de la Universidad de Buenos Aires y de la Universidad Nacional de La Plata, respectivamente.
La primera premiada fue Martha Molinaro, gerente técnica de Edemsa, en la categoría “Innovación”. Durante la ceremonia, expresó: “Estoy agradecida con todas las personas que han hecho posible recibir este prestigioso premio y esta ceremonia inolvidable. Yo creo que es una instancia que nos une para poner en valor el rol de la mujer en el sector eléctrico argentino”.
En la categoría “Diversidad e Inclusión” hubo dos ganadoras. Por un lado, Daniela Quiroga, gerente del Segmento de Movilidad de Schneider Electric, quien agradeció especialmente a sus hijos, ya que “muchas veces resignaron tiempos por saber que su mamá estaba luchando por la igualdad”.
Por su parte, María Fernanda Locarnini, directora comercial de GE Vernova, afirmó: “Siempre me he sentido libre en los ámbitos donde he estado, de crecer sin ninguna barrera”.”Estamos para homenajear a las ingenieras Bachofen y Ghirelli que tuvieron el coraje y el empeño de perseguir sus sueños, dejaron su huella y abrieron las puertas a las generaciones que vinieron después”.
El galardón en la categoría “Sostenibilidad” fue para Liliana Nores, subgerente de Planificación Estratégica y Control de Gestión de Epec. “Agradezco principalmente a mi familia, al directorio de Epec por confiar en nuestra capacidad y desarrollo. Somos cada vez más mujeres en los altos mandos, y queremos agradecer ese reconocimiento. Vamos por mayor igualdad y sostenibilidad, para dejar un mundo mejor para nuestros hijos”, enfatizó Nores.
El evento también incluyó la categoría “Trayectoria inspiradora”, destinada a destacar a mujeres con un compromiso sostenido con la excelencia a lo largo de su carrera. La ganadora fue Mariela Beljansky, profesora de la Maestría Interdisciplinaria en Energía del Ceare. “Siempre supe que iba a ser ingeniera eléctrica y me di el gusto de poder hacerlo. Mi trabajo es mi hobbie, es mi vida”, precisó Beljansky.
Además, Adeera y Udea realizaron un reconocimiento especial fuera de competencia a la trayectoria de Patricia Arnera, directora de la carrera de Ingeniería Eléctrica en la UNLP, por su dedicación a las necesidades de los demás y su valiosa labor académica.
Arnera sostuvo: “La energía eléctrica es la clave para la transición energética. La mitad de las alumnas son mujeres. El camino que han iniciado Bachofen y Ghirelli, y que nosotras estamos pisando, va deshaciendo las piedras que había y haciéndolo un poquito más parejo para las nuevas generaciones”.
Para cerrar el encuentro, Juan Carlos Blanco, vicepresidente 2° de Adeera y presidente de Edesur, remarcó: “Si no están las mujeres, nos falta el 50 % de los cerebros. No importa si hacen ingeniería, arquitectura o psicología; si no están, el país pierde una capacidad intelectual y un aporte que no sabemos hasta dónde puede llegar”.
El jurado estuvo integrado por Patricia Arnera, Juan Carlos Blanco, Raúl Bertero —vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA y presidente del Ceare—, Claudio Puértolas —presidente de Epec— y Horacio Nadra —gerente general de Edet y vicepresidente 1° de Adeera—.
Acerca de Adeera La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes en todo el país.
Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), en el área de la Jefatura de Gabinete de Ministros, Candu Energy Inc., una empresa de AtkinsRéalis, y la firma CONUAR S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para colaborar en el suministro de agua pesada y el desarrollo de capacidades tecnológicas relacionadas con los usos pacíficos de la tecnología nuclear.
El MOU establece el suministro de agua pesada desde Argentina a Canadá, a través de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en la localidad de Arroyito, Neuquén. Para ello, se establece un marco jurídico para negociar contratos de compraventa de agua pesada, prestación de servicios de ingeniería, colaboración en la cadena de suministro de empresas argentinas y transferencia de conocimientos técnicos para proyectos mutuos, incluidos reactores de potencia, se informó.
Además, para garantizar el suministro de agua pesada a largo plazo, Canadá podría establecer una nueva planta de producción utilizando tecnología transferida desde la Argentina. Por su parte, la empresa CONUAR S.A. está posicionado como un proveedor calificado de componentes de tecnología CANDU.
Germán Lavalle, presidente de la CNEA, destacó que “Este acuerdo representa un paso importante para la CNEA y para la provincia de Neuquén. La PIAP, ubicada en esta provincia, recibirá inversiones destinadas a su reacondicionamiento y a la incorporación de nuevo personal para trabajar y producir”.
Y agregó que “estamos orgullosos de haber alcanzado este entendimiento con Candu Energy Inc. y AtkinsRéalis, que permitirá poner en marcha la planta. Aunque la instalación lleva ocho años sin operar, se ha mantenido en buenas condiciones, lo que nos brinda una excelente oportunidad para reactivar su funcionamiento”.
Joe St. Julian, presidente de Nuclear en AtkinsRéalis, afirmó que “Este MOU es una inversión significativa para Canadá en el mercado global de agua pesada en este período de renacimiento para la industria nuclear”.
“En un mercado en crecimiento para 1.000 nuevos reactores y la demanda de tecnología CANDU, incluidas las modernizaciones y una nueva flota de reactores como el CANDU MONARK y el Enhanced CANDU 6®, invertir en capacidad de producción de agua pesada respalda la expansión de la infraestructura de reactores CANDU a nivel nacional e internacional”, describió.
Argentina y Canadá mantienen una historia de cooperación bilateral que se inició con la construcción de la Central Nuclear Embalse, en la provincia de Córdoba, y que significó la transferencia de la tecnología Candu a favor de la CNEA. Desde entonces, ambos países han participado en numerosas misiones, visitas técnicas y reuniones de alto nivel, entre otras actividades bilaterales enmarcadas en los Acuerdos de Cooperación vigentes desde 1996.
Acerca de la PIAP
Con estos contratos se avanzará con las tareas de renovación de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y permitirá su puesta en marcha a partir de 2027, asegurando su capacidad para producir agua pesada.
La PIAP es una instalación estratégica dedicada a la producción de agua pesada de alta pureza utilizada como moderador y refrigerante, un insumo esencial para los reactores nucleares tipo CANDU. Esta característica única permite que la tecnología CANDU utilice combustible de uranio natural, lo que mejora la seguridad energética y operacional.
Es gestionada por la empresa ENSI (Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería S.E.) y es propiedad de la CNEA, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y seguridad internacionales.
Desde el Ente Único de Control y Regulación de los Servicios Públicos Provinciales de Tucumán (ERSEPT), organismo que depende del ministerio de Economía y Producción, aseguraron que comparando los niveles tarifarios en abril de 2025 de las provincias del Noroeste Argentino (NOA), Tucumán tiene la tarifa de energía más baja.
“La comparación que hemos realizado desde el ente regulador del cuadro tarifario de todas las provincias del NOA -para no tener sesgos- la hacemos con los valores nominales de cada provincia y valores de consumo de 500 kw y 300 kw horas bimestrales”, explicó el titular del organismo, José Ricardo Ascárate.
En ese sentido indicó: “Con esos valores Tucumán sigue siendo la tarifa más barata del NOA, Jujuy, Salta y Santiago están levemente por encima de nosotros, tanto para usuarios N1 (sin subsidio), como para N2 y N3, teniendo en cuenta que la provincia tiene tarifas sociales a más de 78 mil usuarios”.
El titular del organismo de contralor advirtió de todas formas que “las comparaciones deben realizarse con mucha precaución ya que las diferencias pueden estar relacionadas por múltiples factores”.
Uno de ellos tiene que ver con la “variable de contexto”. Factores como la escala de sistema o la concentración geográfica de los usuarios, la demanda máxima de potencia y la extensión territorial influyen en los costos.
También hay que tener en cuenta la “calidad de servicio” que impacta directamente en los costos ya que un nivel superior de calidad requiere mayores inversiones
En cuanto a las “tasas e impuestos locales”, son variables exógenas al servicio de distribución y cambian entre provincias.
Por su parte, las provincias presentas “diseños tarifarios” diversos donde algunas aplican bloques de cargos fijos crecientes o escalas de costos variable según el consumo.
En cuanto a la “tarifa social” Tucumán beneficia a 187 mil hogares que representa el 35% del total.
Por último, la “sostenibilidad del servicio” al comparar tarifas puede confundir ineficiencia con falta de sustentabilidad.
El desarrollador nuclear Elementl Power anunció este miércoles un acuerdo histórico con Google para impulsar tres proyectos de reactores avanzados. La tecnológica aportará capital inicial para estas instalaciones, cada una con capacidad mínima de 600 megavatios, marcando un hito en la colaboración entre gigantes digitales y energía atómica para alimentar centros de datos.
Google financiará las etapas iniciales de desarrollo, incluyendo trámites de permisos, conexión a la red eléctrica y negociaciones contractuales. Aunque las ubicaciones exactas se mantienen confidenciales, la compañía tendrá derecho preferente para adquirir la energía generada una vez operativas las plantas.
Elementl Power, fundada en 2022 como promotora de proyectos de energía nuclear, aún no ha construido ningún emplazamiento. La empresa actualmente es agnóstica en cuanto a tecnología, lo que significa que aún no ha elegido el tipo de reactor que utilizará en sus emplazamientos. En su lugar, cuando cuando la empresa esté lista para comenzar la construcción, elegirá la tecnología de reactor que esté más avanzada en su desarrollo.
Declaraciones clave
Amanda Peterson Corio, responsable energética de Google, destacó que “Google se compromete a impulsar proyectos que fortalezcan las redes eléctricas donde operamos, y la tecnología nuclear avanzada proporciona energía confiable, de carga base, las 24 horas del día, los 7 días de la semana”.
“Nuestra colaboración con Elementl Power mejora nuestra capacidad para avanzar a la velocidad necesaria para afrontar este momento de IA e innovación estadounidense”, añadió.
Chris Colbert, CEO de Elementl y exdirectivo de NuScale Power, enfatizó que estas alianzas son “cruciales para movilizar capital hacia proyectos nucleares seguros y limpios”. La meta de la empresa es agregar 10 gigavatios de capacidad nuclear para 2035.
Colbert añadió que, una vez que los proyectos alcancen la fase final de inversión, Elementl captará capital de otras fuentes, como fondos de infraestructura, para su construcción. La compañía aspira a añadir 10 gigavatios de energía nuclear a la red eléctrica para 2035.
Esta alianza se produce meses después de que Google firmara con Kairos Power para comprar energía de reactores modulares, con el primero programado para 2030. El acuerdo refleja la urgencia del sector tecnológico por garantizar suministro estable ante el boom de la IA: Jack Clark de Anthropic estima que se necesitarán 50 gigavatios adicionales para 2027, equivalente a 50 plantas nucleares.
A principios de este año, la startup china de inteligencia artificial, DeepSeek, generó preocupación por la posibilidad de que la mayor eficiencia de los modelos emergentes de IA redujera la necesidad de invertir en el desarrollo de nuevas fuentes de energía para centros de datos. Sin embargo, líderes tecnológicos como Amazon y Nvidia han afirmado desde entonces que la necesidad de energía de base sigue creciendo a un ritmo acelerado.
El movimiento de Google consolida la tendencia de empresas tech a invertir directamente en generación nuclear, redefiniendo el futuro energético de la era digital.
La compañía YPF Luz anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXI en el mercado local por un monto total de US$ 54 millones a una tasa del 6,5% con vencimiento 20 de mayo 2027.
La demanda del mercado superó las expectativas con casi 5.800 órdenes y ofertas por más de US$ 97 millones, confirmando la confianza de los inversores en YPF Luz.
El financiamiento obtenido será destinado, entre otros usos, a la construcción del El Quemado, el séptimo proyecto renovable de la compañía, ubicado en la localidad de Jocolí, en la provincia de Mendoza.
Los bancos y entidades financieras que participaron como colocadores en la emisión fueron: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., Banco Santander Argentina S.A, Banco Supervielle S.A., Macro Securities S.A.U., SBS Trading S.A., Allaria S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco de la Provincia de Buenos Aires,Invertironline S.A.U., Banco BBVA Argentina S.A., Banco Comafi S.A., Banco de la Nación Argentina., TPCG Valores S.A.U., Banco Patagonia S.A., Petrini Valores S.A., Mills Capital Markets S.A., PP Inversiones S.A.
Autoridades de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería de la provincia de Santa Cruz, continúan llevando adelante inspecciones en los distintos sectores productivos vinculados a la minería e hidrocarburos.
De esta manera, y liderados por el responsable de la Secretaría de Estado, Gastón Farías, el equipo de inspectores se encuentra fiscalizando las pruebas de hermeticidad de los pozos inyectores perteneciente a la operadora petrolera CGC en Cuenca Austral, entre ellos Campo Indio, Agua Fresca, Puesto Piter y María Inés.
Al igual que la inspección realizada días atrás en El Mosquito, la inspección del día de hoy se enmarca en la normativa vigente, con el objetivo establecer la metodología de diseño y los procedimientos de control operativo para el servicio de pozos inyectores de agua, tanto en aquellos en actividad como en los inyectores inactivos, incluyendo los pozos sumideros o disposal.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, anunció el compromiso de la Provincia de “bajar cuatro puntos de regalías al hidrocarburo no convencional” y solicitó, en contraparte, que el Gobierno Nacional “haga lo propio con los derechos de exportación al convencional”. En el marco de su presentación en el 42° Congreso Anual del Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF), que se realizó este martes en la ciudad de Buenos Aires, el mandatario instó a “ponernos de acuerdo, terminar con las falsas dicotomías y hacer patria juntos para sacar a este país adelante”.
El titular del Ejecutivo chubutense compartió con sus pares de Entre Ríos, Rogelio Frigerio, y de Córdoba, Martín Llaryora, el panel titulado “Argentina: una mirada desde el centro de nuestro país”. En una extensa disertación, el gobernador dedicó un tramo de su mensaje al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, también presente en la jornada, y transmitió que “en Chubut tenemos una posibilidad única de exportar muchísimo más de lo que se está exportando y de una manera muy sencilla”.
En ese contexto, Torres anticipó “una baja considerable de lo que representa un tercio de los ingresos de la provincia” y pidió a Nación que “se comprometa a bajar cuatro puntos de derecho de exportación al convencional. De esa manera vamos a poder exportar más y vamos a poder generar más trabajo porque, en definitiva, lo que Argentina necesita en este momento son dólares”, precisó.
“No puede ser que no podamos ponernos de acuerdo, hagamos patria juntos”, pidió el mandatario ante autoridades nacionales, empresarios y economistas de todo el país, y llamó a toda la dirigencia a “dejar de discutir pavadas por redes sociales, a despojarse de mezquindades, del alcahueterismo, de soberbia y sentarse a laburar en cosas concretas porque, en definitiva, las fuerzas que van a sacar adelante a la Argentina son las fuerzas de la producción, del trabajo y de la industria”.
Para garantizar el funcionamiento del oleoducto Vaca Muerta Sur, las obras en marcha también requieren de una fuerte inversión eléctrica para energizar las estaciones de bombeo en Allen y Chelforó, lo cual permitirá que el petróleo llegue a la costa.
El proyecto eléctrico contempla la construcción de dos nuevas Estaciones Transformadoras (ET) en 132/6,9 kV: una en Allen (ET Oleoducto Sur) y otra en Chelforó. Cuando estén listas, ambas serán operadas por la empresa estatal Transcomahue, desde donde hoy se hace un seguimiento integral hasta el momento de su construcción.
Cada estación estará equipada con dos transformadores de 15 MVA, campos de línea, barra principal y barra de transferencia. Estas instalaciones serán esenciales para alimentar con energía las estaciones de bombeo del ducto que unirá Vaca Muerta con la terminal de exportación en Punta Colorada.
Conexión con la red de alta tensión
Las estaciones se vincularán al Sistema de Transporte por Distribución Troncal de la Región Comahue, bajo jurisdicción de Transcomahue. Para ello se realizarán aperturas de líneas de alta tensión existentes: en Allen se intervendrá la LAT Cinco Saltos–TermoRoca y en Chelforó, la LAT Luis Beltrán–Villa Regina. Además, se reemplazará el cable de acero convencional por cable de guardia con fibra óptica (OPGW) en un tramo de 8 km para mejorar las comunicaciones y la protección del sistema.
Transcomahue es responsable de la supervisión técnica integral del proyecto, desde la ingeniería de detalle hasta la puesta en marcha. Esto incluye la revisión de diseños, ensayos preoperacionales y el control de calidad en fábrica (FAT) de transformadores, tableros y equipos electromecánicos. La empresa también tendrá a su cargo la verificación de protecciones, medición y comunicaciones en las estaciones Cinco Saltos, TermoRoca, Villa Regina y Luis Beltrán.
Actualmente el proyecto se encuentra en etapa de definición técnica y selección de equipamiento. La adquisición de componentes críticos, como transformadores de potencia, demanda tiempos extensos: al menos 12 meses desde la orden de compra. Por ello, la planificación anticipada es fundamental para cumplir con los plazos previstos de energización del oleoducto.
Estas obras eléctricas son imprescindibles para que el petróleo no convencional de Vaca Muerta fluya hacia la costa atlántica. El rol de Transcomahue, como transportista estatal de energía en Río Negro, será clave para asegurar una operación eficiente, segura y sostenible del sistema que acompañará al mayor desarrollo hidrocarburífero del país.
La Argentina se encuentra en un momento clave para convertirse en uno de los actores estratégicos a fin de acompañar el proceso de transición energética a nivel global, gracias a su abundancia de recursos naturales como el gas, el sol, el viento y la biomasa. Sin embargo, el desafío no está solo en el potencial, sino en la capacidad de convertirlo en desarrollo sostenible. En este proceso, la infraestructura energética juega un papel fundamental porque requiere modernización para estar a la altura del crecimiento de la demanda interna y de los planes de crecimiento para impulsar el desarrollo del país.
Las redes de transmisión y distribución presentan cuellos de botella que limitan la expansión y resulta necesario avanzar en la automatización, digitalización y almacenamiento para aprovechar al máximo las energías renovables. En el Día de la Luz, Nicolás Bin, Country Business Head Siemens Smart Infrastructure de Argentina y Uruguay de Siemens, dialogó con EconoJournal sobre conocer cuáles son las tecnologías en las que se encuentra trabajando la compañía para hacer más eficientes, flexibles y resilientes a las redes y mejorar el sistema eléctrico del país.
Bin explicó que a través de soluciones como Electrification X y sistemas de gestión de datos como Gridscale X, Siemens tiene como meta impulsar la transformación del sistema eléctrico con tecnologías que permiten anticipar fallas, reducir pérdidas, optimizar recursos y brindar un mejor servicio. A su vez, estas soluciones, además de modernizar la infraestructura del sistema eléctrico, abren la puerta a una energía más accesible y asequible para todos los sectores de la sociedad.
—¿Cómo evalúa el estado actual del sector energético en la Argentina?
–El país cuenta con un potencial excepcional en cuanto a los recursos necesarios para soportar la transición energética, especialmente, gas natural, solar, eólica, hidroeléctrica y biomasa. Vemos un escenario donde las compañías locales están tomando un rol protagónico en el desarrollo del negocio energético, lo cual es clave para consolidar una industria robusta y con proyección internacional. El objetivo del autoabastecimiento energético está en vías de resolverse en el corto plazo, y el sector comienza a consolidarse como un pilar estratégico para el desarrollo económico del país, con capacidad de generar divisas y empleo a través de las exportaciones. En este contexto, celebramos los avances en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y el crecimiento de las exportaciones de gas a países vecinos que amplían la escala del mercado de hidrocarburos y reafirman la confianza en las inversiones que se vienen realizando en el sector. En el sector eléctrico, la subasta RenMDI, que involucraba plantas de generación híbridas, y la reciente licitación AlmaGBA, para la instalación de baterías, son hitos importantes en la modernización del sistema y en el uso del almacenamiento para reforzar la capacidad de transporte y mayor integración de energías renovables.
Nicolás Bin, Country Business Head Siemens Smart Infrastructure de Argentina y Uruguay de Siemens
—¿Cuáles considera que son los principales desafíos que enfrenta el país en materia de infraestructura energética?
–La Argentina enfrenta desafíos considerables en materia de infraestructura energética, especialmente en el presente contexto de crecimiento y de grandes proyectos de industrias extractivas. Tanto para abastecer el aumento de la demanda interna como para materializar los proyectos de exportación, el aumento de la producción de energía requiere una expansión significativa de las infraestructuras de transporte. Esto incluye tanto el sistema de transporte de gas y petróleo como la red de transmisión eléctrica que hoy presentan cuellos de botella y limitan el desarrollo de nuevos proyectos. También es prioritario avanzar en la automatización y digitalización de las redes de distribución incorporando tecnologías avanzadas de maniobra, protección, telecontrol y medición inteligente, alineados con estándares internacionales, para mejorar la eficiencia operativa, reducir pérdidas y aumentar la confiabilidad del servicio.
–¿Qué rol puede jugar la tecnología en la mejora del acceso a la energía en el país?
–La tecnología es fundamental para alcanzar los tres objetivos fundamentales del trilema energético: 1) seguridad en el abastecimiento, 2) sostenibilidad y 3) asegurar que la energía sea asequible y accesible para todos los sectores de la población y la economía. A través de la automatización y la digitalización, es posible aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico, reducir pérdidas en la red y optimizar el uso de los recursos tanto en la generación como en el transporte de energía. Esto no sólo mejora la cobertura, sino que también contribuye a reducir los costos, haciendo la energía más accesible para hogares, comercios e industrias. Además, la tecnología habilita la electrificación de procesos productivos que hoy dependen de combustibles fósiles, impulsando una industria más competitiva, eficiente y sostenible.
—En 2024, Siemens presentó Electrification X con el objetivo de transformar la infraestructura de electrificación. ¿En qué consiste esta tecnología? ¿Cómo funciona? ¿Qué beneficios/diferenciales tiene y en qué se aplica?
–Electrification X es el portafolio de soluciones IoT (aplicación práctica de la tecnología de Internet de las Cosas) de Siemens diseñado para acelerar la transformación digital de la infraestructura eléctrica de generadores, transmisoras, distribuidoras y usuarios comerciales e industriales. Basado en servicios en la nube altamente escalables y ofrecido como software como servicio (SaaS), Electrification X es una plataforma abierta e interoperable que permite optimizar el uso de activos, aumentar la confiabilidad de los sistemas, fortalecer la ciberseguridad y mejorar la eficiencia energética, contribuyendo directamente al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad de nuestros clientes. En definitiva, este portafolio habilita una infraestructura energética más inteligente, resiliente, flexible y preparada para los desafíos del futuro.
—¿De qué se trata el Gridscale X Meter Data Management (MDM)? ¿Cómo funciona? ¿Ya hay aplicabilidad en el país?
–Una red con medición avanzada se compone de tres elementos clave: los medidores inteligentes que registran el consumo en intervalos cortos de tiempo; las tecnologías de comunicación, que transmiten esos datos de forma segura y continua; y un sistema de gestión de datos, conocido como MDM (Meter Data Management). El MDM Grid Scale X de Siemens permite almacenar, procesar y analizar los datos de la red eléctrica, facilitando la medición precisa de consumos, la detección de sobrecargas y la identificación de pérdidas técnicas y no técnicas, entre otras funcionalidades. Esto posibilita el mantenimiento preventivo y la resolución de incidentes e interrupciones antes del reporte por parte de los usuarios. En agosto de 2023, EPEC, la distribuidora provincial de Córdoba puso en funcionamiento el primer MDM del país con la tecnología de Siemens, con el cual hoy monitorea y mensura el consumo de 320.000 usuarios, que representan casi el 70% de la energía facturada por la distribuidora. Los beneficios del proyecto fueron de tal magnitud que se convirtió en un caso de éxito a nivel nacional y regional. En la actualidad, estamos trabajando con otras distribuidoras que ya han comenzado a instalar medidores inteligentes y que necesitan un sistema de gestión robusto y de reconocimiento mundial para maximizar el valor de los datos obtenidos a través de la telemedición.
—¿Qué soluciones ofrecen desde Siemens para modernizar el sistema energético nacional?
–La propuesta de Siemens Smart Infrastructure a nivel global consiste en combinar el mundo real con el mundo digital para crear tecnología capaz de transformar la infraestructura eléctrica para cumplir las necesidades de la transición energética. Nuestro portafolio combina hardware y soluciones digitales para integrar energías renovables y hacer las redes eléctricas de transporte y distribución más flexibles y confiables. Como ejemplo de ello, se encuentran nuestras subestaciones 100% digitales, en las cuales se reemplaza el cableado de cobre convencional y las señales analógicas con sensores digitales y comunicaciones de fibra óptica. Estas subestaciones inteligentes pueden ser monitoreadas remotamente y requieren un 30% menos de espacio físico, reducen los costos de mantenimiento y ofrecen una seguridad considerablemente mayor. También ofrecemos gemelos digitales de activos complejos del sistema eléctrico, como son las protecciones eléctricas. Con el SIPROTEC Digital Twin de Siemens es posible realizar simulaciones y ensayos de manera virtual, lo que reduce tiempos de evaluación y elimina la necesidad de contar con un inventario específico de equipos solo para simulaciones o ensayos. Además, existen herramientas de simulación para poder visualizar el comportamiento de la red ante diferentes escenarios dependiendo de distintas condiciones de generación y demanda. Del lado del consumo, buscamos lograr la mayor eficiencia posible. En este sentido la solución digital Building X de Siemens es una plataforma para edificios que ayuda a los clientes a digitalizar, gestionar y optimizar sus consumos a través de una experiencia de usuario sencilla, amigable y sostenible de gran rendimiento.
—¿Cómo contribuye la digitalización a una mayor eficiencia y sostenibilidad en el sector energético?
–La digitalización permite detectar ineficiencias, anticipar fallas, automatizar procesos y tomar decisiones basadas en datos, que redundan en un mejor aprovechamiento de recursos. Uno de los campos con mayor potencial es el monitoreo de activos de la red eléctrica. Hoy la mayoría de los mantenimientos se realizan de forma programada o reactiva, es decir, una vez que ocurre una falla. La digitalización permite migrar hacia un modelo predictivo, gracias al monitoreo remoto y en tiempo real, reduciendo interrupciones del servicio y optimizando inversiones. La solución Asset Management de Siemens, parte del portfolio de Electrification X, ofrece estas capacidades. Por ejemplo, permite a las distribuidoras monitorear miles de transformadores en su red y detectar señales de sobrecarga antes de que se produzca una falla, evitando cortes de servicio. De forma similar, una planta industrial puede utilizar esta solución para supervisar el estado de sus equipos eléctricos, identificar signos de desgaste y planificar su reemplazo durante una parada programada, evitando pérdidas de producción.
—¿Qué expectativas tiene al futuro del mercado energético en la Argentina?
–Tenemos una mirada optimista sobre el futuro del mercado energético en la Argentina. El país cuenta con recursos naturales excepcionales y un ecosistema de empresas locales que están tomando un rol cada vez más protagónico. Si se consolidan condiciones macroeconómicas estables y un marco regulatorio claro, el sector tiene todo para atraer nuevos jugadores, acelerar la transición energética y posicionarse como un motor clave del desarrollo económico. Con el acompañamiento de la tecnología, la digitalización y la colaboración entre tecnólogos y empresas de energía, el mercado energético argentino puede volverse más eficiente y competitivo, y recuperar el liderazgo en el escenario regional.
Por primera vez en más de dos décadas, la Argentina ha completado una Revisión Quinquenal Tarifaria por el servicio de gas natural. Esto es una señal institucional clave: volvemos a tener un marco regulatorio estable, con reglas claras que guiarán el accionar de transportistas y distribuidoras entre 2025 y 2030.
El nuevo esquema incluye tanto las tarifas autorizadas como las obligaciones de inversión. En conjunto, los planes presentados ante la Secretaría de Energía, superan los US$ 1.200 millones, incorporados dentro del valor que pagamos los usuarios a través de la tarifa.
A partir de esa base normativa, se abre una oportunidad estratégica: construir un mercado moderno, eficiente y centrado en el usuario. Hoy más del 80% del costo del gas ya está cubierto por tarifas reales, sin subsidios, salvo para usuarios protegidos (N2 y N3) por una demanda base. Este cambio, gradual pero sostenido, apunta a una mayor transparencia en los precios y una menor dependencia del financiamiento estatal.
Para lograr dicho objetivo, un eje central de la revisión es el compromiso de mejora en la infraestructura y en indicadores técnicos, como sucede con el volumen de gas no contabilizado, que en Argentina se encuentra aún por encima de los estándares internacionales. Alcanzar niveles como el 2,5% de gas no contabilizado requerirá inversiones sostenidas y una gestión más eficiente. Pero también significará una red más confiable, moderna y justa para todos los usuarios.
Impacto
Al mismo tiempo, es importante considerar cómo impactarán estos cambios en los distintos tipos de usuarios. En el caso de los grandes usuarios industriales y comerciales, ya operan en un régimen de mercado libre: pueden elegir a quién comprarle el gas. Estos ajustes en transporte y distribución les impactan, pero una gran porción de su costo (el gas mismo) la obtienen a valores de mercado y mas competitivos que los usuarios cautivos.
Entre tanto, los usuarios cautivos como hogares y pequeños comercios compran todo el producto (gas+transporte+distribución) a su distribuidora. Es de esperar que en un futuro, esto se liberalice, tal como ocurre en países desarrollados. Para ellos, el aumento tarifario ha sido moderado, siguiendo la directiva del Ministerio de Economía de evitar subas abruptas en el marco del plan antiinflacionario. Los ajustes iniciales rondan el 3%, y el resto se distribuirá en cuotas a lo largo de 30 meses.
Juan Bosch, presidente de SAESA
Mirando hacia adelante, un país que busca el crecimiento económico necesita energía disponible, competitiva y segura. Esa energía debe estar sostenida en un sistema donde productores, transportistas, comercializadores y usuarios operen bajo reglas claras, con incentivos alineados y previsibilidad a largo plazo.
La Argentina tiene los recursos, la capacidad técnica y el conocimiento. Lo que estamos empezando a recuperar es el marco institucional necesario para transformar ese potencial en crecimiento real. El desafío ahora es sostener este camino con compromiso, gestión y resultados.
(*) Abogado, especialista en derecho administrativo y energía y presidente de SAESA.
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Argentina alcanzó los 7133 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), bajo el marco de la Ley N°27191, conforme a la información pública en la web de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).
Esta cifra marca un hito relevante para el sector, aunque todavía persiste un claro desafío: elevar la participación de estas fuentes en la cobertura de la demanda, que sigue por debajo de los objetivos establecidos en la ley.
De este modo, las renovables bajo la ley N°27161 aumentaron su capacidad en 463 MW durante los primeros meses del año (el 2024 cerró en 6670 MW operativos), lo que ya representa el 50% del incremento dado en 2024
Actualmente, la capacidad renovable en operación se distribuye de la siguiente manera: 4.343 MW de energía eólica, lo que representa el 60,9% del total, seguido por 1.955 MW de solar fotovoltaica (27,4%), 502 MW de hidroeléctricas menores a 50 MW (7%) y 333 MW de bioenergías (4,7%).
Aunque cabe aclarar que si también se contabiliza a las grandes centrales hidroeléctricas (mayores a 50 MW de potencia), la capacidad renovable en operación en el MEM asciende a 17968 MW.
El protagonismo del segmento eólico es innegable y se ve potenciado por la fuerte participación del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), que ya explica el 45% de la capacidad eólica y el 39% de la solar, que abastecen a grandes usuarios del sistema.
El MATER se consolida como uno de los principales impulsores del crecimiento renovable en Argentina, facilitando contratos entre generadores y grandes consumidores, lo que agilizó la incorporación de nueva potencia a pesar de los cuellos de botella en materia de transmisión.
De todos modos, el crecimiento se vería ralentizado en los próximos meses hasta la puesta en marcha de proyectos adjudicados en las últimas convocatorias del MATER y la pasada licitación RenMDI.
¿Por qué? Sólo se espera que, hasta junio del corriente año, se incorporen al sistema 5 MW eólicos y 30 MW fotovoltaicos adicionales, de acuerdo con los últimos informes de CAMMESA.
Participación en la cobertura de la demanda: un desafío pendiente
A pesar de estos avances, la participación de las energías renovables en la cobertura de la demanda eléctrica continúa por debajo de las metas establecidas por la Ley N°27191. El promedio de todo el 2024 fue de 16,3%, al igual que en los primeros tres meses del presente año, lejos del 20% que la normativa exige alcanzar antes del 31 de diciembre de 2025.
Los datos mensuales muestran un comportamiento variable, con registros de 15,9% en enero, 15,5% en febrero y un repunte a 17,6% en marzo. Por lo que a poco menos de un año del plazo final, crece la presión para acelerar la puesta en marcha de proyectos y facilitar los procesos de financiamiento e infraestructura.
Lograr la meta no solo depende de sumar nuevos megavatios, sino de garantizar que esa capacidad se traduzca efectivamente en generación para cubrir la creciente demanda eléctrica nacional.
Empresas de servicios petroleros del Golfo San Jorge están advirtiendo que personal de compañías petroleras, respaldados por representantes del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut, están incentivando a que empleados de esas empresas contratistas acepten una compensación económica superior a la que les correspondería por una indemnización por despido, a fin de presentar el telegrama de renuncia a sus empleadores.
Distintas fuentes consultadas por Econojournal, con conocimiento de esta práctica, explicaron que en las últimas semanas se están registrando conversaciones informales en los yacimientos con trabajadores de las contratistas para realizar propuestas de retiros laborales, pero sin conocimiento del empleador.
Esto se debe a que las petroleras están reduciendo la actividad en el Golfo, pero las empresas de servicios no se adecúan a ese nuevo escenario y en los hechos suelen ser las petroleras las que se tienen que hacer cargo del costo que demandan esos puestos de trabajo.
Desde las empresas de servicios advierten que se está generando una situación en la cual las urgencias por dotar de una mejora de competitividad a los campos maduros genera un riesgo de descomposición que erosiona el entramado productivo.
Las fuentes señalaron que la oferta que pretende ser presentada como un retiro voluntario es sustancialmente mejor a un despido sin causa, por lo cual una vez aceptada la propuesta y efectivizado el depósito del dinero prometido, el trabajador envía el telegrama de renuncia a la empresa contratista empleadora.
Más allá de la práctica denunciada para reducir las plantillas laborales y ajustar los costos de producción, las empresas de servicios se ven perjudicadas por una negociación de la que no forman parte en ninguna instancia. Esto les provoca, en muchos casos, la desvinculación de recursos humanos de alta capacitación en una diversa gama de tareas específicas, en los cuales invirtieron años y dinero para su formación. De hecho, lo que suele ocurrir es que quienes aceptar ese acuerdo es el personal que tiene un mejor desempeño y que sabe que puede conseguir trabajo en otro lado.
El perjuicio para las contratistas
Las empresas de servicios denuncian que ese tipo de acuerdos fuera de los marcos laborales puede resultar doblemente dañoso para las empresas de servicios. Es que al no haber una coordinación entre las necesidades de la petrolera y las posibilidades de una reestructuración de su contratista, se afecta la capacidad de cumplir sus funciones con la eficiencia y la seguridad que se le exige a una prestación petrolera.
Como ejemplo se cita en el sector que la renuncia de un operador también afecta a su eventual auxiliar, quien no puede hacerse cargo de tareas específicas para las cuales no está capacitado ni habilitado, por lo cual el impacto de la pérdida de la fuerza laboral se multiplica porque no hay posibilidad de reconversión inmediata. Todo esto con el aval de sindicalistas que en los hechos no solo representan a los trabajadores sino que también vienen cumpliendo un rol empresario en el sector.
Uno de los actores perjudicados por esta situación explicó que si bien hay que aceptar la realidad productiva de que la Cuenca del Golfo no está en condiciones de mantener los puestos de trabajo que tuvo o tiene, porque los costos no se pueden afrontar por el nivel de producción de los pozos, es necesario trabajar de manera inteligente.
Esto significa, para esa fuente, discutir de qué manera hacer más eficiente los activos de los campos maduros sin afectar de manera significativa la capacidad de contratación y de prestación de servicios de cada empresa que demandó años de desarrollo. Un desafío a tomar, más allá de que cualquier reducción de plantillas tiene un efecto social y económico en una región de estrecha dependencia de la industria.
Esta situación se advierte en un marco en el que varias empresas de servicios especiales cerraron en lo que va del año sus bases de operaciones en Chubut y Santa Cruz, tal como viene consignando Econojurnal. El riesgo de que la reconversión forzosa de la cuenca del Golfo por la salida de grandes petroleras devenga en una proceso de descomposición productiva y tecnológica preocupa a referentes públicos y privados.
Risen Energy, empresa reconocida por su liderazgo global en la fabricación de módulos solares, ha ampliado su portafolio con soluciones de almacenamiento energético, anticipándose a un entorno regulatorio que exige nuevas capacidades técnicas y operativas para el despliegue de proyectos de energías renovables.
Durante una entrevista en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen, compartió las perspectivas de la compañía. “Estamos viviendo un momento interesante en la empresa… Risen pasó de ser un fabricante de módulos a ser un fabricante de módulos y un fabricante de sistemas de almacenamiento”, introdujo.
Según Victoria Sandoval, se percibe una tendencia regional hacia la incorporación de almacenamiento ante las limitaciones de las redes eléctricas. “Un poco el modelo parecido a lo que está sucediendo en Chile lo vamos a empezar a ver en otros sitios. Había muchísimo potencial para instalar capacidades, de repente hubo un freno porque se dieron cuenta que las redes tienen un límite y ahora todo el mundo va a empezar a requerir baterías”, afirmó.
En esa línea, mencionó que en países como Brasil también se vivieron momentos de curtailment, y cambios regulatorios recientes como la eliminación de exenciones impositivas están generando nuevos retos. Mientras tanto, otros mercados como República Dominicana se perfilan como claves en esta etapa de acelerar la transición con soluciones híbridas. “Ahorita estamos viendo en República Dominicana uno de los mercados punteros en lo que estamos haciendo nosotros, que es este mercado dual de baterías y módulo”, indicó.
En México, Sandoval destacó que las nuevas disposiciones regulatorias comienzan a establecer requerimientos explícitos de respaldo con baterías para obtener permisos de instalación de proyectos. “A partir de la nueva regulación, todos los sistemas que quieran obtener un permiso van a necesitar tener forzosamente una capacidad de baterías de respaldo. Se habla de un 30% y todavía estamos indecisos si es a dos o cuatro horas, pero ya definitivamente es un requerimiento”, señaló.
En respuesta a esta tendencia, Risen ha estructurado oficinas de apoyo técnico especializado en almacenamiento. “Tenemos equipo técnico de respaldo en tres países, sobre todo para baterías porque es mucho más complejo de lo que nosotros hacíamos en paneles. Tienes que tener un equipo de respaldo para diseño, comisionamiento y construcción de proyectos. Tenemos uno basado en China, uno en Estados Unidos y uno en España”, detalló Sandoval. Esta estructura multinacional permite atender proyectos con distintas exigencias de interconexión, adaptándose a contextos como la frontera norte de México, donde pueden requerirse estándares compatibles con Estados Unidos.
Además de observar oportunidades con nuevos proyectos PV+BESS, el sector en México permanece atento a las licitaciones que la CFE prevé lanzar este año bajo el Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030. Entre los proyectos destacados se encuentran Puerto Peñasco III (300 MW) y Puerto Peñasco IV (280 MW), ambos con convocatorias previstas para agosto y adjudicación en diciembre de este 2025.
Al respecto, Sandoval expresó su expectativa de que la próxima vez que la industria se reúna en FES México haya avances concretos. “Tirando la moneda del deseo, me gustaría que nuestra próxima reunión en México estemos hablando de ya la conclusión del proyecto de Puerto Peñasco y el desarrollo de nuevos proyectos por parte de CFE, porque CFE está pasando por un momento de reestructuración interna bien interesante y yo creo que no hemos visto todo lo que se va a hacer”, afirmó.
En cuanto a la oferta tecnológica, la ejecutiva subrayó que Risen se encuentra liderando en eficiencia respecto a la competencia. “Nos saltamos un paso. Si vemos el desarrollo de la tecnología en escalones, nosotros nos saltamos un paso que es el escalón donde están todos actualmente, que es en el TOPCon, y estamos ya en el siguiente nivel que es tecnología HJT, que es un poco más eficiente”, explicó.
Con esta decisión estratégica de invertir en tecnología HJT, la empresa se desmarcó del enfoque generalizado hacia soluciones TOPCon. Esta elección le permite hoy ofrecer productos de alto rendimiento, como paneles de hasta 730 W, con mejor coeficiente de temperatura y bifacialidad del 90%.
Este desarrollo en paneles solares es complementado por la incorporación decidida al sector de almacenamiento, tras la adquisición de la firma SYL, rebautizada como Risen Storage. Con ello, la compañía suma una capacidad instalada de producción de baterías de 15 GWh anuales, con más de 3,5 GWh ya conectados a la red, lo que la posiciona como un jugador con experiencia concreta en integración de Battery Energy Storage Systems (BESS).
Para los puertorriqueños, ser boricua significa vivir la vida con pasión y resiliencia, un espíritu severamente probado después de los impactos devastadores de los huracanes Irma y María en 2017.
Los huracanes destruyeron la red eléctrica de Puerto Rico y provocaron el apagón más prolongado en la historia de Estados Unidos. También vinieron meses de escasez de agua y las tormentas dejaron sin funcionamiento un número significativo de plantas de tratamiento de aguas residuales de la isla, lo que provocó que las aguas residuales contaminaran los cuerpos de agua.
Los desafíos continuaron, ya que una serie de terremotos azotaron la isla en los años siguientes.
Se necesitaron esfuerzos conjuntos e incansables para que la isla volviera a funcionar. Ingeniería, adquisiciones, consultoría y construcción global de Black & Veatch y Bird Electric, una compañía de Black & Veatch, y un proveedor de servicios de construcción eléctrica de ejecución propia, tienen una conexión profunda con Puerto Rico que se remonta a más de 50 años y respondieron a la crisis.
Encendiendo de Nuevo las Luces
Helicópteros, grúas todo terreno Mantis, excavadoras y mucho más fueron parte de la rápida respuesta para restablecer el suministro eléctrico a aproximadamente 600,000 hogares puertorriqueños en las zonas más afectadas. Bird Electric se asoció con el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de EE. UU. para restaurar las líneas eléctricas de transmisión, subtransmisión y distribución, movilizando a alrededor de 500 linieros y 75 profesionales de poda de árboles, además de 100 profesionales de evaluación de daños.
Después de enormes esfuerzos para reconstruir, según lo programado, cerca de 10 millas de línea de transmisión de 240 kV, 20 millas de línea de transmisión de 115 kV y 65 millas de línea de subtransmisión de 34,5 kV, al equipo de Bird Electric se le adjudicó la Moneda de Excelencia del Comandante.
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Black & Veatch implementando un sistema de generación de energía solar y restaurando la energía en la escuela SU Manuel Ortiz en el distrito de Yabucoa en 2018.
Dando Forma a un Futuro Sustentable
Tras el desastre, Black & Veatch continúa creciendo y hasta la fecha ha completado más de 80 proyectos especializados para agencias del gobierno de Puerto Rico, compañías de energía y servicios públicos, el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los EE. UU., así como otros clientes industriales privados.
La compañía forjó una sólida reputación en un trabajo que comenzó hace más de dos décadas en 2004, enfocado en mejorar la confiabilidad de los sistemas de agua y aguas residuales de la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados de Puerto Rico.
Tras una pausa en 2017 y una reactivación en 2019, Black & Veatch continúa hoy brindando servicios de gestión de programas para el Programa de Mejoras de Capital de PRASA. Desde el primer túnel de agua de PRASA que casi duplicará la capacidad del embalse de Toa Vaca hasta proyectos de tratamiento de aguas residuales que ayudarán a proteger dos bahías bioluminiscentes, el programa consta de 71 proyectos individuales a través de los cuales el equipo de Black & Veatch está restaurando valor sostenible a los sistemas de infraestructura de Puerto Rico.
Confiabilidad y Rendimiento
Esta reputación de mejorar la confiabilidad y el rendimiento de los activos abrió oportunidades para que la empresa mejore aún más la red y la infraestructura de generación de energía de Puerto Rico. La empresa trabajó en proyectos de energía renovable e hidroeléctrica, así como en un proyecto de planificación integrada de recursos para ofrecer resultados de mayor valor al optimizar el rendimiento de una cartera de activos de agua o energía.
Como resultado, la reputación y la influencia de Black & Veatch, junto con la de Bird Electric, en la configuración, construcción y mantenimiento del futuro de la infraestructura sustentable en Puerto Rico continúa floreciendo. Su oficina en Guaynabo ahora emplea a 36 profesionales y continúa reclutando nuevos talentos para también cumplir su propósito de Building a World of Difference®. Con las cifras del turismo recuperándose y señales económicas positivas emergiendo en toda la base manufacturera de Puerto Rico, la inversión en la infraestructura crítica de la isla sigue siendo positiva y el espíritu boricua perdura.
El directorio de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) de Chile sostuvo un encuentro clave con el Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), en el que se abordaron medidas inmediatas y de largo plazo para fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico chileno, tras el blackout que ocurrió el 25 de febrero y que afectó a gran parte del país.
“La reunión fue muy importante porque los clientes eléctricos fueron los principales afectados por este blackout”, manifestó Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR, en diálogo con Energía Estratégica.
Según el ejecutivo, el costo económico de la falla se estima entre USD 400 y 500 millones, lo que pone en evidencia la necesidad de acciones concretas y, por tanto, resulta relevante entender el diagnóstico realizado por el CEN y de qué manera se está avanzando.
Entre las iniciativas de corto plazo, Bustos destaca la actualización del plan de recuperación del servicio, que ya cuenta con un calendario de implementación. Además, se evalúa el funcionamiento de los esquemas automáticos de generación y carga que, durante la falla, no lograron evitar la propagación del apagón.
Otra preocupación relevante es el monitoreo de los recursos distribuidos, particularmente de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), a fin de “evitar que la desconexión de estos recursos ante una falla propague aún más el efecto en el sistema”.
En cuanto a las medidas de mediano y largo plazo, Bustos explicó que en la instancia se conversó sobre el fortalecimiento de la verificación de las instalaciones críticas: “Discutimos la necesidad de realizar auditorías técnicas que acrediten que las centrales e infraestructuras cumplan con los estándares que necesita el sistema”.
Asimismo, remarcó la necesidad de fortalecer la capacitación y certificación de operarios y despachadores, en un escenario donde cada vez hay más actores en el sistema eléctrico, a fin de garantizar una operación segura y eficiente.
A pesar del tiempo transcurrido desde la falla, el Coordinador Eléctrico Nacional aún recolecta información de los agentes coordinados. Además del informe oficial, se esperan los diagnósticos de entidades externas como Electric Power Research Institute (EPRI) y un grupo de académicos de universidades chilenas.
En paralelo, están en discusión una serie de normativas clave vinculadas a la seguridad y calidad de servicios y a la conexión de medios de generación en el sistema de distribución.
“Será fundamental que estos análisis alimenten la actualización de estas normas, permitiendo que las nuevas inversiones en generación y almacenamiento eleven los estándares de seguridad del sistema”, sostiene Bustos.
Por otro lado, ACENOR expresó su preocupación por los costos que enfrentan los clientes libres en Chile. “Pagamos cerca de USD 3 millones anuales en planes de recuperación del servicio, además de entre USD 600 y 700 millones en infraestructura de transmisión”, revela Bustos.
“Ello involucra el contrato de energía que cada cliente libre firma, el pago por capacidad para que haya suficiencia, el pago de la infraestructura de transmisión, cargos sistémicos, servicios complementarios donde se incluyen los planes de recuperación de servicio, sobrecostos del sistema y una serie de elementos”, detalló el representante de los clientes libres de Chile.
El directivo advierte que, pese a estos desembolsos, el sistema no ha ofrecido el nivel de confiabilidad esperado. Por lo que, ACENOR impulsa una agenda que permita optimizar los costos y poner al usuario en el centro de la transición energética, que aborde tanto las necesidades de la oferta como también aquellas de la demanda y a precios más competitivos.
“Hay que revisar cómo se está pagando la transmisión, los servicios complementarios o incluso el presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional; a la par de rever cómo podemos hacer más eficientes todos los presupuestos y costos”, indicó.
“Por tanto, el consejo principal para futuras autoridades es que hay que poner a los clientes en el centro, con el objetivo de lograr una transición energética justa para todos”, remarcó el director ejecutivo de ACENOR.
La transición energética en Colombia sigue ganando impulso en un contexto global que otorga cada vez mayor relevancia a las energías limpias. De acuerdo con World Energy Council (WEC), en 2023 la inversión mundial en energías renovables superó los 1,7 billones de dólares, representando el 70 % del gasto global en generación eléctrica. En Colombia, este fenómeno se refleja en un aumento significativo en la inversión en energía solar y eólica.
En 2025, el país planea activar 22 nuevos proyectos de energía renovable, lo que sumará 697 megavatios a la capacidad instalada, pasando a ser el 15% de la generación de energía eléctrica de Colombia. Esto fortalecerá la matriz energética nacional y atraerá una inversión privada superior a los 500 millones de dólares, de acuerdo con SER Colombia.
Este crecimiento en la incorporación de energías renovables se debe en gran parte a la caída de los costos de tecnologías como la solar fotovoltaica y la eólica, que han permitido a las empresas del sector ofrecer soluciones más competitivas. Asimismo, el sector ha sido dinamizado por la aparición de nuevos modelos de negocio, impulsados en su mayoría por jóvenes emprendedores colombianos, que están innovando en áreas como la comercialización, financiación, soluciones y el acceso a la energía.
La flexibilización del sistema energético, promovida por la generación distribuida (producción de energía eléctrica a través de pequeñas fuentes de generación cercanas a los puntos de consumo), ha permitido mejorar la resiliencia ante posibles crisis, lo cual es crucial para el futuro energético del país.
A la par de estos avances, los consumidores colombianos también están tomando un rol activo. Cada vez más hogares se suman a modelos de autoconsumo y se integran en comunidades energéticas, lo que les permite generar y consumir su propia energía de manera más eficiente y respetuosa con el medio ambiente. Además, los contratos de energía verde ganan terreno, ofreciendo alternativas más sostenibles y responsables para los usuarios.
Sin embargo, los desafíos persisten. La volatilidad de los mercados energéticos, exacerbada por las tensiones políticas y geopolíticas internacionales, sigue siendo una de las principales preocupaciones para los líderes del sector. Frente a este panorama, es necesario fortalecer la planificación, reducir la incertidumbre regulatoria, diversificar las fuentes de energía y continuar invirtiendo en infraestructura para optimizar la transmisión y distribución de la electricidad. La cooperación internacional será crucial en este proceso, ya que es esencial unir esfuerzos entre el sector público, privado y la sociedad civil para alcanzar los objetivos de sostenibilidad y garantizar un acceso equitativo a la energía.
En este marco de transformación y dinamismo, Barranquilla se convertirá en el centro de discusión sobre el futuro energético de América Latina. Del 21 al 23 de mayo de 2025, la ciudad será sede del 8° Encuentro y Feria Renovables Latam, un evento de gran relevancia para los actores del sector energético en la región.
Más de 100 empresas estarán presentes, junto con expertos internacionales, líderes empresariales, funcionarios gubernamentales, y académicos, quienes se reunirán para abordar las tendencias y las oportunidades en energías renovables. Los asistentes tendrán la oportunidad de explorar las últimas innovaciones tecnológicas, participar en ruedas de negocios para fomentar la inversión y conocer los avances en energías limpias, movilidad eléctrica, hidrógeno verde, entre otros.
Este evento, uno de los más importantes en la región, reunirá a más de 4.000 personas, quienes podrán participar en conferencias, paneles y sesiones técnicas sobre temas clave como la evolución de los mercados energéticos, la transformación de la industria y el impacto de las tecnologías emergentes. Además, la muestra comercial crecerá significativamente, ofreciendo una visión más completa de las soluciones que está implementando la industria de las energías renovables.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, asistirá al evento y será ponente en el Diálogo ministerial: ¿Hacia dónde vamos y qué nos espera?
Una de las asignaturas pendientes que tiene el Gobierno nacional en torno a la normalización de los precios energéticos se vincula con la demora en la actualización del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL). “Pese a que la baja en el barril del crudo era el momento para recomponer el ICL, hubo una decisión política de privilegiar la contención de la inflación. Ahora bien, el atraso con este tributo representa la mitad de los subsidios al sector energético”, advirtió el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo durante su participación en el quinto episodio de la segunda temporada de Dínamo – Charlas de Energía.
En concreto, detalló Arceo, por no actualizar el ICL se dejaron de recaudar US$ 2.400 millones durante el año pasado y se perdieron US$ 600 millones de recaudación en el primer trimestre de 2025. “Estamos hablando de entre un 40% y un 50% de lo que será la totalidad de lossubsidios a la energía durante el año”, proyectó.
“No se trata meramente de aumentar el gravamen, sino de cumplir con la ley y mantenerlo en valores constantes. En ese sentido, si había una oportunidad para avanzar con eso, era ahora”, señaló el economista jefe de Empiria Consultores, Nicolás Gadano, refiriéndose tácitamente al vigente escenario internacional, signado por la caída en el precio internacional del barril de petróleo.
Según sus precisiones, todavía hace falta ajustar en más de un 90% el ICL. “Este tributo está recaudando un 0,6% del Producto Bruto Interno (PBI) y debería recaudar un 1%”, cuantificó.
Nicolás Gadano, economista jefe de Empiria Consultores
Para poner las cosas en perspectiva, intervino el ex secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, siguiendo lo que indica la ley hoy el ICL tendría que significar aproximadamente 400 pesos por litro. “Debe considerarse que cuando terminó el Gobierno de Alberto Fernández, ese valor era de $ 50 por litro. Este Gobierno lo llevó a $ 250. Obviamente aún falta, pero no se puede negar que hubo una fuerte recomposición”, reivindicó.
Justo este mes, prosiguió, el equipo de Economía del Gobierno redujo un 4% el costo de los combustibles, priorizando que la inflación sea la más baja posible tras la salida del cepo cambiario. “Es totalmente comprensible que se haya optado por no subir el ICL”, explicó.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía de la Nación
Macumba económica
Que una medida sea fruto de una decisión política, acotó Lopetegui, no necesariamente la desacredita, en especial porque todo el mundo seguía de cerca cómo reaccionaría la economía post-liberación cambiaria. “Resignar un aumento de $20 por litro de nafta está dentro de las herramientas que tenía el Gobierno para actuar. Cuando le preguntaron al economista (Adolfo) Canitrot cuál era el plan de estabilización ideal, respondió que había que usar políticas ortodoxas, heterodoxas, fiscales, de ingresos, salariales… y macumba”, bromeó.
Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía
Señal política
Desde lo macroeconómico, contestó Gadano, siempre habrá buenos argumentos para justificar esta clase de decisiones. “No obstante, me gustaría transmitir que YPF y la política de precios en el sistema energético competitivo no deberían ser herramientas del Ministerio de Economía para atender las necesidades del mes. La ley dice que el ICL se ajusta trimestralmente por la inflación, más allá de si a las autoridades les conviene o no”, manifestó.
No se tomó una medida con valor sistémico, a criterio de la directora ejecutiva de EcoGo, Marina Dal Poggetto, para quien lo que en realidad se hizo fue priorizar el escenario electoral. “Comparto con Gustavo (Lopetegui) que la política necesita dar señales. En ese sentido, esta baja de precios ayuda un poco. Me he cansado de ir a programas de televisión en los que el valor de los combustibles era noticia”, sostuvo.
Marina Dal Poggetto, directora de EcoGo
Lo deseable, afirmó Gadano, sería que el Downstream se volviera un mercado realmente competitivo. “Los precios deberían moverse más por la competencia que por la caída en la cotización internacional del barril, mientras que los impuestos tendrían que estar donde los fijan las reglas”, remarcó.
Otros interrogantes
El actual contexto local, tal como especificó Arceo, exhibe la particularidad de que el precio de los combustibles se encuentra bajo en términos históricos. “Medido en moneda constante, el valor en los surtidores se ubica entre un 15% y un 20% (dependiendo de la apreciación del tipo de cambio) por debajo del promedio de la última década. En términos adquisitivos del salario privado registrado, hoy un sueldo compra 1.050 litros, cantidad que está apenas por encima del valor medio de los últimos 15 años”, puntualizó.
En cuanto a los precios regulados, añadió, lo que el Gobierno hizo durante 2024 fue recomponer muy fuertemente el Valor Agregado de Distribución (VAD). “Lo que falta en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) es un salto de entre un 15% y un 17%, que se hará en 30 cuotas. En el mediano plazo se irá a un VAD actualizado por variación de precios. El interrogante es si eso será consistente con el tipo de cambio”, reflexionó.
Si en el futuro las cosas salen bien, apuntó Gadano, más allá del tipo de cambio podría proyectarse que el principal componente tarifario de la energía tenderá a abaratarse. “La gente pagará algo más por la distribución, pero un poco menos por el gas natural y la electricidad”, postuló.
Por lo pronto, expuso Dal Poggetto, con la caída en el precio local del gas se generó la posibilidad de subir las tarifas, bajar los subsidios y mantener el cambio en los precios relativos. “Esa es, en definitiva, la condición necesaria para que esto funcione sin que vuele todo por los aires”, enfatizó.
Para conocer de qué manera continuó el intercambio de ideas, pueden visitar el siguiente link.
Phoenix Global Resoucers, subsidiaria de Mercuria Energy Trading en Argentina planea invertir U$S 2.000 MM en los próximos 5 años para sus activos no convencionales en Argentina.
La compañía especializada en exploración y producción de petróleo y gas no convencional en Argentina, informó que la adquisición de participación de los bloques Mata Mora Norte y Sur y Confluencia Norte y Sur por parte de Geopark quedó legalmente sin efecto.
El contrato establecía que, si algunas de las condiciones precedentes contractuales no se cumplían en cierto plazo, cualquiera de las dos partes podría darlo por terminado. Phoenix Global Resources decidió finalizar el acuerdo y continuará de manera individual en los bloques no convencionales antes mencionados.
Esta situación no afecta la normal ejecución de las actividades en las áreas, que seguirán siendo operadas como hasta ahora por Phoenix Global Resources, se indicó.
Ante este escenario, el plan de inversiones que lleva adelante la compañía, que proyecta totalizar U$S 2.000 MM en los próximos 5 años, y que fuera informado oportunamente a las autoridades, será financiado íntegramente por Phoenix, se indicó.
El plan de inversiones incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 kbbl/d, que se pondrá en marcha en mayo de 2026.
La construcción de la planta, que fue adjudicada a una empresa neuquina, y se está llevando a cabo en el yacimiento Mata Mora Norte, atenderá el hub no convencional de la compañía y contará con más de 200 trabajadores directos e indirectos.
Phoenix lleva invertidos más de U$S 750 MM en Vaca Muerta en sus activos no convencionales. Mata Mora Norte, su yacimiento insignia, proyecta un plateau de 40.000 bbl/d y con Confluencia Norte y Sur, las áreas recientemente puestas en producción en Río Negro a través del primer proyecto exploratorio de Vaca Muerta en la provincia, la compañía proyecta 70.000 bbl/d, con un inventario de 500 pozos por desarrollar, se describió.
Desde el inicio de sus operaciones en Vaca Muerta, el programa de inversiones desarrollado por Phoenix ha sido financiado íntegramente por la compañía a través del respaldo de su principal accionista, la compañía suiza Mercuria Energy Trading, uno de los cinco traders de commodities más grandes del mundo.
La compañía suiza, que es la principal accionista con más del 90 % de participación y constituye el principal respaldo financiero de Phoenix, seguirá invirtiendo en Argentina y deposita su confianza en las provincias en las que opera redoblando la apuesta en sus activos en Vaca Muerta, se indicó.
La empresa argentina Pampa Energía, tercera productora de gas de la cuenca neuquina, anunció una inversión de 1.600 millones de dólares en el yacimiento de Vaca Muerta, destinados al desarrollo de sus activos petroleros no convencionales durante 2025 y 2026.
Según replicó Bloomberg Línea, la inversión será dirigida específicamente al bloque Rincón de Aranda, ubicado en la provincia de Neuquén. Este bloque fue adquirido en 2023 por Pampa Energía tras comprarle el 45% de la participación a Total Austral, marcando un hito estratégico en la expansión de la firma en la región.
“El desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de 800 millones de dólares para 2025 y una cifra similar en 2026, la mayor en un solo proyecto en la historia de Pampa Energía”, afirmó Gustavo Mariani, CEO de la compañía, durante una presentación institucional.
La petrolera argentina tiene como objetivo alcanzar una producción de 20.000 barriles diarios en los próximos meses, con una meta de 45.000 barriles por día para 2027, consolidándose como un actor clave en la explotación de crudo en la cuenca neuquina, una de las formaciones más prometedoras a nivel global.
La energía limpia que subyace en el mar y es extraída mediante plataformas flotantes tiene otras fuentes de abastecimiento que se originan en presiones oceánicas, del corte de como sucede con la eólica gracias a los vientos y con la hidráulica a partir del manejo de los embalses de ríos.
Los científicos alemanes llevan más de 12 años desarrollando un proyecto para generar y almacenar energía con bolas de hormigón de 400 toneladas sumergidas en el mar a una profundidad de hasta 800 metros, que tienen una vida útil cercana a los 60 años.
La energía que se consigue puede abastecer a miles de hogares dada su capacidad de almacenaje, de cerca de 820.000 gigavatios por hora.
Es renovable, limpia y no genera residuos tóxicos ni emisiones contaminantes.
El almacenamiento de energía de larga duración se consigue mediante un proceso basado en energía hidroeléctrica.
La iniciativa es desarrollada desde 2012 por el Instituto Fraunhofer IEE y Pleuger, tiene el financiamiento del gobierno alemán y de privados, y se denomina StEnSea.
El Fraunhofer IEE cree que “las centrales eléctricas de almacenamiento por bombeo son adecuadas para almacenar electricidad durante varias horas o incluso días, pero su potencial de expansión es muy limitado a nivel mundial. Por lo tanto, estamos trasladando su principio funcional al fondo marino, donde las restricciones naturales y ecológicas son mucho menores”.
Es decir, para ellos el fondo de los océanos puede ser una gran oportunidad de sacar partido a una fuente de energía limitada.
9 metros de diámetro
Cada bola de concreto anclada, enfilada y conectada eléctricamente con las otras tiene nueve metros de ancho y, si bien es hueca, en su interior hay una válvula motorizada clave en el proceso.
Los autores del proyecto explicaron que cuando la demanda de electricidad es baja —durante las horas de luz natural en el día—, “las esferas se vacían de agua marina mediante bombas sumergibles diseñadas para almacenar energía potencial”.
Pero cuando la demanda eléctrica es alta —de noche o, incluso, durante apagones masivos—, el agua fluye de vuelta a las esferas.
Las válvulas se convierten en turbinas generadoras de electricidad, de modo que se replica el modelo de almacenamiento por bombeo en un entorno submarino, al aprovechar la presión del océano para almacenar y liberar energía.
Válvula para captar la potencia del agua
En esos momentos de alta demanda, la válvula activa su motor tras captar la potencia del agua, la cual ingresa a presión por un conducto hacia el interior de la esfera, lo que hace que la bomba funcione como turbina para generar electricidad.
Por si fuera poco, el modelo se puede replicar no solo en el mar, sino también en lagos profundos naturales o artificiales; y complementarse con otros sistemas de generación de electricidad, como los parques eólicos.
Los posibles sitios de su despliegue son “frente a las costas de Noruega, Portugal, Brasil, Japón y Estados Unidos“, señalan desde Pleuger.
En este último país, de hecho, las esferas se sumergirán antes de 2026 en las aguas de Long Beach, cerca de Los Ángeles.
Las otras energías que se encuentran en las profundidades marinas son la mareomotriz, la undimotriz y los sistemas de almacenamiento de energía oceánica.
El líder en generación eléctrica en el país apunta a desarrollar la producción de crudo en Rincón de Aranda, con un plan de desembolsos inédito para este año y el próximo. Lo presentó ante sus inversores al informar los resultados de la compañía en el primer trimestre de 2025. Pampa Energía decidió redoblar su apuesta en Vaca Muerta con un ambicioso plan de inversión que apunta al desarrollo masivo de petróleo no convencional. La compañía destinará 1.600 millones de dólares durante los próximos dos años al bloque Rincón de Aranda, con la intención de posicionarse entre los principales productores de […]
Fue en el marco del 42° Congreso Anual del Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF), desarrollado en la ciudad de Buenos Aires. “De esta manera, vamos a poder exportar más y a generar más trabajo”, aseguró el mandatario chubutense. El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, anunció el compromiso de la Provincia de “bajar cuatro puntos de regalías al hidrocarburo no convencional” y solicitó, en contraparte, que el Gobierno Nacional “haga lo propio con los derechos de exportación al convencional”. En la presentación en el 42° Congreso Anual del Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF), que se realizó […]
Los trabajos del sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) marchan a buen ritmo. Las empresas firmarían hoy con la gestión de Weretilneck un aporte económico. La costa rionegrina no solo es el espacio elegido por las tres etapas del plan exportador de GNL sino también para el mega proyecto petrolero que ya está en plena construcción y cuyo acuerdo por el pago de un cánon extraordinario al gobierno rionegrino podría definirse hoy. Se trata de la iniciativa denominada Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que es impulsada por el consorcio integrado por YPF, Pluspetrol, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, […]
Hace un año se concretó una operación de 320 millones de dólares. Pero por contrato si algunas de las condiciones no se cumplían, cualquiera de las dos partes podría darlo por terminado. Phoenix ratifica inversiones. La petrolera Phoenix Global Resources (PGR), cuyos accionistas son José Luis Manzano -Integra Capital- y el fondo suizo Mercuria Energy, se retiró de un acuerdo de asociación en Vaca Muerta con la empresa colombiana GeoPark. La información fue confirmada por GeoPark en un comunicado a sus inversores en Nueva York, Estados Unidos. Las compañías habían alcanzado hace exactamente un año un acuerdo para que Geopark […]
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En un nuevo episodio del programa Infobae Talks, líderes del sector enumeraron el impacto generado por las nuevas tecnologías y cómo fueron aplicadas. Bajo la conducción de Agostina Scioli, y con la presencia de ejecutivos ligados a la tecnología en empresas petroleras, se estrenó un nuevo capítulo. En esta ocasión, el ciclo expuso distintas visiones e hizo hincapié en cómo la innovación genera nuevas alternativas y oportunidades en la industria. Argentina, en Vaca Muerta, tiene uno de los yacimientos energéticos más importantes del mundo y que más dinero genera. Ubicado en el corazón de Neuquén y partes de Mendoza, La […]
Gracias a esta actividad, los pobladores disfrutan de servicios impensados en la zona y ven un futuro lleno de oportunidades. El equipo de Qué pasa Salta viajó hasta Olacapato, un pequeño pueblo de la Puna a 60 km de San Antonio de los Cobres, donde los habitantes compartieron cómo la minería ha transformado su comunidad, trayendo consigo importantes oportunidades laborales y servicios que antes eran impensables en la región. A pesar de estar en un lugar tan remoto, los pobladores afirmaron que, gracias a las empresas mineras, hoy en día cuentan con internet, alojamiento para visitantes, comedores, servicios de salud […]
El presidente de la compañía, Horacio Marín, hizo el anuncio. El nuevo récord tuvo lugar en Loma Campana, el bloque insignia del shale de Argentina. En un nuevo hito para la industria hidrocarburífera, YPF completó con éxito la perforación del pozo horizontal más largo registrado hasta el momento en la Argentina, con una longitud total de 8.376 metros y una rama lateral de 5.114 metros. La operación se llevó a cabo en el bloque Loma Campana, uno de los principales desarrollos no convencionales de Vaca Muerta y la dio a conocer el presidente de la petrolera, Horacio Marín. El logro […]
Los valores en surtidor subieron entre $2 y $3, según lo informado por la petrolera estatal en un comunicado. YPF subió el precio de los combustibles en un 0,2% en naftas y 0,4% en gasoil -entre $2 y $3 en promedio-, en todo el país. A principio de mes, había bajado 4% sus valores en surtidor producto de la caída de los precios internacionales del petróleo, que es el principal costo que tiene la compañía. La actualización de precios se da luego de que ayer la Secretaría de Energía publicara en el Boletín Oficial un incremento del valor de los […]
La brasileña Petrobras anunció que descubrió petróleo de “excelente calidad” en aguas muy profundas de la cuenca marina de Santos, en el océano Atlántico. El gigante energético estatal brasileño Petrobras anunció un nuevo descubrimiento de petróleo en la cuenca presalina de Santos, identificando “petróleo de alta calidad sin contaminantes“. El yacimiento fue descubierto en un pozo exploratorio (3-BRSA-1396D-SPS) del bloque Aram, cuya perforación ya fue culminada y está ubicado a 248 kilómetros de la ciudad de Santos, en el litoral del estado de São Paulo, a una profundidad de 1.952 metros. Este es el segundo hallazgo de crudo de “excelente […]
Siete proyectos mineros ya solicitaron su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Cinco son de producción de litio, uno de oro y uno de cobre. El primero aplicó en octubre del año pasado y el último en abril. Hasta el momento el gobierno no aprobó ninguno. EconoJournal se contactó con la Secretaría de Minera para saber cuál era el motivo de la demora, pero no obtuvo respuesta.
El Congreso Nacional aprobó el RIGI como parte de la Ley de Bases el 27 de junio de 2024 y se publicó en el Boletín Oficial el 8 de julio. El gobierno reglamentó el régimen el 23 de agosto a través del decreto 749/2024 y explicitó los procedimientos para su implementación con la resolución 1074/24 del 22 de octubre. A partir de ese momento las empresas quedaron habilitadas para adherir. A su vez, en noviembre de 2024, se modificó la reglamentación del RIGI mediante el decreto 1028/2024, ampliando su alcance para incluir proyectos de ampliación de iniciativas preexistentes.
El artículo 54 del decreto reglamentario 749/24 establece que “la autoridad de aplicación deberá expedirse respecto de la solicitud de adhesión y el plan de inversión en un plazo máximo de 45 días hábiles”, aunque luego aclara que si la autoridad solicita información complementaria o aclaraciones que resulten indispensables para analizar la viabilidad y factibilidad del proyecto el plazo referido queda en suspenso. Hasta ahora no hubo novedades, pese a que ya pasaron casi 7 meses desde la primera presentación.
El secretario de Minería, Luis Lucero, expuso en marzo en una reunión de la comisión de minería del Congreso.
Proyectos que solicitaron su adhesión
—Galan Lithium Limited presentó su solicitud de adhesión al RIGI en octubre de 2024 para el proyecto de litio Hombre Muerto Oeste que tiene en Catamarca. La inversión estimada es de US$228 millones y el objetivo es producir hasta 20.850 toneladas por año de carbonato de litio equivalente a partir de 2027.
—Posco Argentina S.A., subsidiaria de la coreana Posco Holdings, solicitó el 30 de octubre de 2024 su adhesión al RIGI por el proyecto de litio Sal de Oro, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, en las provincias de Salta y Catamarca. La Etapa I prevé producir aproximadamente 25.000 toneladas de fosfato de litio por año y la Etapa II 23.000 toneladas de carbonato de litio por año. Las inversiones en activos computables en los términos del RIGI superan los US$ 1000 millones.
–Minas Argentinas, subsidiaria de Yamana Gold, fue la primera empresa del sector en solicitar su ingreso al RIGI en noviembre pasado para reactivar la mina de oro Gualcamayo en San Juan con una inversión de US$ 1000 millones.
–-McEwen Copper, del grupo canadiense McEwen Mining, presentó en febrero la solicitud de adhesión al RIGI del megaproyecto de cobre Los Azules. El desarrollo de Los Azules implica una inversión estimada de US$ 2.700 millones, de los cuales US$ 227 millones son los que la minera canadiense presentó bajo el RIGI “para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos preliminares a fin de lograr que el proyecto esté listo para iniciar la construcción”.
—Río Tinto presentó formalmente su solicitud de adhesión al RIGI para su proyecto de litio en el Salar del Rincón, ubicado en la provincia de Salta, en febrero de este año. Este proyecto, denominado Rincón Litio, representa una inversión estimada de US$ 2700 millones y tiene como objetivo alcanzar una producción anual de 60.000 toneladas de carbonato de litio grado batería a partir de 2028. La planta se construirá en dos etapas: una inicial de 3.000 toneladas y una expansión posterior de 57.000 toneladas.
— Ganfeng Lithium presentó también su pedido de adhesión al RIGI para su proyecto de litio Mariana, ubicado en el Salar de Llullaillaco, el cual entró en producción en febrero. La inversión es de US$790 millones en una planta con capacidad para producir 20.000 toneladas anuales de cloruro de litio y de US$190 millones en el parque solar.
—Río Tinto presentó formalmente su solicitud de adhesión al RIGI para el proyecto Sal de Vida en abril de 2025. Este emprendimiento ubicado en el Salar del Hombre Muerto en la provincia de Catamarca, contempla una inversión de US$ 638 millones para desarrollar una planta de producción de litio, con una capacidad inicial estimada de 15.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente.
¿Por qué el gobierno no aprobó ningún proyecto?
No hay una explicación oficial sobre el tema, pero especialistas del sector consultados por EconoJournal coincidieron en remarcar que el sector público no cuenta con los recursos humanos necesarios y con la capacitación suficiente para analizar en poco tiempo este tipo de proyectos mineros con impacto económico, social y ambiental. “Hay varios que no quieren ponerle el gancho a algo que no terminan de entender”, remarcó una de las fuentes consultadas.
De acuerdo a la resolución 828/2024 del 3 de septiembre de 2024 el Comité Evaluador de Proyectos RIGI está integrado por el titular de la Vicejefatura de Gabinete Ejecutiva de la Jefatura de Gabinete de Ministros, el titular de la Secretaría de Planeamiento Estratégico Normativo de la Presidencia de la Nación y los titulares de las Secretarías de Coordinación de Energía y Minería, de Producción y de Infraestructura, de Finanzas, de Hacienda y Legal y Administrativa. Son ellos los que deben resolver.
¿Por qué no se presentaron más adhesiones?
Aplicar al RIGI no es sencillo. Más allá de la exigencia mínima de inversión, los proyectos deben tener un grado significativo de avance técnico y legal. Si bien no se exige explícitamente una “factibilidad bancaria”, un estudio técnico, económico y legal lo suficientemente robusto y detallado como para que un banco lo considere apto para financiar, al menos deben estar en etapa de prefactibilidad avanzada, tener estudios técnicos y ambientales sólidos y una serie de permisos clave aprobados o en curso.
Ejecutivos de algunas empresas mineras también han dejado trascender 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”, aseguró el martes en el Congreso de IAEF Marcelo Álvarez,Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick.
¿Por qué la mayoría de los proyectos que adhirieron son de litio?
La entrada en producción a partir del inicio de un proyecto de litio es más rápida que en un proyecto minero convencional, como los de oro, cobre o hierro. Esto se debe a menores requisitos de infraestructura, una cadena de procesamiento más simple y condiciones geográficas más favorables. A diferencia de los grandes y complejos proyectos metalíferos, la producción de litio en salares no requiere minería a cielo abierto. En su lugar, se utilizan técnicas como la evaporación solar o, en algunos casos más recientes, la extracción directa, que son más modulares, escalables y con menor intervención sobre el terreno. Esta menor necesidad de movimiento de tierras implica también una carga más liviana en cuanto a permisos y un impacto ambiental inicial considerablemente menor.
Más allá de eso, las propias estrategias empresarias también explican algunas demoras en proyectos avanzados de cobre. Por ejemplo,Josemaría es el proyecto de explotación de cobre con mayor grado de desarrollo. Está ubicado en San Juan, sobre la Cordillera de los Andes, a unos 4230 metros sobre el nivel del mar. El grupo canadiense NGEx Resources comenzó en 2002 con la prospección. En 2019 se fusionó con Lundin Mining, quien tomó el control del desarrollo y al año siguiente presentó un estudio de factibilidad que demostró su viabilidad técnica y económica. En 2022 el gobierno provincial le otorgó la Declaración de Impacto Ambiental y la empresa avanzó con las primeras obras de infraestructura.
A mediados de 2024 el gigante australiano BHP se quedó con la mitad de Josemaría como parte de un acuerdo mayor que incluyó el desembarco conjunto en el proyecto Filo del Sol, y en enero de este año BHP y Lundin concretaron la conformación de la empresa conjunta Vicuña Corp., la que avanzará con el desarrollo de los proyectos Josemaría y Filo del Sol. La creación de Vicuña Corp. busca optimizar recursos y potenciar la sinergia entre ambos proyectos, pero en los hechos esa unión demoró la adhesión al RIGI porque ahora la presentación no se va a hacer por Josemaría, presentación que probablemente ya se hubiera hecho, sino por Vicuña, que también incluye a Filo del Sol.
Jack Lundin, presidente y director ejecutivo la minera canadiense Lundin anunció el pasado 4 de mayo que “Filo del Sol ha sido uno de los descubrimientos de yacimientos más significativos de los últimos 30 años”. Algún desprevenido podría creer luego de escuchar ese anuncio que Argentina está liderando la producción de cobre, pero lo cierto es que el país prácticamente no produce ese mineral, más allá de alguna cantidad marginal generada como subproducto de proyectos polimetálicos.
El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile presentó los resultados del informe anual 2024 de monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico. La evaluación reveló una leve mejora en los niveles de concentración y poder de mercado, junto a un avance relevante en la operación acoplada del sistema.
“Observamos una operación más acoplada que en años anteriores, con una creciente participación de las energías renovables en servicios complementarios, especialmente en horario solar”, destacó Paulo Oyanedel, director de la unidad de monitoreo de la competencia del CEN.
Sin embargo, los recortes a las energías renovables también se incrementaron. El recorte horario promedio alcanzó un 20%, concentrándose en su mayoría en rangos entre 0% y 20%. “La principal causa de estos recortes es el exceso de oferta, que superó el 90% en la mayor parte del año”, advirtió el directivo.
Por otro lado, el segmento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) registró cifras históricas en 2024. A diciembre, la potencia instalada alcanzó los 3242 MW, representando el 9,5% de la capacidad del SEN, de los cuales el 83,4% corresponde a energía solar.
Durante el año, la generación PMGD se elevó al 6,75% del total anual, en comparación con el 5,5% de 2023, alcanzando un máximo horario de participación del 26,1% en octubre.
“Además, hay 1283 MW de PMGD declarados en construcción, otros 457 MW en conexión y 115 MW en etapas de pruebas”, complementó Oyanedel.
“El principal incentivo para este segmento es el acceso a un precio estabilizado, desacoplado del mercado, lo que ha fortalecido su participación pese a la ralentización en la instalación de nueva capacidad”, añadió.
En términos económicos, las compensaciones por precio estabilizado crecieron un 55% respecto a 2023, con la tecnología solar como la única con resultados netos positivos. Aunque estas compensaciones benefician al segmento, también representan un costo sistémico que es absorbido por los clientes finales, generando un subsidio indirecto.
El informe también revela problemas persistentes en las licitaciones de transmisión. Durante 2024, se registraron 55 obras paralizadas, sumado a que el valor adjudicado de las obras de ampliación que sí tuvieron ganadores continúa superando los valores referenciales, lo marca una clara tendencia y cambio de paradigma en el sector.
“Esperamos que cambie la tendencia en las licitaciones de expansión del sistema de transmisión, porque al menos 24% de las obras de ampliación quedaron desiertas, mientras que las obras nuevas y adicionales condicionadas resultan adjudicadas”, manifestó el director de la unidad de monitoreo de la competencia del CEN.
Recomendaciones del Coordinador Eléctrico Nacional
De cara a fortalecer la competencia, el Coordinador Eléctrico Nacional propone avanzar hacia un mercado en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad, en el marco del avance que requiere la industria en el actual contexto de transición energética que atraviesa el país.
Transitar hacia subastas vinculantes de energía con doble liquidación.
Aplicar recortes ex post a los PMGD para mejorar la competitividad.
Incorporar a los PMGD en el Sistema de Información en Tiempo Real.
Mejorar el acceso y la calidad de los datos disponibles.
Modificar las licitaciones en cuanto a los requerimientos de corto circuito.
“El desafío es completar los pasos intermedios que permitan consolidar un mercado competitivo, sustentable y con mayor protagonismo de las energías renovables”, concluyó Oyanedel.
CAPEX intensifica su apuesta por las energías limpias y traza una hoja de ruta con más renovables en Argentina. La compañía, con mayor experiencia en el rubro térmico, cuenta con 83,9 MW de capacidad ERNC entre parques operativos y en construcción, pero apunta a equiparar su cartera de proyectos.
“CAPEX tiene un portafolio preparado de proyectos renovables que todavía no se materializan, de manera que tenemos 200 MW en desarrollo, producto de la posible ampliación de los parques solares La Salvación y Agua del Cajón (instalado y en construcción respectivamente) por hasta 100 MW cada uno”, destacó Diego López Cuneo, gerente comercial de CAPEX.
También posee 100 MW eólicos en desarrollo en la zona de Bahía Blanca y 100 MW más en La Rioja, que participaron en la licitación RenMDI. Sumado a que está dando los primeros pasos en conseguir los terrenos en San Juan para desarrollar proyectos.
“Tendremos una matriz que virará más hacia lo renovable que hacia lo térmico. Pero la ampliación de los parques solares depende de la capacidad de transporte disponible en la red”, complementó Maximiliano Amigo, líder comercial de Energía Eléctrica de CAPEX.
Un hito reciente es la asociación con Arcos Dorados, la mayor franquicia de McDonald’s en América Latina y el Caribe. En febrero entró en vigor el mayor contrato PPA de Arcos Dorados en el país, mediante el cual CAPEX suministrará 15.000 MWh anuales de energía solar desde el parque La Salvación por un período de siete años.
Además, la firma CAPEX logró prioridad de despacho para su parque fotovoltaico Agua del Cajón (30 MW) en el pasado llamado del Mercado a Término (MATER), a través del mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir con posibilidad de curtailment hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación.
“Dicho proyecto se ubicará en la provincia de Neuquén, en la zona de Plottier, porque tenemos una central térmica en el mismo lugar con un ciclo combinado de 670 MW; sumado a que la zona tiene un factor de planta prácticamente igual a San Luis”, informó López Cuneo.
El futuro de la red eléctrica, un factor clave
Pese al dinamismo de su portafolio, la expansión de los proyectos renovables está supeditada a la capacidad de transporte de la red eléctrica. Cuello de botella que se mantiene desde hace varios años, pero que se espera se resuelva pronto ante una posible resolución del gobierno que abordará la expansión del sistema de transmisión entre el sector público y privado.
Tal es así que CAPEX se muestra dispuesta a evaluar su participación en proyectos de transmisión, siempre y cuando se otorguen los incentivos adecuados, se garantice prioridad de uso sobre esa infraestructura y se tengan en cuenta los costos asociados correspondientes.
Sin embargo, desde la compañía reconocieron que “un proyecto de 100 MW que deba incluir una línea de transmisión podría elevar considerablemente su costo” y que en algunos casos la expansión por parte de los privados estará supeditada a que se agrupen varios generadores para lograr su viabilidad.
El Ministerio de Economía no realizó los pagos a distribuidoras y subdistribuidoras correspondientes a enero y febrero del Régimen de Zona Fría, el esquema que subsidia hasta el 50% de las facturas de gas natural para usuarios ubicados en áreas de bajas temperaturas. Según pudo confirmar EconoJournal de distintas fuentes privadas, el martes pasado el Palacio de Hacienda recién saldó el 30% que todavía les debía a las empresas por los meses de noviembre y diciembre del año pasado.
Los pagos de enero (que se abonan en marzo) y febrero (en abril) todavía no se realizaron, según destacaron fuentes de una distribuidora de gas. Incluso a fines de mayo el gobierno debería saldar el pago por Zona Fría correspondiente a marzo.
Las subdistribuidoras de gas que operan en localidades pequeñas reclaman por los primeros cuatro meses del año porque, según afirman, ya completaron todos los trámites para que el Palacio de Hacienda habilite los giros. Estimaciones del sector indican que la deuda acumulada sólo del primer bimestre del año por el esquema de Zona Fría sería de alrededor de $ 70.000 millones.
Tanto en distribuidoras como en subdistribuidoras advirtieron que en el sector «hay preocupación porque estamos muy cerca del invierno«, que es cuando las facturas de gas son más grandes porque aumenta el consumo.
La deuda del Ministerio de Economía con todo el segmento incluye a las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Cuyana, Ecogas, Gasnor, Litoral Gas y a más de 40 subdistribuidoras del país.
Fuentes de subdistribuidoras consultadas por EconoJournal afirmaron que “en lo que va del año no se realizaron los pagos porque no alcanza la plata del fondo fiduciario”. Y agregaron que “el año pasado aumentó considerablemente el cargo fijo en las facturas y se redujo el peso del cargo variable. El recargo de 6% para financiar al régimen es sobre el precio del PIST, que recae en el cargo variable. El incremento del peso del cargo fijo en la factura final generó que el fondo fiduciario del régimen de Zona Fría recaude menos”.
EconoJournal accedió a una carta que le envió un grupo de subdistribuidoras asociadas al ISGA (Instituto Subdistribuidores de Gas de la Argentina) a Carlos Casares, interventor del Enargas, donde advierten que la deuda por Zona Fría les genera serios problemas financieros. “En el devenir transcurrido desde su implementación hasta el presente, los subdistribuidores asociados al ISGA hemos experimentado situaciones dispares en la cobranza de dichas deudas, pudiendo afirmar genéricamente que el cobro de parte del Fideicomiso respecto del vencimiento de la fecha factura original de las respectivas liquidaciones de servicios, alcanzó una demora de aproximadamente 45 o más días corridos”, afirma la carta.
Y concluye: “llevamos a su conocimiento que la deuda corriente del Fideicomiso alcanza a cuatro meses, siendo la última percepción cobrada la correspondiente al subsidio del mes de diciembre 2024”.
Régimen desvirtuado
El Régimen de Zona Fría, creado en 2002, abarcaba a 850.000 hogares y se autofinanciaba a partir de un recargo de 4,46% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que pagaban el resto de los usuarios del país. Pero en 2021, el gobierno de Alberto Fernández amplió el régimen a 4 millones de beneficiarios. En los hechos, la mitad de los usuarios del servicio de gas natural del país pasaron a recibir el subsidio.
Los 4 millones de hogares beneficiados obtienen descuentos de 30% sobre la factura final, pudiendo llegar al 50% si son jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes.
La ley 27.637 que habilitó la ampliación fue impulsada por el cristinismo. Para financiar la fuerte incorporación de usuarios al régimen se aumentó el recargo a 5,4%, pero -incluso así- no fue suficiente para que se autofinancie. En abril el gobierno de Javier Milei lo llevó a 6%. Fuentes oficiales estiman que el recargo en las facturas debería aumentar a 10% para que el régimen de Zona Fría se autofinancie.
Lo cierto es que el esquema nunca se pudo financiar solamente con los fondos del recargo y siempre necesitó de aportes del Tesoro. Con la ampliación de 2021, el régimen de Zona Fría quedó totalmente desvirtuado y, como consecuencia, el Estado tuvo que realizar cada vez más aportes para cubrir la diferencia.
Ampliación y aportes del Tesoro
El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, conocido como Fondo Patagónico, fue creado por la ley 25.565, ley de Presupuesto 2002, con la intención de compensar las tarifas de gas natural de la región patagónica y el departamento mendocino de Malargüe. Al año siguiente se sumó la región de la Puna. Además, subsidia la venta de cilindros, garrafas de GLP y gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.
Lo recaudado a través del recargo del 6% sobre el precio del gas va al fondo fiduciario, que –a su vez- cubre los reintegros a las distribuidoras que adquirieron el gas pero aplicaron los descuentos por Zona Fría a sus usuarios.
Subsidios
El esquema alcanzaba a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias, incluyendo a la Patagonia, la Puna y Malargüe. La ley 27.637 de 2021 impulsada por el cristinismo amplió el régimen en 3,1 millones de beneficiarios. De este modo, los subsidios pasaron a abarcar 230 departamentos de 14 provincias.
En rigor, la ampliación desvirtuó el sentido original del Régimen de Zona Fría expresada en la Ley 25.565 para beneficiar a los hogares de la Patagonia. En la actualidad, por ejemplo, un hogar de bajos recursos del Gran Buenos Aires abona el recargo de 6% para financiar el subsidio por Zona Fría que recibe un usuario de altos ingresos de San Luis o del sur de Córdoba y Santa Fe.
Además, según un estudio realizado por la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, la ampliación del régimen de Zona Fría generó un efecto no deseado ya que el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema en 2021, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.
A la izquierda las zonas beneficiadas con la ampliación de 2021. A la derecha los departamentos según el nivel de pobreza.
La petrolera Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con una participación minoritaria de Integra Holding, comunicó este miércoles a última hora que dejó sin efecto el acuerdo alcanzado en mayo de 2024 con Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, para desarrollar en forma conjunta cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por las provincias de Neuquén y Río Negro.
Unas horas antes, hacia el final de la tarde de ayer, Geopark había publicado un comunicado en la misma dirección: “Geopark anuncia hoy (por ayer) que Phoenix Global Resources, contraparte de la transacción mediante la cual Geopark acordó adquirir una participación no operada en cuatro bloques no convencionales en Vaca Muerta, ha decidido rescindir el acuerdo. En consecuencia, Geopark no completará la adquisición”, indicó.
Qué decía el acuerdo
El contrato entre las empresas firmado en mayo de 2024 incluía una cláusula que habilitada a cualquiera de las dos compañías a retirarse del entendimiento si las provincias de Neuquén y Río Negro, en su carácter de autoridad de aplicación de la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta, no avalaban formalmente —en el transcurso de un año— el ingreso de Geopark como accionista de un 45% en los bloques Mata Mora Norte y Mata Mora Sur, que se extienden en el territorio de la primera, y del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en la segunda provincia. Ese plazo expiró esta semana. Río Negro autorizó la operación en sus dos áreas, pero Neuquén nunca homologó el cambio de la composición accionaria en sus dos bloques.
En 2021, Phoenix había obtenido las concesiones de Mata Mora Norte y Mata Mora Sur con una participación del 90%, mientras que el 10% restante había quedado en manos de la petrolera neuquina GYP.
Cuando se firmó el acuerdo, GeoPark se había comprometido a pagar US$ 190 millones por un total de 122.315 acres brutos (58.402 acres netos). Además, la empresa tenía previsto financiar el 100% de los compromisos exploratorios por hasta US$ 113 millones brutos (57 millones de acarreos netos) en un plazo de dos años.
De los US$ 190 millones, Geopark llegó a desembolsar US$ 45 millones que ahora Phoenix deberá devolverle, mientras que de los US$113 millones previstos en inversión en obras Geopark prácticamente no desembolsó nada porque como la aprobación del acuerdo por parte de Neuquén se fue demorando decidieron esperar a ver qué pasaba.
Inversiones
Phoenix informó que continuará con su plan de inversiones en Vaca Muerta estimado en US$ 2.000 millones para los próximos cinco años, financiado íntegramente por la petrolera. Fuentes de Phoenix señalaron a EconoJournal que “no corre en peligro ninguna inversión”. Por el contrario, afirmaron que el programa de inversiones desarrollado hasta el momento había sido respaldado por Mercuria Energy.
“El plan de inversiones incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 mil barriles diarios (kbbl/d) que se pondrá en marcha en mayo de 2026. La construcción de la planta, que fue adjudicada a una empresa neuquina, y se está llevando a cabo en el yacimiento Mata Mora Norte, atenderá el hub no convencional de la compañía y contará con más de 200 trabajadores directos e indirectos”, informaron.
Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid. En su tercera edición, el evento volverá a consolidarse como el espacio estratégico donde se definen las oportunidades de inversión, innovación y transición del sector energético. Más de 400 ejecutivos públicos y privados se darán cita para compartir experiencias y perspectivas sobre almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energías solar y eólica, y modelos de financiamiento.
Entre los participantes de esta edición estarán Alantra, Galp, Matrix Renewables y 360Energy, compañías que lideran estrategias de desarrollo energético en Europa y América. Se sumarán a otras empresas del sector como Chemik, Yingli, Risen Energy, SchletterRepsol, EDP y BLC Power Generation, que aportarán su experiencia tecnológica, comercial y financiera en distintos espacios del evento.
Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, compartirá su visión sobre mecanismos de inversión y valorización de activos en el contexto de transición energética. Desde Portugal, Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp, abordará los desafíos de integración y crecimiento de la matriz renovable en el mercado ibérico.
El evento completo de la edición FES Iberia 2024
Luis Miguel Álvarez, VP Development Europe & LatAm de Matrix Renewables, será uno de los referentes en los paneles vinculados al desarrollo de proyectos a escala utility, mientras que Benjamín Reynal, Director de Coordinación Operativa para el Hemisferio Norte de 360Energy, aportará su perspectiva sobre implementación, eficiencia operativa y expansión de capacidad solar.
La edición 2025 incorporará, además, nuevos espacios de análisis estratégico. Entre los ejes confirmados en la agenda del evento se destacan el panel exclusivo sobre el Sur de Europa, que abordará oportunidades regulatorias y de mercado; el panel de offtakers, enfocado en el rol de los compradores de energía; y el espacio centrado en Latinoamérica, donde empresas con presencia regional compartirán sus planes de crecimiento.
Junto al contenido técnico, FES Iberia será también un punto de encuentro privilegiado para el networking de alto nivel. La organización anticipa espacios para reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo con actores clave del ecosistema renovable.
La Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR) respalda el Proyecto de Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional, ya que el nuevo marco podría incentivar la inversión privada en generación limpia y generar un mercado más competitivo, donde los precios bajos y la estabilidad energética beneficiaría a toda la economía nacional.
De acuerdo con Carlos Montenegro, director ejecutivo de la CICR, la propuesta legislativa trae consigo tres grandes aciertos que destacan por su capacidad de transformar el sector eléctrico de Costa Rica.
En primer lugar, la apertura del mercado de generación de electricidad, permitiendo la participación de más actores, tanto públicos como privados. “Esto aumenta la oferta de energía, fomenta la competencia y garantiza mejores precios para todos los consumidores finales”, aseguró el ejecutivo.
El segundo acierto es la introducción de un operador del sistema y mercado independiente, el Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (ECOSEN). “Este nuevo ente garantizará una gestión técnica, neutral y objetiva, libre de conflictos de interés”, anticipó el portavoz de la CICR al considerar que con esta nueva figura se logrará separar las funciones de operación del sistema y la administración del mercado, de la influencia de los operadores que participan en la cadena del suministro eléctrico. “Esto brinda transparencia y confianza al sistema”, añadió.
El tercer acierto es el fortalecimiento de la planificación del sector energético. “Al establecerse una visión integral que considera la diversificación de la matriz energética y la sostenibilidad, se promueve una mayor seguridad energética y se asegura que las decisiones se tomen bajo criterios técnicos y estratégicos, respondiendo a las necesidades del país”, sostuvo.
En exclusiva para Energía Estratégica, Carlos Montenegro afirmó que de incluirse esos aciertos en la versión final que se apruebe en la Asamblea Legislativa, se podría esperar un aumento de inversiones privadas en energías renovables, que repercuta favorablemente en los precios y competitividad del mercado.
“Si estos tres pilares se mantienen, podemos anticipar un aumento significativo en la inversión privada en el sector eléctrico, especialmente en energías renovables”.
Siguiendo con su testimonio, el referente de la Cámara de Industrias comentó que Costa Rica tiene un potencial enorme para la generación de energía limpia, y esta apertura permitirá que más empresas aporten al sistema, lo que además se requiere para satisfacer el crecimiento de la demanda actual y la atención de la demanda de las industrias del futuro.
“En términos de impacto, veremos una mayor oferta de energía renovable, lo que naturalmente se traducirá en una reducción de precios. La competencia entre generadores garantizará que las tarifas sean más competitivas y esto beneficiará tanto a las industrias como a los consumidores residenciales.
Además, la diversificación de las fuentes de energía fortalecerá la estabilidad del sistema y reducirá nuestra dependencia de fuentes tradicionales, haciéndonos menos vulnerables a las fluctuaciones del mercado internacional de combustibles y del cambio climático”.
Con un mercado de generación abierto, las empresas distribuidoras y cooperativas podrán comprarse entre sí y comprar a privados, dejando a un lado el esquema de comprador único actual, que hace que solamente el ICE, vía contratos y con un tope tanto en atención de la demanda como en el tamaño de las plantas, pueda comprar energía a privados.
Con ello, será posible para los operadores del sistema de distribución (que no se modifica con la propuesta legislativa) la posibilidad de comprar energía más barata y con ello contar con tarifas más bajas para los consumidores finales.
Si bien en la CICR no se encuentran agrupados productores de energía, consideran que cambiar el modelo de «comprador único» en el sector eléctrico propiciaría un ecosistema de competencia que pueda devenir en tarifas más bajas, energía accesible y estable no sólo para sus asociados sino para todos los usuarios.
“La CICR representa a consumidores intensivos de electricidad que necesitan energía de calidad, constante y a precios competitivos para producir sus bienes y servicios. Esta apertura del mercado no solo beneficiará al sector empresarial y particularmente a los industriales, sino también a las pymes, al pequeño comercio y al consumidor residencial”, finalizó Carlos Montenegro, director ejecutivo de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR).
La provincia de Río Negro avanza con firmeza en su estrategia para convertirse en un polo de atracción de inversiones en energías limpias. A partir de la creación de un mapa de renovables, el gobierno provincial ha logrado cuantificar, valorizar y analizar todos sus recursos energéticos, lo que permite poner a disposición de los inversores información estratégica clave para la toma de decisiones.
“El potencial eólico del mapa renovable es tremendo; tenemos proyectos desarrollados que van desde 50 MW hasta 600 MW o 1200 MW”, aseguró María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía y Ambiente, durante un streaming realizado por Strategic Energy Corp en el encuentro FES Argentina.
“También contamos con proyectos solares desarrollados, dado que contamos con medición por la generación distribuida, con mucho potencial en solar, así que tenemos un parque en Bariloche ya muy desarrollado para el parque industrial tecnológico y otros dos proyectos en el Alto Valle (Allen y Fernández Oro); por lo que estamos trabajando un gran abanico de proyectos”, añadió.
En paralelo, la provincia promueve el desarrollo de mini-hidroeléctricas, de los cuales algunos ya se presentaron en la licitación RenMDI en el año 2023, y se trabaja en la ejecución de pequeñas centrales de menos de 2 MW en canales de riego de la zona del Alto Valle y Alto Valle Medio.
Aunque la especialista aclaró que los proyectos ya desarrollados por la Secretaría de Energía y Ambiente son escalables y remarcó la importancia de analizar el estado de la red de transmisión eléctrica y las restricciones que pudiera haber para llevar adelante los parques de generación.
“Trabajamos fuertemente en armar las carpetas de proyecto de manera completa. Por lo que el acompañamiento incluye desde la elaboración de pre-proyectos y estudios de impacto ambiental hasta la gestión de la disponibilidad de tierras”, explicó la funcionaria.
“Cuando es un proyecto privado 100%, desde el gobierno facilitamos la gestión del estudio de impacto ambiental, asesoramiento y la parte de tierras, entre otros puntos”, añadió.
Esta iniciativa se complementa con un ambicioso Plan Director de Obras e Infraestructura, que contempla obras prioritarias en los próximos 25 a 30 años. Entre ellas se destacan líneas de 132 kV, estaciones transformadoras y la apertura de estaciones de 500 kV, además de importantes inversiones en la distribución eléctrica y generación aislada.
“El plan está siendo ampliado con dos grandes obras que han impactado en la provincia a partir del oleoducto y el GNL. Actualmente está en revisión para incorporar las modificaciones y prioridades, y pronto estará listo el plan de obras definitivo”, adelantó Rubio durante el streaming en FES Argentina.
Evaluación ambiental y plazos de aprobación más ágiles
Uno de los grandes diferenciales de la provincia es su capacidad de agilizar los procesos de evaluación ambiental, de modo que el gobierno completa el estudio de impacto ambiental entre dos y tres meses para proyectos pequeños, y hasta seis meses para grandes emprendimientos.
Esta agilidad se debe en gran medida a que, gracias al mapa de recursos energéticos, gran parte de los proyectos ya cuentan con estudios previos, lo que reduce significativamente los tiempos de análisis.
La interacción con el sector privado es constante. “Siempre llevamos nuestra carpeta de proyectos, los ponemos a disposición y el privado selecciona cuál es de su interés, la tecnología apropiada y con las barreras e indicaciones correspondientes”, concluyó Rubio, reafirmando la vocación de Río Negro por posicionarse como un territorio ideal para la inversión en energías limpias.
El mercado eléctrico centroamericano vive un momento clave. Las convocatorias de licitaciones de largo plazo locales abren oportunidades históricas para el desarrollo de proyectos energéticos de gran escala.
Guatemala ya puso en marcha la esperada Licitación Abierta PEG-5, que promete ser la más grande y sostenible de sus historia, ya que está orientada a incorporar 1.400 MW y priorizará la contratación de fuentes limpias y renovables. A la par, también avanza en el proceso de selección de ofertas vinculadas a infraestructura eléctrica para ejecutar el Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET-3).
Honduras no se queda atrás. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) también ultima detalles para lanzar la mayor licitación de su historia, para la contratación de 1.500 MW mediante una subasta inversa por rondas sucesivas que también buscarían privilegiar tecnologías renovables para cubrir parte del suministro.
Estas no serían las únicas licitaciones en Centroamérica pero sí las más grandes a llevarse a cabo durante este año. En este contexto, Energía PD, empresa de ingeniería con 18 años de experiencia en la región, se posiciona como un actor estratégico para acompañar el despliegue de proyectos de envergadura.
Desde su rol como Business Developer en Energía PD, Esteban Benites confirma que la compañía analiza con detenimiento las oportunidades que presentan estos procesos. “Energía PD es una empresa muy especial por el aporte que brinda al desarrollo energético de Centroamérica. No vemos solamente un proyecto como tal, sino que evaluamos el aporte a la red energética del país y obviamente, como todo está interconectado, también a la región”
Con presencia activa en Honduras, El Salvador, Nicaragua, Guatemala, Belice y el Caribe, la empresa fortalece sus negocios en la región, destacando casos de éxito recientes participando en distintas etapas de ejecución de proyectos eléctricos como la construcción de una línea de transmisión de 230 kV que conecta las subestaciones de San Pedro Sula Sur y San Buenaventura, o el desarrollo de más de 250 MW de capacidad de generación y el EPC tanto para plantas térmicas como solares fotovoltaicas.
Además, según anticipó Esteban Benites en conversación con Energía Estratégica, la compañía se encuentra preparada para responder a las nuevas demandas del mercado, integrando soluciones de almacenamiento BESS en proyectos solares, lo que fortalece su oferta integral de cara a nuevos proyectos que se puedan ofertar en las licitaciones.
“Estamos capacitados para poder hacer el diseño, el procurement de estos equipos y la puesta en marcha. Somos ‘all in one’. No nos limitamos solamente a la ingeniería o a la construcción, también brindamos el servicio completo, hasta el comisionamiento y el servicio postventa de los equipos de marcas que representamos”, detalló el referente de Energía PD.
ENGIEEnergíaChile comunica que Rosaline Corinthien dejará sus actuales roles de Gerente General de la sociedad y Country Manager en Chile, para asumir como Directora General de Transmisión y Distribución de Energía del grupo ENGIE a nivel global, a partir del próximo 1 de agosto de 2025. En su reemplazo asumirá en el cargo Juan Villavicencio, quien hoy se desempeña como Director General de Energías Renovables y Baterías de la compañía.
Juan Villavicencio es chileno, 45 años, Ingeniero Civil Mecánico de la Universidad de Chile, MBA de la Pontificia Universidad Católica y LLM de la Universidad Adolfo Ibáñez. Se unió a ENGIE como Director General de Energías Renovables en 2023. Cuenta con una vasta experiencia liderando equipos en compañías enfocadas en implementación de proyectos y servicios mineros, de celulosa y energía, previo a su llegada a ENGIE.
“Este nombramiento representa un gran desafío en lo personal, pero también es un reconocimiento al trabajo que hemos venido realizando en Chile, llevando adelante una estrategia de inversiones clara y coherente con nuestro propósito, que nos ha permitido mantener una excelencia operacional en la implementación y operación de nuestros activos. Sin duda, nuestra misión será seguir con el camino trazado por Rosaline en estos años, mejorando aún más nuestra competitividad y eficacia, adaptándonos como empresa a las necesidades de nuestros clientes y desarrollando nuestra estrategia ESG”, señaló Villavicencio.
El Directorio aprovechó la oportunidad para agradecer y resaltar el trabajo desempeñado por Rosaline Corinthien durante sus años frente a la compañía, junto con desearle el mayor de los éxitos en su nuevo desafío en el Grupo ENGIE.
Durante su administración, EECL alcanzó importantes hitos en su plan de transformación y su plan de inversiones de 1.800 millones de dólares al 2027: la construcción y puesta en marcha de BESS Coya- uno de los sistemas de baterías de almacenamiento de energía más grandes de Latinoamérica-, la construcción y puesta en marcha del Parque Eólico Kallpa -el mayor activo renovable de la compañía en Chile- y la construcción de diversos proyectos BESS y reconversión de sitios, entre otros. Gracias a esto, el portafolio de energía de la compañía hoy llega a 3.1 GW de capacidad instalada, de los cuales más del 40% está compuesto por energía renovable.
“Estoy muy agradecida por el gran trabajo realizado por nuestros equipos durante estos años. Mi foco ha estado siempre puesto en acelerar la transformación energética en Chile, pero también en desarrollar una cultura que fortalezca y promueva los indicadores no financieros, como la inclusión femenina, la reducción de nuestra huella de carbono y la instalación de mecanismos que potencien un mejor gobierno corporativo. Estoy segura que nuestra compañía va en el camino correcto para continuar liderando la transición energética en Chile”, dijo Corinthien.
Rosaline Corinthien fue la primera mujer en ejercer el cargo de Gerente General de ENGIE Chile y una de las pocas mujeres en ocupar esta posición en empresas que integran actualmente el IPSA. Durante su mandato se consolidó la gestión de los índices ESG, en los que se destacó la seguridad laboral y la promoción de la diversidad de género y el liderazgo femenino en la compañía, que hoy cuenta con mayoría de mujeres en su Comité Ejecutivo. Estas acciones le valieron distintos reconocimientos, como por ejemplo ser nombrada como una de las 100 Mujeres Líderes por Mujeres Empresarias y El Mercurio el año 2024
YPF aplicó desde este miércoles un alza entre 0,2% y 0,4% en el precio de sus combustibles, a causa de la actualización del valor de los biocombustibles.
La suba se produce después de la rebaja de 4% que se había decretado a principio de mes como consecuencia de la baja del precio internacional del petróleo y de la postergación de la actualización de impuestos.
De acuerdo a un relevamiento por estaciones de servicio, la suba fue de 0,2% en el caso de las naftas super y en la Premium, y de 0,4% en gasoil.
En las últimas horas la Secretaría de Energía informó un incremento de hasta 5% en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 195 y 196/2025 publicadas en el Boletín Oficial.
De esta manera, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil subió un 5%, quedando en $1.251.837 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar trepó 2% y se fijó en $788,181. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso una suba de igual proporción, ubicando el nuevo valor en $722,395.
Las empresas del Grupo Techint, Tenaris y Ternium fueron reconocidas por WorldSteel -la asociación global que representa a los productores de acero de todo el mundo- como campeones sustentables por su desempeño durante el 2024, por octavo y séptimo año consecutivo, respectivamente. Ambas compañías están llevando adelante sus planes de descarbonización para el 2030 y cuentan con proyectos de puesta en marcha de parques eólicos propios, entre otras iniciativas.
Tenaris, líder global en la producción y provisión de tubos de acero y servicios relacionados para la industria energética, ya puso en marcha en 2024 el parque eólico Buena Aventura, el primero de Tenaris en el mundo, con una inversión de U$S 203 millones. Construido en 15 meses y ubicado en Gonzales Chaves, provincia de Buenos Aires, suministra cerca del 50 % de la energía eléctrica requerida por la planta de Tenaris en Campana y logra una reducción de emisiones de CO2 de 152.000 toneladas por año.
Adicionalmente, la empresa está construyendo un segundo parque eólico en la ciudad de Olavarría, provincia de Buenos Aires.
Paolo Rocca, presidene y CEO de Tenaris, destacó que “Con nuestras inversiones continuas en eficiencia energética, esperamos satisfacer casi el 100 % de nuestros requisitos energéticos en Argentina con energía renovable”. La empresa tiene el objetivo de reducir las emisiones de CO2 en un 30 % para el 2030, en comparación con los niveles de 2018.
Además, durante el último año, Tenaris puso en marcha un nuevo horno Consteel®️ en la Acería del Centro Industrial de Campana, proyecto que demandó una inversión de U$S 100 millones. Consteel® es un proceso mediante el que se recuperan los gases generados en la fundición del acero, utilizándose para precalentar la chatarra. De esta manera, se reduce de manera significativa la emisión de CO2 y el consumo de energía eléctrica. Este nuevo horno es el primero a nivel mundial del Grupo Techint.
Por su parte, Ternium, el mayor fabricante de aceros planos del país y líder en Latinoamérica, puso en marcha días atrás el primer parque eólico de la compañía. Ubicado en la localidad de Olavarría, y con una inversión de más de 220 millones de dólares, le permite reemplazar el 90 % de la energía total que adquiere en el país del sistema interconectado nacional.
El proyecto se compone de 22 aerogeneradores con 4,5 MW de potencia, dispuestos en cuatro circuitos de entre cinco y seis torres cada uno a lo largo de 1,517 hectáreas del terreno. En conjunto, suman 99 MW de capacidad instalada con una producción de 470 GWh de forma anual, equivalente al consumo de 130.000 hogares.
Esta iniciativa es parte del plan de descarbonización de Ternium, cuyas acciones buscan una reducción del 15 % en la intensidad de emisiones para 2030 en comparación a la línea de base de 2023.
“Por séptima vez recibimos el reconocimiento de Campeones de la Sustentabilidad de World Steel, premio que destaca nuestro compromiso con la producción de acero sustentable y amigable con el ambiente” dijo Máximo Vedoya, CEO de Ternium.
Acerca de Grupo Techint
Con presencia en 19 países y una trayectoria de más de 75 años en la actividad industrial, forman parte del Grupo Techint 6 empresas: Tenaris, líder en provisión de tubos y servicios para la industria energética mundial; Ternium, líder en la fabricación de aceros planos en América Latina; Techint Ingeniería y Construcción, proveedora de servicios de ingeniería, suministros y construcción para proyectos complejos en todo el mundo; Tecpetrol, empresa dedicada a la exploración y producción, transporte y distribución de hidrocarburos. Grupo Techint emplea a más de 90.000 colaboradores totales.
YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, aumentó levemente este miércoles los combustibles. En el caso del gasoil, la suba fue de 0,4% y en las naftas el incremento fue de 0,2% en promedio en todo el país. Según dejaron trascender desde la compañía, el movimiento en los surtidores se debe a que la Secretaría de Energía autorizó este martes un incremento de los precios regulados de los biocombustibles que se mezclan con las naftas y el gasoil en el mercado local. El 1° de mayo YPF había bajado el precio de los combustibles un 4% en promedio.
La cartera energética, a cargo de María Tettamanti, publicó este martes en el Boletín Oficial la resolución 196 donde autorizó una suba del 5% en el biodiesel, un producto que por la ley 27.640 se mezcla en un 7,5% con el gasoil. Por su parte, la resolución 195 fijó una suba de 2% para el bioetanol de maíz y también para el elaborado con cañade azúcar, que se mezclan en un 12% (en partes iguales) con las naftas.
Desde YPF señalaron que los incrementos de los biocombustibles “fueron trasladados proporcionalmente al precio de los combustibles en el surtidor. La actualización representa un 0,2% en naftas y 0,4% en gasoil -entre 2 y 3 pesos en promedio-“.
Además, indicaron que “YPF renueva su compromiso de mantener un acuerdo honesto con los consumidores, que se basa en el monitoreo continuo de las principales variables que componen el precio de nuestro producto: precio internacional del petróleo, tipo de cambio, impuestos a los combustibles y biocombustibles”.
Bios
La Secretaría de Energía estableció los nuevos valores de adquisición de los biocombustibles para el mes de mayo. En el caso del biodiesel, que se produce a base de aceite de soja, el precio subió 5% y saltó de $ 1.192.226 a $ 1.251.837 por cada tonelada.
Para el bioetanol de maíz el precio se incrementó 2% al incrementarse de $ 708,2 a $ 722,3 por litro. Por su parte, el etanol producido a base de caña en los ingenios del Noroeste Argentino el precio subió de $ 772,7 a $ 788,1 por cada litro.
Biodiesel
Según una nota que le envió la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) a la secretaría de Energía, María Tettamanti, que analiza el movimiento del biodiesel de los últimos 10 meses, el precio regulado del biodiesel tuvo una diferencia con el que debería haber aumentado según la fórmula establecida por ley.
En rigor, la nota destaca que el sector tuvo “un perjuicio de $ 68.000 millones” entre julio de 2024 y abril de 2025 por la diferencia ente el precio que debería haberse fijado por ley y lo que efectivamente la cartera energética autorizó en el período de 10 meses analizado. Cepreb envió la nota el 7 de mayo, antes de la suba de 5% que autorizó el gobierno sobre el precio del biodiesel. Sin embargo, fuentes de la entidad indicaron que todavía el precio está atrasado.
El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, anunció el compromiso de la Provincia de “bajar cuatro puntos de regalías al hidrocarburo no convencional” y solicitó, en contraparte, que el Gobierno Nacional “haga lo propio con los derechos de exportación al convencional”.
Fue en el marco de su presentación en el Congreso Anual del IAEF, que se realizó en la ciudad de Buenos Aires. Torres instó a “ponernos de acuerdo, terminar con las falsas dicotomías y hacer patria juntos para sacar a este país adelante”.
El gobernador dedicó un tramo de su mensaje al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, también presente en la jornada, y transmitió que “es una baja considerable de lo que representa un tercio de los ingresos de la provincia”, y pidió a Nación que “se comprometa a bajar cuatro puntos de derecho de exportación al convencional. De esa manera vamos a poder exportar más y vamos a poder generar más trabajo porque, en definitiva, lo que Argentina necesita en este momento son dólares”, precisó.
“No puede ser que no podamos ponernos de acuerdo, hagamos patria juntos”, pidió el mandatario ante autoridades nacionales, empresarios y economistas de todo el país, y llamó a la dirigencia a “dejar de discutir pavadas por redes sociales, a despojarse de mezquindades, del alcahueterismo, de soberbia y sentarse a laburar en cosas concretas como son la producción, el trabajo y la industria”.
El martes 13 de mayo la Secretaria de Energía de la Nación publicó en el Boletín Oficial la resolución 195/2025 por la cual se estableció un incremento de precios de los biocombustibles (bioetanol y biodiesel) que las petroleras adquieren para su mezcla proporcional obligatoria con naftas y gasoils, en cumplimiento de la Ley 27.740 (de Biocombustibles).
En menos de 24 horas YPF, la compañía de mayor participación en el mercado local, trasladó la incidencia de la actualización para los biocombustibles a los precios de los combustibles en sus estaciones de servicio de todo el país.
La compañía que preside Horacio Marín entonces trasladó proporcionalmente la suba a los precios en el surtidor lo que representa un 0,2 % en naftas y 0,4 % en gasoil -entre 2 y 3 pesos en promedio-.
Esta decisión de modificar precios casi inmediatamente estaría implicando la puesta en práctica de un nuevo criterio que viene a cambiar la actualización al menos mensual en base a la incidencia combinada de las variaciones de la cotización internacional del petróleo (crudo Brent), de la devaluación del peso en relación al dólar, de los impuestos específico (ICL y CO2) y de los biocombustibles. Al respecto, algo insinuó Marín hace algunos días.
Resta saber que actitud adoptarán otras importantes marcas que operan en el Donwstream a nivel local.
Desde YPF se argumenta que la compañía de mayoría accionaria estatal “renueva su compromiso de mantener un acuerdo honesto con los consumidores”, y que esto “se basa en el monitoreo continuo de las principales variables que componen el precio de nuestro producto”, antes indicados.
El 1 de mayo YPF anunció y puso en práctica una baja del 4 % promedio país en sus combustibles. incidieron la baja persistente del precio del crudo y la postergación dispuesta por el ministerio de Economía de una actualización de los impuestos específicos en estos productos, procurando contener la inflación.
A través de la Resolución 195/2025 la Secretaría de Energía fijó en $ 788,181 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
En la misma resolución se fijó en $ 722,395 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla con nafta.
La cartera a cargo de María Tettamanti oficializó además la resolución 196/2025 por la que fijó en $ 1.251.837 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones que se realizan en mayo, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El negocio del Gas Natural Licuado (GNL) para monetizar los enormes recursos de Vaca Muerta es el gran atractivo que tiene la Argentina al menos para las próximas décadas, y varias de las petroleras locales ya están lanzadas en tres iniciativas que ya tienen como fecha clave de inicio de producción y de exportación el segundo semestre de 2027. Pero además de compañías como YPF, Pan American Energy, Pampa Energía y varios socios internacionales como la angloholandesa Shell, la italiana Eni y la noruega Golar, hay una empresa nacional que tiene en estudio con posibilidad de decisión inminente que le […]
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A través de una solicitada en los medios de comunicación, el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa convocó a elecciones para renovar a sus autoridades. La fecha para renovar las autoridades será este 22 de julio de 2025.
Según informaron desde el gremio, el 27 de marzo, durante una asamblea general extraordinaria, se conformó una Junta Electoral que estará a cargo de supervisar el proceso electoral para miles de trabajadores petroleros que están afiliados al sindicato. Su voto definirá a la nueva comisión directiva, la nueva comisión revisora de cuentas y a los delegados congresales que representarán a los trabajadores del rubro hidrocarburífero.
“La convocatoria marca el inicio de una nueva etapa, en la que nuestros compañeros volverán a expresar, con su voto, el rumbo que quieren para nuestra organización”, expresó Marcelo Rucci.
“Hemos trabajado con responsabilidad, con compromiso y con resultados que están a la vista. Esta elección es también una oportunidad para reafirmar esa confianza”.
El proceso electoral contará con más de 250 mesas habilitadas en yacimientos, bases operativas, delegaciones y campos recreativos del Sindicato, garantizando que todos los trabajadores en condiciones de votar puedan hacerlo, sin importar dónde se encuentren prestando servicios.
“Vamos a asegurar, como lo hicimos en 2021, que cada compañero petrolero pueda ejercer su derecho. Donde haya un trabajador, va a haber una urna”, afirmó Rucci.
Los padrones provisorios y el estatuto sindical se encuentran disponibles en todas las delegaciones y en la sede central. El plazo para la presentación de listas vence el 27 de mayo.
De acuerdo con el Estatuto, podrán votar aquellos afiliados que acrediten una antigüedad mínima de seis meses de aportes previos a la fecha del comicio.
El Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Cuyo y de La Rioja realizó un paro en Malargüe para manifestar su preocupación ante la posibilidad de que la empresa YPF avance en una nueva etapa del Plan Andes y se deshaga de áreas maduras en ese departamento.
Desde el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado emitieron un comunicado que informa sobre medidas de fuerza que se efectivizarían en diferentes yacimientos del departamento. El documento hace referencia a la “preocupación por bajas de contratos y perdida de empleos en Malargüe vinculadas a YPF”.
El gremio dice que “desde hace meses, los trabajadores de la industria petrolera de Malargüe observan con creciente preocupación la situación laboral entorno a la operador YPF, que ha comenzado a dar de baja diversos contratos en la zona”.
El paro que iniciaron hoy era por tiempo indeterminado y con corte de producción, pero en la tarde, sin embargo, comunicaron que se había levantado la medida de fuerza. Alrededor de las 17.30 se dictó la conciliación obligatoria y se acordó una reunión con representantes de la empresa en la Subsecretaría de Trabajo de Mendoza el próximo miércoles 21 de mayo a las 12.
El secretario general del sindicato, Julián Matamala, comentó que, con la primera etapa de cesión de las áreas maduras de YPF a otras empresas, un buen número de trabajadores estuvo casi un año en sus casas, cobrando una parte del sueldo, pero sin poder trabajar. Según replicó el sitio Los Andes, en el último tiempo casi 200 trabajadores accedieron a retiros voluntarios o se retiraron de la actividad.
Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en el país, presentó los resultados que obtuvo en el primer trimestre del año ante inversores. Además, dio a conocer su plan para desarrollar obras de infraestructura a fin de aprovechar sus reservas de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda. Frente a este escenario, la firma comunicó que lleva invertidos 160 millones de dólares, un 40% más que el desembolso realizado en el mismo período del año anterior.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó: “El desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de US$800 millones para 2025 y una cifra similar en 2026, la mayor en un solo proyecto en la historia de Pampa Energía”.
Rincón de Aranda
Pampa está ejecutando la primera etapa de ese proyecto y ya conectó cuatro pozos para alcanzar los 6.000 barriles por día en ese bloque que presenta un gran potencial productivo.
Durante el primer trimestre, la compañía concentró sus inversiones en el desarrollo de una planta de tratamiento de crudo, un oleoducto y un gasoducto de evacuación.
Proyección
Desde la empresa adelantaron que en los próximos meses conectarán otros 24 pozos para alcanzar una producción de 20.000 barriles por día y proyectan alcanzar los 45.000 barriles para 2027.
Expansión
A la vez, desde Pampa siguen apostando al crecimiento y a la integración regional. Esto es así ya que la semana pasada, la firma inició exportaciones de gas natural en condición firme a la región de Biobío en Chile a través del Gasoducto del Pacífico.
Ese recurso que llega al mercado chileno proviene yacimiento Sierra Chata en Vaca Muerta, que en la actualidad produce cinco millones de metros cúbicos por día y cuenta con los recursos necesarios para abastecer la demanda industrial actual y futura de la región.
La Fiscalía Especializada en Cibercrimen del Chubut emitió una advertencia sobre una nueva modalidad de estafa virtual que circula por redes sociales y promete inversiones en acciones de YPF con ganancias extraordinarias. El fraude ya cuenta con denuncias en la provincia y se encuentra en etapa de investigación.
La maniobra se viraliza a través de publicaciones en Instagram, Facebook y WhatsApp, y redirige a los usuarios a sitios web falsos que simulan pertenecer a medios reconocidos. Para ganar credibilidad, los estafadores utilizan la imagen de figuras públicas como periodistas, economistas, deportistas e incluso Lionel Messi.
En los mensajes, se afirma falsamente que “YPF apoyará a cada ciudadano de Argentina y pagará desde 900 mil pesos mensuales”, generando la ilusión de un programa oficial respaldado por el Gobierno y la petrolera estatal.
Según la Fiscalía, en uno de los casos una mujer transfirió más de 300 mil pesos tras ser convencida por supuestas ganancias inmediatas. Los delincuentes lograron tomar el control remoto de su celular e inducirla a abrir una cuenta en una plataforma de criptomonedas, complicando el rastreo del dinero.
Otro denunciante fue guiado a una web fraudulenta donde veía una aparente evolución positiva de su inversión, pero al intentar retirar el dinero, esto resultó imposible.
Desde YPF desmintieron rotundamente cualquier participación en campañas de inversión de este tipo, y recordaron que toda comunicación oficial se realiza únicamente por canales verificados.
El Gobernador Alberto Weretilneck y la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, lanzaron este martes en Bariloche el Plan Calor Gas 2025, que comenzará el 2 de junio y distribuirá garrafas gratuitas a 7.975 familias en las zonas más frías de la provincia, reafirmando el compromiso del Gobierno de brindar igualdad de condiciones para todos los habitantes de Río Negro.
El operativo se extenderá hasta el 4 de octubre, con una inversión anual estimada de más de $1.800 millones para garantizar el abastecimiento de gas envasado durante los meses más fríos del año en localidades y parajes de la Región Sur, la Zona Andina y parte del área atlántica.
Durante la presentación, que contó también con la presencia del Intendente de Bariloche, Walter Cortés, se detalló que el Plan Calor Gas contempla la entrega de más de 65.000 garrafas en distintos lugares de Río Negro. Al respecto, Weretilneck afirmó que “no importa en el lugar que viva un rionegrino o rionegrina, no importa si la ciudad es grande, mediana o pequeña, si vivimos en la cordillera o en el mar, en la meseta o en los valles, el desafío constante es que cada vecino y vecina sienta que forma parte de un todo, porque en Río Negro nadie se queda atrás”.
También se recordó que el programa está conformado por la recarga de garrafones en 2.717 hogares de la Región Sur donde no hay redes de distribución troncal, junto a 527 edificios públicos. Además, se garantiza el suministro de gas a 16 parajes con generadores eléctricos, lo cual permite llevar energía eléctrica a más de 500 familias.
“El esfuerzo de la Provincia es muy grande para que todos los rionegrinos y las rionegrinas puedan tener acceso a los servicios. En este caso, la inversión que se hace para distribuir las garrafas equivale a la construcción de un nuevo hospital en Dina Huapi o en Sierra Colorada”, destacó la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini.
Sumando garrafas y recargas de GLP, la inversión total del Plan Calor Gas asciende a más de $11.000 millones, lo que representa el 80% de la inversión en la ampliación del Hospital “Dr. Ramón Carrillo” de Bariloche ($14.000 millones), el 35% de la repavimentación de las rutas provinciales 6 y 8, la obra más grande con fondos propios ($32.000 millones), dos veces y media el monto del Bono de Prórroga Hidrocarburífera destinado a los municipios ($4.532 millones).
El Plan Calor Gas es una de las políticas sociales más relevantes del invierno rionegrino, destinada a garantizar el acceso a una fuente básica de energía para calefacción y cocina en las zonas más frías y vulnerables de la provincia.
Acompañaron la jornada el presidente del bloque de legisladores de JSRN, Facundo López; los Ministros de Desarrollo Humano, Deporte y Cultura, Juan Pablo Muena; de Obras y Servicios Públicos, Alejandro Echarren; el Subsecretario de Municipios, Néstor Ayuelef; los legisladores Carlos Valeri y Daniel Sanguinetti; el Interventor del IPPV, Mariano Lavin; y la Presidenta del PITBA, Julia Fernández.
El gigante energético estatal brasileño Petrobras anunció un nuevo descubrimiento de petróleo en la cuenca presalina de Santos, identificando “petróleo de alta calidad sin contaminantes“.
El yacimiento fue descubierto en un pozo exploratorio (3-BRSA-1396D-SPS) del bloque Aram, cuya perforación ya fue culminada y está ubicado a 248 kilómetros de la ciudad de Santos, en el litoral del estado de São Paulo, a una profundidad de 1.952 metros.
Este es el segundo hallazgo de crudo de “excelente calidad” en el mismo bloque este año tras descubrir en marzo otra reserva a 1.759 metros de profundidad en otro pozo.
Esta área fue adquirida en 2020 en el marco de la sexta ronda de producción compartida de Brasil, con Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestor del contrato. Petrobras tiene una participación operativa del 80% en el bloque, mientras que la china CNPC posee el 20% restante.
El descubrimiento se confirmó mediante registros eléctricos, indicadores de gas y muestras de fluidos, lo que indica la existencia de un importante intervalo petrolífero. Petrobras y su socio tienen previsto realizar nuevos análisis de laboratorio para evaluar las características del yacimiento y su potencial comercial.
El consorcio también tiene previsto perforar dos pozos adicionales y realizar una prueba de vástago de perforación (DST) como parte de un plan de evaluación más amplio, cuya finalización está prevista para 2027.
Este es el último de una serie de descubrimientos de Petrobras en las prolíficas regiones presalinas de Brasil.
Anteriormente, la compañía confirmó la presencia de hidrocarburos en otro pozo -4-BRSA-1395-SPS- también en el bloque Aram, y recientemente anunció otro hallazgo en la cuenca de Campos.
Petrobras sigue intensificando los esfuerzos de exploración para ampliar su base de recursos, con más perforaciones y adquisición de datos previstos en cooperación con la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil.
Estos hallazgos refuerzan la posición de Brasil como frontera clave en la exploración de petróleo en aguas profundas.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) firmará esta semana con la empresa canadiense Candu Energy un acuerdo para reactivar la Planta Industrial de Agua Pesada en Neuquén. Se trata de un memorando de entendimiento (MoU) en el que la contraparte canadiense asegurará el financiamiento para reactivar la planta, según pudo confirmar EconoJournal de distintas fuentes.
El memorando establece algunos lineamientos generales de una negociación que avanzará en los próximos meses para arribar a contratos definitivos. La planta es propiedad de CNEA y está operada por la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), una sociedad conformada entre la CNEA y la provincia de Neuquén, que tiene la mayoría accionaria.
Según el acuerdo que las partes suscribirán el jueves en Buenos Aires, Candu Energy se compromete a conseguir el financiamiento para reactivar la planta, que por su capacidad de producción es la más grande del planeta y es única en América. A cambio, la CNEA pagará con la producción y entrega del agua pesada.
La PIAP tiene una capacidad nominal para producir 200 toneladas de agua pesada por año, distribuida en dos líneas de producción de 100 toneladas cada una. No esta definido aún si la intención es reactivar una sola linea o toda la producción.
«Las líneas comparten equipos en ciertas etapas del proceso. Cada línea tiene una capacidad de diseño de 100 toneladas año, lo que te da 200 en total. Sin embargo, se toma un valor de 80 toneladas anuales por línea en función de los datos históricos de producción real«, apuntó una fuente conocedora del sector.
Demanda de agua pesada
Ubicada en la localidad de Arroyito, sobre el margen izquierdo del Río Limay, la PIAP dejó de operar en 2017 y se encuentra desde entonces en estado de conservación mínima por falta de demanda doméstica e internacional. Sin embargo, Candu Energy proyecta que se necesitarán miles de toneladas de agua pesada si en Canadá se avanza en la construcción de nuevas centrales de diseño CANDU.
El agua pesada es el nombre coloquial del óxido de deuterio. Los reactores CANDU utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante.
Como este insumo prácticamente no se agota durante la vida útil de la central nuclear y las empresas operadoras suelen tener algún stock de agua pesada en caso de pérdidas marginales, la demanda suele estar atada a la aparición de nuevos proyectos nucleares.
En paralelo, la industria electrónica también será otra fuente de demanda de óxido de deuterio. Los mercados que demandan deuterio para usos no nucleares incluyen la fabricación de semiconductores, pantallas OLED y fibra óptica, así como los sectores de ciencias biológicas y ambientales.
Los planes de Candu
Candu Energy, la compañía canadiense dueña de los derechos comerciales de la tecnología CANDU y que forma parte del holding Atkins Realis, esta avanzando en el diseño de un reactor de 1000 MW de potencia, el CANDU Monark.
Como cada reactor Monark demandaría 1000 toneladas de agua pesada, la empresa busca asegurar la provisión del producto en caso de que se construyan reactores de este tipo. La provincia de Ontario proyecta que necesitaría 18.000 MW de energía nuclear para cumplir con los objetivos canadienses de descarbonización.
El problema es que hoy no existen fuentes de producción de agua pesada a la escala industrial necesaria para un relanzamiento de la línea CANDU. Las plantas productoras que existían en Canadá fueron discontinuadas y utilizaban una tecnología considerada por la empresa como muy poco competitiva. En el plano internacional, la India es la principal productora de agua pesada del mundo, pero la empresa canadiense busca alternativas.
Demian Reidel recibió en Casa Rosada al presidente de la división nuclear de Atkins Realis, Joe St. Julian, dueña de la tecnología Candu. El martes había visitado la central de Embalse junto al embajador de Canadá. También visitó la planta de agua pesada en Arroyito. pic.twitter.com/l5WzY4hAyC
Es en esa ecuación en la que se inscribe el interés de Candu Energy en reactivar la PIAP, cristalizado en una visita al país que realizó el año pasado el CEO y presidente de la compañía, Gary Rose. «La tecnología de agua pesada que teníamos en Ontario no estaba a la altura de los estándares modernos. La planta argentina sí lo está. Por lo tanto, necesitamos determinar cómo puedo suministrar suficiente agua pesada para una flota de nuevos CANDU», explicó Rose en una entrevista exclusiva brindada a EconoJournal.
El desarrollo sostenido de Vaca Muerta ha generado una creciente demanda de mano de obra calificada en tareas técnicas críticas. Esta situación puso en evidencia ciertos cuellos de botella, particularmente en lo que respecta a la profesionalización y certificación de los operarios. Frente a este escenario, surge la necesidad de implementar mecanismos formales que garanticen estándares de calidad, seguridad y eficiencia en el trabajo, reduciendo los márgenes de error y mejorando la competitividad del recurso humano. En este contexto, el Esquema 3CHA desarrollado por SIIS Ingeniería, en colaboración con profesionales y técnicos del sector Oil&Gas, se presenta como una innovación clave. Se trata de un sistema técnico de calificación, capacitación y certificación de habilidades en abrasión, alineado con normativas nacionales e internacionales como IRAM, ISO y ANSI.
Su objetivo se centra en asegurar la trazabilidad de competencias laborales y mejorar la calidad de las tareas abrasivas, que son fundamentales en la cadena de valor del Oil& Gas, además de brindar respuestas concretas a las exigencias crecientes de las operadoras, al profesionalizar tareas que impactan directamente en la confiabilidad y seguridad de los equipos. Incluye una serie de procedimientos codificados que regulan la formación, evaluación, certificación y auditoría.
En diálogo con EconoJournal, Daniel Bravo, CEO de SIIS Ingeniería y autor técnico principal del Esquema 3CHA, aseguró que la implementación de este esquema ya ha comenzado a mostrar resultados positivos en empresas contratistas con beneficios tangibles como la disminución de accidentes, la reducción de trabajos y una mayor eficiencia operativa. Además, adelantó que la iniciativa apunta a convertirse en un estándar de referencia dentro del sector, con proyección nacional e internacional.
Esta nueva iniciativa técnica se vincula a la necesidad de responder a la demanda de mano de obra calificada para sostener el crecimiento de Vaca Muerta que, en la actualidad, se presenta como uno de los cuellos de botella que aquejan al sector. ¿Cuál es el aporte que podrían realizar a la industria desde esta iniciativa?
–El esquema 3CHA de SIIS representa un avance inédito en la profesionalización de tareas críticas dentro del sector Oil&Gas. Aporta una estructura formal para la capacitación, calificación y certificación de habilidades en abrasión, alineada con normas nacionales (IRAM) e internacionales (ISO, ANSI, OSHMA). Este enfoque sistemático permite estandarizar criterios de calidad, mejorar la seguridad y brindar trazabilidad documental de las competencias laborales. De este modo elevamos la competencia del personal, aportando mayor confiabilidad operativa y calidad en los trabajos del sector.
¿En qué consistió el proceso de desarrollo de este proyecto que busca acompañar el desarrollo de la industria?
–El Esquema 3CHA surge como respuesta a una necesidad concreta detectada en el sector: empresas contratistas requerían certificar las competencias de sus operarios ante exigencias crecientes de las operadoras (YPF, Vista, etc.), especialmente en tareas abrasivas de campo y taller. Para dar solución a esta demanda, SIIS junto a profesionales experimentados de la industria, desarrollaron un sistema integral de calificación compuesto por una serie de procedimientos, todos ellos alineados con normas nacionales e internacionales como ISO 9001, IRAM/IAS e ISO/IEC 17024.
Este enfoque permitió estandarizar criterios de evaluación, establecer condiciones objetivas de prueba y generar un proceso transparente de certificación con plena trazabilidad técnica y documental.
¿Por qué resulta clave calificar a los operadores de la industria en abrasión? ¿Cuál es el impacto para el sector y el agregado de valor?
–Calificar operadores en abrasión es clave porque reduce fallas mecánicas, accidentes y tiempos de parada. En industrias como Oil&Gas, donde la precisión y seguridad son esenciales, una mala ejecución de tareas como desbaste, corte o arenado compromete la integridad estructural de componentes. La certificación bajo el Esquema 3CHA garantiza que el operador cumpla con exigencias técnicas, lo que eleva el valor agregado del recurso humano.
En la calificación se evalúa el desempeño bajo criterios estrictos: se comprueba que el operario aplique correctamente los Elementos de Protección Personal (EPP), respete los procedimientos y alcance la calidad requerida en el acabado brindándole herramientas para que compruebe él mismo su trabajo, previo a cualquier inspección de la empresa que lo contrata o de tercera parte. Esto agrega valor al sector al profesionalizar la mano de obra, eleva la confianza en los resultados y minimiza retrabajos o riesgos operativos.
¿Cuál es la importancia de las tareas de abrasión en la industria del gas y petróleo?
–Las tareas de abrasión (corte, desbaste, cepillado, arenado, etc.) son fundamentales en gas y petróleo porque preparan las superficies para soldadura, pintura, recubrimientos o reparaciones, manteniendo así la integridad mecánica de los equipos. Se usan en líneas de piping en plantas, ductos (como el GPNK o el futuro Vaca Muerta Sur), en fabricación de estructuras, y casi en la totalidad de equipos metálicos. Realizar correctamente estas tareas evita problemáticas raíz en procesos posteriores. En resumen, la calidad de la abrasión influye directamente en la confiabilidad de instalaciones y equipos del sector, por lo que su importancia es estratégica.
México cerró 2024 con una capacidad instalada de 12,5 GW en tecnología fotovoltaica, de los cuales 8,1 GW corresponden a proyectos de gran escala y 4,4 GW a generación distribuida. Este último segmento muestra un crecimiento sin precedentes, con un incremento interanual del 48,4%, alcanzando 1,086.22 MW de nueva capacidad instalada a través de 106,934 contratos.
Este año, la ampliación del límite de GD a 700 kW y la definición de la modalidad de autoconsumo entre 700 kW hasta 20 MW generan expectativas de un aumento en el volumen de nuevos negocios, particularmente en los sectores comercial e industrial.
“El mercado de generación distribuida es por lo menos 1 GW al año sin problema, y si sigue la curva, es como 1.3 GW al año y después bajará un poquito. Pero en el sexenio acumularle 9 GW definitivamente es posible, además de la parte de utility”, estimó Manuel Arredondo, Country Manager México de ZNShine Solar.
El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030 contempla la ejecución de 9 proyectos fotovoltaicos por 4,673 MW de capacidad, incluyendo las etapas finales de la Central Fotovoltaica de Puerto Peñasco, que sumarán 580 MW adicionales en el corto plazo.
“El panorama es muy bueno, estamos muy contentos y la verdad es que el año va bastante bien para nosotros. Ahora sí, gracias a Dios, a diferencia del año pasado”, expuso Arredondo.
Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit México (FES México), el referente empresario explicó que la ampliación del límite de GD de 500 kW a 700 kW, junto con la creación de la modalidad de autoconsumo de hasta 20 MW, genera un escenario de alto potencial, aunque no exento de incertidumbre.
“Eso es muy incierto también porque no sabemos 20 MW de qué manera se podrá implementar, porque por teoría económica de clústeres, las compañías tienden a estar juntas en parques industriales donde no hay tanta área”, señaló.
En este escenario, ZNShine apuesta a mantener su ventaja competitiva a través de soluciones tecnológicas diferenciadas. “Por lo que nosotros somos famosos es por una patente que tenemos en el vidrio como tal que impide que se le pegue el polvo. Entonces, eso disminuye 30% del soiling factor. Para México es esencial porque es un país polvoso y tenemos escasez de agua. Entonces eso lo vendemos sin problema, ya tenemos más de 100 MW vendidos en México únicamente de módulos de doble vidrio con grafeno”, precisó Arredondo.
A la consolidada línea de productos se suma otra de sus soluciones enfocadas a instalaciones sobre techos con limitaciones estructurales como las que pueden presentarse en sectores productivos dónde aprovechar generación distribuida y autoconsumo.
“Estamos lanzando un panel flexible; se le dice flexible, pero en realidad lo que es particular de este panel es que es de bajo peso. Ese producto ha tardado seis meses en desarrollarse con varios millones de dólares, pero como tal es un producto que está hecho para techos que no aguantan mucho peso. Y actualmente todos esos techos que han sido rechazados, en 2025 se activarán”, detalló el directivo.
En cuanto a la estrategia de mercado, Manuel Arredondo, Country Manager México de ZNShine Solar, afirmó: “Ahorita, nos toca consolidarnos. Es una etapa de negocios completamente distinta, son alianzas distintas también. Nosotros distribuimos mucho con Exel Solar, pero también trabajamos con Solar Max y Solar Center, grandes distribuidores en México, y estamos muy contentos con ese desempeño que hemos tenido”.
El pasado 14 de abril, el ministro de Economía de Argentina Luis Caputo anunció la eliminación del cepo cambiario, permitiendo a las personas acceder al mercado oficial de dólares sin restricciones ni recargos, mientras que las empresas podrán remitir utilidades generadas en 2025. Además, se eliminaron los plazos de espera para el pago de importaciones, una medida largamente esperada por el sector productivo.
Un mes después de ese anuncio, Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business y coordinador del Comité de Financiamiento de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), analizó la situación actual del sector y el impacto en el segmento de la generación distribuida.
A pesar de las medidas oficiales, Dapelo advirtió que aún no se puede hacer un pedido anticipado de un contenedor de paneles solares; ya que resulta necesario gestionar una carta de crédito y el Banco Central autoriza el pago 30 días después del embarque (anteriormente era de 90 días desde la nacionalización).
“Eso tiene un costo financiero, ya que los proveedores despachan contra 100% anticipado. Entonces se debe abrir una carta de crédito o financiarse con una empresa subsidiaria del exterior. Y sin duda ese costo financiero lo termina pagando el producto y el cliente”, indicó Dapelo.
Asimismo, la estabilidad macroeconómica sigue siendo el principal condicionante en las decisiones empresariales. Aunque las restricciones a las importaciones se flexibilizaron y el precio de la energía subió, la devaluación del peso argentino contrarrestó esos beneficios.
“Mejoró sustancialmente el retorno de inversión a nivel industrial desde las últimas elecciones, pasando de 12 a 5 años. Es un buen plazo de repago”, precisó; aunque alertó que “ese cálculo es una foto de hoy” y que cualquier variable puede modificar el panorama.
“También hay que analizar los nuevos valores del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) (se oficializó una fórmula polinómica días atrás que tomará en cuenta el IPC y el IPIM) y el programa de aumentos para los próximos cinco años que autorizó el gobierno y si realmente se llevará a cabo”, agregó.
Dapelo también se refirió a las posibilidades de financiamiento por parte de entidades bancarias del país. Si bien las tasas para proyectos de generación distribuida rondaban los 30% en el cierre del 2024, este año se han incrementado y oscilan entre 40% y 60%, lo que, bajo la mirada del especialista hace inviable financiar un proyecto con estas condiciones para las pequeñas y medianas empresas.
Aun así, destacó la línea de crédito del Banco Nación para eficiencia energética y renovables, con un plazo de 10 años: “Es muy interesante porque es un plazo que está por encima del periodo de repago y permite amortizar el préstamo con los ahorros energéticos; mientras el resto de bancos comerciales el plazo promedio es de cinco años.
“También que destacar que los anuncios y las medidas que se van tomando intentan ir en esa dirección, en la dirección de normalizar las tarifas y normalizar las importaciones, con lo cual mejora el repago de los proyectos de generación distribuida. Pero estamos en un periodo de acomodamiento de todas estas piezas del rompecabezas y entonces el empresario espera”, complementó el socio fundador de ON-Networking Business y coordinador del Comité de Financiamiento de CADER.
Perspectivas de la Generación Distribuida al 2030
Las proyecciones oficiales muestran un preocupante desfasaje respecto a la realidad actual. Bajo la Ley N° 27424, Argentina cuenta con 2589 usuarios-generadores, que suman apenas 66,41 MW instalados mediante medidores bidireccionales, muy por detrás de los más de 33000 U/G que estipulaba el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.
Por lo que para alcanzar la meta de 1 GW al 2030, el ritmo de crecimiento debería multiplicarse de forma sostenida, algo que hoy parece improbable, a partir de señales claras para el mercado sobre la real tasa de expansión de la generación distribuida y en función de qué se calculará.
“Argentina necesita una política energética enfocada en la transición. Tenemos que hacer es cómo trabajamos para volver a poner un número real”, concluyó el entrevistado.
En un contexto donde la generación solar fotovoltaica crece rápidamente en la región, el almacenamiento de energía comienza a posicionarse como un componente estratégico para garantizar la flexibilidad y confiabilidad de los sistemas eléctricos. Sin embargo, los marcos regulatorios de muchos países aún no alcanzan a dimensionar ni remunerar todo el potencial de las baterías.
“Está a media carga la regulación”, afirmó Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen Energy.
Durante su participación en Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), la referente de este fabricante líder de módulos fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento explicó: “No soy la única que lo ha notado: se sigue considerando que la batería solo sirve para brindar un poco de confiabilidad a la red, que empiece a descargar cuando pasa una nube, que es el ejemplo clásico que todo el mundo pone. La cuestión es que la batería no solo puede hacer eso”.
La vocera de Risen destacó funciones como el arranque en negro o regulación de voltaje y frecuencia por grid forming, servicios críticos para la estabilidad de los sistemas, especialmente en escenarios con alta penetración de energías renovables. Pero advirtió que estos servicios siguen sin tener un valor comercial claro en la mayoría de los mercados latinoamericanos.
En el caso de República Dominicana, la situación es particularmente ilustrativa: según cifras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen 20 proyectos solares con almacenamiento (PV+BESS) que podrían ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030. Representan unos 1,860 MW de generación y 542 MWh de capacidad de almacenamiento.
“La tecnología avanza mucho más rápido que la burocracia”, señaló Sandoval, quien contempló la necesidad de propiciar una escucha activa entre desarrolladores, reguladores y tecnólogos. “Tiene que haber un esfuerzo conjunto de retroalimentación para hacer que el marco regulatorio genere un mercado de servicios conexos”, agregó.
Desde la perspectiva del fabricante, la contribución a esta transición está en el desarrollo y suministro de tecnología de vanguardia. Risen es una empresa que tiene más de 22 años de experiencia manufacturando productos de altísima calidad. “Nuestra apuesta es 100% por tecnología de punta”, destacó Sandoval. “Somos fabricantes de tecnología HJT, que tiene récord de eficiencia de 24.7%. Nuestro enfoque está en productos de alta densidad, tanto en módulos como en sistemas de almacenamiento”.
Consultada sobre los pedidos que harían al gobierno dominicano para acompañar la meta oficial de duplicar la capacidad renovable al 2028, Sandoval pidió por regulaciones claras y procesos de interconexión simples. Aclaró que si bien los fabricantes de tecnología no son los principales beneficiarios de una buena regulación, sí son aliados fundamentales para garantizar productos que “cumplan con lo que dicen que tienen que cumplir”.
Uno de los desafíos más frecuentes que enfrentan los proyectos PV+BESS en la región es la falta de normativa que contemple todas las aplicaciones del almacenamiento y su hibridación con plantas de generación. Si bien países como México, Guatemala o República Dominicana han avanzado en la publicación de regulaciones específicas para almacenamiento, según Sandoval aún queda mucho camino por andar.
“Hay que desarrollar una nueva regulación a paso acelerado porque la tecnología avanza mucho más rápido que la burocracia”, enfatizó.
Sobre las posibles herramientas para fomentar el despliegue de almacenamiento en República Dominicana, Sandoval abordó la discusión sobre mercados de capacidad, reservas de flexibilidad y subastas.
“Mi opinión acerca de las licitaciones es un poco controversial”, reconoció. Basándose en su experiencia en el mercado mexicano, indicó que los esquemas de subastas públicas fueron muy útiles en una etapa inicial para dinamizar el mercado de renovables, pero que pueden presentar riesgos si no evolucionan.
“Se logró el cometido de iniciar el sistema, pero en algún punto hubo demasiada participación de empresas transnacionales. El gobierno tuvo que frenar porque necesitaba balancear la promoción del empleo local y el desarrollo de empresas nacionales con la búsqueda de menores costos, que no siempre van de la mano”, comentó.
Por ello, propuso un rediseño de los mecanismos de licitación: “El sistema de subastas debería evolucionar y volverse más complejo, hacia un modelo de subastas focalizadas basadas en requerimientos energéticos puntuales”.
En definitiva, Risen insiste en que el almacenamiento no puede seguir viéndose solo como respaldo. Su potencial para aportar servicios críticos a la red ya está disponible desde la tecnología, pero para que se materialice en proyectos reales, los mercados deben acompañar con reglas claras, ágiles y adaptadas a la velocidad del avance tecnológico.
La estrategia de Seraphim para la nueva era de la energía solar y el almacenamiento no solo se limita a la fabricación de paneles fotovoltaicos. La compañía, reconocida como Tier One durante más de una década, amplía su alcance hacia soluciones completas para proyectos PV+BESS.
“Fabricamos todo tipo de paneles fotovoltaicos; estamos hablando de monoperc, Topcon, HJT y ahora también sumamos el panel flexible”, destacó Giuseppe Benedetto, Sales Manager de la compañía en Chile, al enfatizar la capacidad de la empresa para atender las más diversas necesidades tecnológicas del mercado. Pero aquello no sería todo.
La alianza con la gigante CRRC, fabricante líder en China con una capacidad instalada de 25 GWh en almacenamiento energético, refuerza esta propuesta de valor. El objetivo es claro: ofrecer un portafolio integral que acelere los proyectos de transición energética.
“Este acuerdo nos permite, aparte de entregar soluciones en paneles solares, integrar todo tipo de productos necesarios para plantas solares y almacenamiento”, subrayó Benedetto, señalando que además de los paneles se encuentran ofreciendo soluciones de almacenamiento con baterías, inversores y hasta subestaciones eléctricas.
Pero mientras la tecnología está lista, el mercado enfrenta desafíos regulatorios que limitan su desarrollo. “Lo que creemos que es necesario para fortalecer el sistema eléctrico y avanzar en gran medida es agilizar los permisos y procesos de concesión”, remarcó el portavoz de Seraphim. La falta de regulaciones claras, especialmente en mercados emergentes de América Latina y el Caribe, genera incertidumbre sobre la viabilidad de los proyectos de almacenamiento, retrasando inversiones clave.
Durante un panel de debate en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Benedetto compartió su análisis sobre el estado actual del sector y no esquivó los temas críticos. Analizando el caso de Chile, reconoció que, a pesar de ser un referente en energías renovables, su matriz eléctrica mostró vulnerabilidades con el reciente apagón.
“Nuestra matriz eléctrica está muy debilitada. ¿Se podría haber solucionado? Claro que sí, pero no hay sistemas de remuneración claros para la flexibilidad en todos los servicios que puede ofrecer un sistema de almacenamiento”, advirtió. La dependencia de soluciones enfocadas solo en el arbitraje de energía o en la gestión de vertimientos, ha dejado de lado servicios esenciales como el fortalecimiento de las líneas de transmisión y la reposición energética en casos de blackout.
La lección es clara desde la perspectiva de Giuseppe Benedetto: los mercados deben evolucionar hacia esquemas de remuneración que reconozcan todos los beneficios de los sistemas de almacenamiento. “Así como las centrales diésel en Chile funcionan únicamente para reponer energía y su comisión es en base a la disponibilidad más que a la generación, ese mismo esquema podría ser un incentivo para potenciar el almacenamiento”, planteó Benedetto.
Mientras tanto, en mercados como República Dominicana, donde 20 proyectos PV+BESS planean ingresar al SENI entre 2025 y 2030 con una capacidad de 1,860 MW de generación y cerca de 542 MWh de almacenamiento, la competencia entre proveedores se intensifica.
Consciente de este escenario, Benedetto no dudó en destacar las credenciales de su empresa: “Nosotros podemos ofrecer todo, no solamente paneles. En Seraphim somos Tier One en la parte de paneles y Tier One en la parte de baterías”, afirmó, invitando abiertamente a los desarrolladores a acercarse y conocer la oferta integral de la compañía.
La digitalización aplicada a la gestión de activos solares está demostrando un impacto concreto y cuantificable en la eficiencia operativa y financiera del sector. Un reciente caso de éxito refleja cómo una planta fotovoltaica de 7 MW logró recuperar 268.000 dólares a través de un proceso de reclamación de garantías, tras detectar miles de fallos de fabricación en sus módulos.
El hallazgo técnico fue posible gracias a una inspección térmica de alta definición y a la implementación de SolarGain, la plataforma digital de Above, con una inversión total de apenas 4.000 dólares. La herramienta permitió al cliente identificar, validar y documentar de forma georreferenciada un total de 3.940 módulos defectuosos, optimizando el tiempo de respuesta ante el fabricante y transformando un hallazgo puntual en una estrategia de recuperación de valor.
En una entrevista con Energía Estratégica, Alejandro Cebrián, Sales Manager para el Sur de Europa y LATAM de Above, da precisiones sobre cómo se estructuró este proceso y cuáles son los elementos clave que permiten replicar este modelo en otras plantas de la región.
En relación con el caso mencionado, ¿qué tipo de anomalías térmicas y visuales fueron identificadas durante la inspección aérea que motivaron la activación del proceso de garantía, y cuál fue el procedimiento seguido para documentarlas ante el fabricante?
Se trata de un cliente que en el año 2 de gestión del activo detecta graves fallos después de realizar la inspección térmica anual. Con los resultados, el cliente revisó presencialmente las principales zonas afectadas visualizando que muchas de esas anomalías estaban asociadas fallos del laminado del módulo provocando anomalías de 5 a 15 grados de temperatura en términos de gradiente.
¿Cuáles fueron los elementos diferenciales que aportaron las soluciones digitales de Above –particularmente SolarGain y las inspecciones de alta definición– en términos de trazabilidad, evidencia técnica y validación del reclamo ante la contraparte?
Tras el análisis de termografía IEC-62446 de Above , el cliente utilizó la plataforma SolarGain y SG app para generar un Digital Twin de la planta .
El Digital Twin es la recreación digital de todos los componentes de la planta como módulos, Inverters, Transformadores… En cada componente se puede integrar toda la información de manera georreferenciada, centralizada y digital.
Para efectuar su análisis el cliente siguió los siguientes pasos:
En primer lugar, subió al portal todos los seriales escaneados de todos los módulos. En caso de no tener realizada la trazabilidad, también podría escanearlos con nuestra app SolarGain.
En segundo lugar, el cliente asoció las inspecciones visuales correspondientes a cada módulo en el Digital Twin, Integrando los datos del módulo, imagen visual y térmica.
Una vez la información ya está integrada en el Digital Twin de manera georreferenciada, el cliente se percató de que la mayoría de módulos afectados correspondían el mismo nº de lote. De forma sencilla, filtró por ese lote en el portal, registrando un total de 3.940 módulos a reclamar.
Como último paso, el cliente exportó desde Above el listado en PDF automáticamente de los 3.940 módulos afectados y lo envió al fabricante en cuestión de minutos.
¿Qué impacto económico o logístico representó esta gestión para el cliente, y en qué medida el uso de sus tecnologías contribuyó a acelerar o facilitar el proceso frente al proveedor de los paneles?
Con una inversión de aproximadamente 4.000 USDde termografía + Plataforma, el cliente pudo detectar y reclamar un aproximado de 268.000 $. No hubiera sido sencillo esta detección de fallos sin georreferenciación ni trazabilidad integrada.
A esa rentabilidad ya ejecutada, hay que sumarle el ahorro de tiempos del 87 % de realizar un informe con la plataforma de Above en tan solo 3 clics. Lo que se tardó un día mediante la app de SolarGain y los informes automáticos, se hubiera tardado semanas con un método tradicional.
A partir de esta experiencia, ¿qué aprendizajes clave podrían adoptar otras empresas de la región para estructurar procesos exitosos de reclamación de garantías utilizando herramientas de inspección remota y análisis georreferenciado?
Sin duda alguna, el mayor aprendizaje es la demostración de que invertir en Digitalización es generar ahorro de tiempos, costes y mejorar la calidad de la gestión de información en las operaciones de un activo.
Respecto a este caso de éxito, y en líneas generales, ¿cómo evalúan el potencial de los sistemas de drones autónomos en la mejora continua de procesos vinculados a mantenimiento predictivo y soporte en reclamaciones?
Sin duda alguna el potencial es enorme. Los drones autónomos reducen tiempos y costes, mejoran el tiempo de respuesta, y profesionalizan la gestión de incidencias. Además, su integración con inteligencia artificial y plataformas como Above los convierte en herramientas estratégicas para la transformación digital del mantenimiento y postventa.
La Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME) se prepara para un 2025 de alto impacto, como un año clave enfrentando desafíos desafíos estructurales que exigen acción decidida, pero también oportunidades concretas para influir en la agenda pública y proyectar su trabajo a nivel regional.
“En Chile, seguiremos fortaleciendo alianzas con el mundo público y privado para impulsar políticas de equidad de género basadas en datos, con indicadores claros y medidas que permitan revertir el estancamiento en la participación femenina”, afirmó Pía Suárez, presidente de AME, en diálogo con Energía Estratégica.
Mientras que a nivel internacional, uno de los proyectos más ambiciosos será la conformación de la primera Red Latinoamericana de Asociaciones de Mujeres en Energía, en conjunto con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), iniciativa que busca “conectar, apoyar y escalar buenas prácticas en la región”.
“AME se ha posicionado como una plataforma de incidencia y colaboración. Con 673 socias en menos de dos años, hemos demostrado que existe una demanda concreta por espacios de articulación, formación y visibilización de mujeres en energía”, señaló Suárez.
Para lograr estos objetivos, AME ha definido tres ejes de acción: formación, visibilización y transformación estructural del sector. En materia de formación, la asociación fortalecerá sus programas de capacitación y ampliará alianzas con instituciones académicas.
“Queremos que más mujeres accedan a espacios de formación técnica y de liderazgo, claves para avanzar en sus trayectorias profesionales”, precisó la presidenta del gremio.
En cuanto a la visibilización, la presidenta de AME adelantó que potenciarán campañas como “Conoce a nuestras socias” y reforzarán la participación de sus integrantes en eventos clave del sector, a fin de que más mujeres sean referentes, voceras y parte de los espacios donde se toman decisiones.
Mientras que en el ámbito estructural, el foco estará en seguir impulsando la incorporación de indicadores de equidad de género en las empresas del sector energético.
Los desafíos para una mayor inserción de mujeres en la industria siguen siendo significativos, dado que más del 45% de las mujeres del sector están en funciones administrativas, lo que, bajo la mirada de la especialista, “limita sus trayectorias y empobrece la diversidad de perspectivas en espacios de decisión”.
A esto se suma la persistente brecha salarial del 24%, según estudios del Ministerio de Energía. Y aunque existen iniciativas en marcha, la presidenta de AME reconoce que “muchas empresas aún carecen de planes concretos para avanzar en equidad”.
“No obstante, la transición energética abre nuevas oportunidades, ya que está generando demanda por nuevos perfiles profesionales y es una oportunidad para rediseñar la industria con una mirada inclusiva. Si el sector aprovecha este momento con enfoque de género, podrá no solo cerrar brechas, sino también avanzar hacia modelos más sostenibles y competitivos”, Pía Suárez
Y con un año electoral por delante (en noviembre se denifirá la presidencia nacional para el período 2026-2030), AME considera que es una oportunidad clave para consolidar avances y comprometer nuevas acciones.
“Es prioritario establecer metas concretas de participación femenina y avanzar en políticas de corresponsabilidad y flexibilidad laboral”, propuso Suárez, a la par que recomendó incentivar la formación de mujeres en carreras STEM mediante becas, mentorías y prácticas profesionales.
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió una consulta pública para incentivar la producción y consumo de biometano, tanto en los sectores eléctrico, térmico y transporte vehicular, como parte de la iniciativa prevista en la Ley del Combustible del Futuro (Ley 14.993/2024) y que busca fomentar la inclusión del biometano en la matriz energética nacional como herramienta clave para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).
De acuerdo con el proyecto de decreto, la reducción de emisiones en el mercado de gas natural se logrará mediante la participación progresiva del biometano en el consumo nacional. El objetivo es iniciar en 2026 con un mandato obligatorio del 1%, condicionado a la disponibilidad de suministro, y escalar gradualmente hasta un máximo del 10%.
Para garantizar el cumplimiento de estos objetivos, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) establecerá las metas anualmente, precedidas de un análisis de impacto regulatorio (AIR), que evaluará la viabilidad técnica y económica.
El mismo deberá considerar, la disponibilidad actual o futura de biometano y del biogás, la capacidad de la infraestructura y de las instalaciones de producción y manipulación, los beneficios de la descarbonización y la preservación de la competitividad, como también prever objetivos indicativos para los próximos cinco años.
El MME también anunció que la CNPE publicará anualmente un informe detallando el porcentaje de cumplimiento de las metas por cada agente obligado, así como las sanciones administrativas y pecuniarias aplicadas.
Desde el punto de vista de la industria gasífera, esta medida representa un cambio significativo. La conversión de las metas de reducción en metas volumétricas de adquisición de biometano obligará a los agentes del sector a reconfigurar sus estrategias comerciales, dado que las empresas deberán incorporar al menos un 1% de biometano en sus operaciones de venta, autoproducción o autoimportación, siempre que se demuestre su viabilidad técnica y económica.
Además, el programa contempla beneficios directos para los productores e importadores de biometano, quienes podrán certificar su producción a través de agentes certificadores de origen (ACO), quienes tendrán la responsabilidad de verificar los procesos de producción y emitir los Certificados de Garantía de Origen de Biometano (CGOB).
En cuanto a las sanciones, el decreto establece un régimen estricto. Las multas por incumplimiento no podrán ser inferiores al beneficio económico obtenido mediante la infracción y oscilarán entre R$ 100.000 y R$ 50.000.000. Además, se contempla la suspensión temporal o total de las operaciones de las instalaciones en caso de reiterados incumplimientos.
La consulta pública estará abierta hasta las14 horas del próximo lunes 19 de mayo, ofreciendo a todos los actores del sector la oportunidad de presentar sus aportes sobre la reglamentación de este ambicioso programa que pretende marcar un antes y un después en la descarbonización del sector energético brasileño.
La semana pasada, Solis llevó energía e innovación al corazón de Intersolar Europe, donde presentó sus soluciones híbridas más avanzadas y celebró 20 años de trayectoria en la industria solar. A lo largo del evento, el equipo recibió una afluencia constante de visitantes, atraídos por lanzamientos de productos que marcan un nuevo estándar tecnológico.
Energía híbrida a escala para proyectos comerciales
Uno de los grandes atractivos del estand fue el modelo S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H, diseñado especialmente para instalaciones comerciales e industriales. Esta solución combina un diseño compacto con un rendimiento sobresaliente.
Características principales:
Potencia de salida de 125 kW en un formato mural que ahorra espacio
Puertos duales de batería de 100 A para opciones de carga y descarga flexibles
Escalabilidad en paralelo de hasta 750 kW
Capacidad de respaldo con sobrecarga de 2x — ideal para picos de consumo
La serie de inversores híbridos de Solis abarca un amplio rango de potencias, desde 30 kW hasta 125 kW, adaptándose a una variedad de aplicaciones como sistemas en techos, en suelo y soluciones de almacenamiento a gran escala. Además, la marca ofrece un gabinete de almacenamiento externo para aplicaciones comerciales e industriales, compatible con múltiples marcas de baterías de alto o bajo voltaje, lo que permite soluciones escalables y adaptables según las necesidades del cliente.
Gestión energética inteligente con Solis AI
También se presentó en la feria Solis AI, el nuevo asistente inteligente integrado en la plataforma SolisCloud, diseñado para simplificar y automatizar la gestión energética tanto para usuarios residenciales como comerciales.
Solis AI permite:
Prever tarifas eléctricas y optimizar el consumo energético
Adaptarse a los hábitos de consumo con el tiempo
Garantizar cumplimiento con la red de forma automática
Celebrando dos décadas de innovación solar
Para conmemorar su 20 aniversario, Solis organizó un evento especial el jueves dentro de su estand, reuniendo a clientes, socios y colegas del sector. Fue una oportunidad para celebrar logros compartidos y reconocer las contribuciones que han impulsado el crecimiento de Solis desde sus inicios locales hasta convertirse en una marca global con más de 100 GW de inversores instalados en todo el mundo.
Sandy Woodward, Directora General de Solis Europa, comentó:
“Esta edición de Intersolar fue un momento clave. La respuesta tanto al inversor híbrido de 125 kW como a Solis AI fue sumamente positiva. Los instaladores y socios conectaron de inmediato con esta combinación de potencia compacta y gestión energética inteligente. Pero lo que realmente hizo especial este evento fue poder celebrar nuestro 20 aniversario en el estand, rodeados de tantas personas que han sido parte de este camino. Fue un momento para reflexionar sobre lo que hemos logrado y compartir una visión de lo que viene.”
Tras el fuerte interés recibido durante la feria, tanto el inversor híbrido de 125 kW como la plataforma Solis AI están programados para su lanzamiento en mercados seleccionados a lo largo de este año.
Sobre Ginlong (Solis) Technologies
Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código en Bolsa: 300763.SZ) es uno de los fabricantes de inversores string para energía fotovoltaica más grandes y experimentados del mundo. Bajo la marca Solis, la empresa ofrece soluciones innovadoras con tecnología de inversores string, garantizando una confiabilidad de primer nivel respaldada por las certificaciones internacionales más estrictas. Gracias a su cadena de suministro global, capacidades de I+D de clase mundial y manufactura avanzada, Ginlong adapta sus productos a cada mercado regional, brindando soporte y atención con experiencia local. Visita:Solis – Fabricante Global de Soluciones de Energía Solar y Almacenamiento
La Secretaría de Energía fijó nuevos precios para los biocombustibles que las compeñías petroleras adquieren para su mezcla proporcional obligatoria con naftas y gasoils.
A través de la Resolución 195/2025 ya oficializada fijó en $ 788,181 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
En la misma resolución se fijó en $ 722,395 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla con nafta, el cual también regirá para las operaciones durante el mes de mayo.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los treinta (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
La cartera a cargo de María Tettamanti oficializó además la resolución 196/2025 por la que fijó en $ 1.251.837 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 27.640, para las operaciones que se realizan en mayo, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los siete (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se puntualizó.
Pampa Energía presentó los resultados del primer trimestre de 2025 y destacó el crecimiento de sus inversiones, que en el período suman U$S 160 millones y superan en 40 % las realizadas en el mismo período del año anterior.
En la presentación ante inversores de Pampa se destacó su fuerte plan de inversiones, enfocado en obras de infraestructura para desarrollar las reservas de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda.
Rincón de Aranda está ubicado en la cuenca neuquina, en la ventana de crudo de Vaca Muerta. Es un bloque petrolífero no convencional que Pampa Energía adquirió en 2023, con una superficie de 239,39 kilómetros cuadrados.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó en tal sentido que “el desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de U$S 800 millones para 2025 y una cifra similar en el 2026, la mayor en un solo proyecto en la historia de Pampa Energía”.
Pampa está ejecutando la primera etapa de este proyecto y ya conectó cuatro pozos para alcanzar una producción de 6.000 barriles por día.
En los próximos meses, se indicó, Pampa conectará otros 24 pozos para alcanzar una producción de 20.000 barriles por día, y proyecta alcanzar los 45.000 barriles día para 2027.
Además, la compañía destacó que durante el primer trimestre de este año concentró sus inversiones en el desarrollo de una planta de tratamiento de crudo, un oleoducto, y un gasoducto de evacuación.
Pluspetrol e YPF aumentarán 20% la capacidad de procesamiento en el yacimiento La Calera, que se posiciona como el tercero más grande de gas en la cuenca neuquina. Pluspetrol e YPF invertirán US$700 millones para aumentar en un 20% la producción de gas del yacimiento La Calera. Esta inversión se suma al desembolso de US$1500 millones que hicieron en los últimos dos años. Como parte de la estrategia de crecimiento y desarrollo eficiente de los activos, en el yacimiento La Calera que Pluspetrol opera con YPF como socio, se amplió la capacidad de procesamiento a 14,5 millones de metros cúbicos […]
Tras la adquisición de los activos de ExxonMobil, la compañía apunta a triplicar su producción en el norte de la cuenca neuquina antes de 2026. La estrategia de Pluspetrol en Vaca Muerta avanza con pasos firmes. A comienzos de este año, la compañía pateó el tablero con la resonante compra de los activos de ExxonMobil en Argentina, lo que le permitió ganar presencia en la zona norte de la formación, especialmente en áreas cercanas a Rincón de los Sauces. Desde entonces, ya incrementó la producción a más de 10 mil barriles diarios de crudo, a la vez que incorporará un […]
Las ventas consolidadas durante el primer trimestre de 2025 alcanzaron los $ 130.607 millones. Si se incluyen las ventas de CGC al porcentaje de participación de SCP las ventas ascienden a $204.646 millones. Al cierre del primer trimestre del 2025 la ganancia neta de Sociedad Comercial del Plata (SCP) ascendió a $4.745 millones y las ventas consolidadas (que por las normas contables no incluyen las de Compañía General de Combustibles S.A. – “CGC”) alcanzaron $130.607 millones ($204.646 millones si se incluye CGC al porcentaje de participación de SCP). En este primer trimestre del año, se destaca la celebración de un […]
Los envíos de shale oil de Neuquén a través de OTASA a la refinería de ENAP en Biobío casi se duplicaron en el primer trimestre del año. Las exportaciones de petróleo desde Vaca Muerta hacia Chile a través del Oleoducto Trasandino (OTASA) casi se duplicaron en el primer trimestre de 2025 en comparación con igual período de 2024. La vía de transporte estratégica par el shale oil de Neuquén hacia la refinería de ENAP en Bíobio se consolida. Según datos de la Dirección Nacional de Transporte de Hidrocarburos, que analizó Mejor Energía, en los primeros tres meses de este año […]
El proyecto Vaca Muerta Sur avanza con fuerza en territorio rionegrino, generando un impacto positivo en el empleo y la economía local. La construcción del oleoducto que unirá Allen con Punta Colorada ya está en marcha y emplea a trabajadores de distintas localidades como San Antonio Oeste, Sierra Grande, Valcheta, Viedma y Río Colorado. “Se van incorporando trabajadores de toda la zona atlántica”, afirmó el dirigente de la UOCRA, Miller, quien celebró la creación de nuevos puestos en un contexto de fuerte desocupación. El sindicato de la construcción considera que este proyecto llega como un alivio tras la paralización de […]
Juan José Aranguren analizó la situación del mercado energético. La posibilidad de exportar y tener un superávit energético sin precedente. La Offshore Technology Conference (OTC) 2025 permitió que Houston se convierta en una vidriera para Vaca Muerta. Los actores del no convencional argentino buscan captar la atención de los empresarios estadounidenses para que el shale pueda seguir creciendo y convertirse en el faro energético del Cono Sur. En este marco, el exministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, ponderó que la calidad y cantidad de los recursos naturales obligan a pensar en una Argentina que deje de considerar […]
Ubicada en Allen, se convertirá en un verdadero “hub” de distribución para el crudo que de la formación neuquina, con capacidad para despachar petróleo de la formación tanto hacia Punta Colorada como rumbo Buenos Aires. Pocos kilómetros al norte de General Roca, pero ya dentro de la jurisdicción de Allen, avanza una obra clave para el futuro del petróleo argentino: allí se construye la cabecera de bombeo del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), un megaproyecto impulsado y liderado por YPF junto a petroleras que operan en el país y con las que formó un consorcio para esta inversión. Este punto […]
El gobierno provincial impulsa Emplea Neuquén para vincular formación con demanda laboral. Hay una fuerte demanda de trabajadores desde sectores indirectos, pero “el salto laboral en la industria del petróleo y el gas todavía no ocurre a gran escala”. En una provincia donde el pulso económico lo marca la expansión de Vaca Muerta, la generación de empleo genuino se convierte en el desafío central. Si bien la actividad hidrocarburífera continúa creciendo, aún no se traduce en un salto significativo de incorporaciones laborales directas. En ese contexto, el gobierno neuquino apuesta fuerte a Emplea Neuquén, un programa que ya fue convertido […]
Hace 70 años se fabricaba el primer tubo sin costura. Hoy, el sector metalúrgico es otro: las fuentes de energía se transforman, los procesos se automatizan y la demanda ya no gira sólo alrededor del petróleo. La planta TenarisSiderca, ubicada en la ciudad de Campana, cumple 70 años desde que produjo el primer tubo sin costura de Sudamérica. Este hito marcó el comienzo de un proceso que consolidó a la empresa dentro del sector energético argentino. La planta, fundada en 1954, impulsó el desarrollo del mercado energético y la producción de tubos para la extracción de hidrocarburos a gran profundidad. […]
Se llevará a cabo este miércoles con un fuerte enfoque en innovación tecnológica, formación profesional y fortalecimiento del sector productivo regional. Este miércoles 14 de mayo, a las 8:30 horas, se llevará a cabo de forma oficial el lanzamiento del Programa de Mejora de la Competitividad Industrial 2025 en el Galpón G del Paseo Costanero, una iniciativa impulsada por la Subsecretaría de Desarrollo Económico y la Dirección de Industria, Hidrocarburos y Minería de la provincia de Formosa. Con un fuerte enfoque en innovación tecnológica, formación profesional y fortalecimiento del sector productivo, la nueva edición incorpora temáticas clave como digitalización, comercio […]
A dos semanas del masivo apagón en la península ibérica, Londres sufrió este lunes un corte de electricidad repentino que provocó el cierre de cuatro líneas de metro y retrasos y suspensiones parciales en otras cinco.
Según informó el organismo responsable del transporte público local, Transport for London (TfL), se trató de un apagón en el suroeste de la ciudad que tuvo lugar a las 13.30 (hora local) debido a “un problema de National Grid (la red de electricidad británica)”, que pudo ser resuelto en un breve lapso de tiempo.
Aunque el inconveniente en el suministro fue solucionado, varias líneas siguen con suspensión o demoras. Las más afectadas: Bakerloo, Waterloo & City, Weaver y Suffragette (estas dos últimas del metro terrestre), que suspendieron el servicio, la Jubilee, que debió suspender el trayecto entre London Bridge y Finchley Road, y la Northern, con graves retrasos.
La línea Elisabeth, por su parte, sufrió retrasos severos y cierres parciales en su trayecto entre la estación de tren de Paddington y Abbey Wood, y mantuvo cerradas estaciones como la céntrica Tottenham Court Road.
También se vieron afectadas las líneas Picadilly, que une el centro de Londres con el aeropuerto de Heathrow, que está sufriendo retrasos menores, así como la Mildmay, que suspendió el trayecto entre Highbury & Islington con Stratford, al este de la ciudad.
“Algunas de las personas (que viajaban) puede que queden paradas en el túnel durante un tiempo”, dijo el portavoz de TfL, que aseguró que en los trenes y estaciones hay sistemas de electricidad de emergencia, pero que despejaron algunas estaciones que no cuentan con ese sistema por seguridad.
El propio sitio web de TfL, donde se dan detalles sobre los cortes y retrasos, también sufrió problemas.
Hace dos semanas, el pasado 28 de abril, la península ibérica sufrió un masivo apagón que dejó a gran parte de España y Portugal sin luz, sin trenes y con grandes problemas de tránsito porque no funcionaban los semáforos. El Congreso de España creó una comisión investigadora para determinar las causas del suceso.
Estados Unidos y China han acordado reducir temporalmente los aranceles que se aplican mutuamente a sus productos, lo que ha provocado un salto significativo en los precios del petróleo.
Los precios del petróleo subieron más de un 3% el lunes después de que Estados Unidos y China dijeran que suavizarían algunas de sus medidas arancelarias, lo que aumenta las esperanzas de que se ponga fin a la guerra comercial entre los dos mayores consumidores mundiales de crudo.
Tanto el crudo WTI como el Brent experimentaron subidas, ya que el mercado reaccionó positivamente a la noticia del alivio de las tensiones comerciales.
A primera hora del lunes, la Casa Blanca anunció que Estados Unidos y China reducirán sus aranceles en un 115% cada uno, al tiempo que mantendrán un arancel adicional del 10%. Se mantendrán otras medidas estadounidenses.
Así, los futuros del crudo Brent subían 2,03 dólares, o un 3,18%, a 65,94 dólares el barril a las 0942 GMT. Los futuros del crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) subían 2,06 dólares, o un 3,38%, a 63,08 dólares.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, realizó una inspección técnica en el predio donde se construye la Estación Cabecera de Bombeo Allen. La recorrida incluyó el control de tareas de desmonte, movimiento de suelos y almacenamiento transitorio de residuos especiales.
El equipo técnico verificó que las obras cumplan con los parámetros establecidos en la normativa ambiental vigente, especialmente en lo referido a la gestión de residuos peligrosos generados en el obrador de la empresa AESA, encargada de construir los tanques de almacenamiento de petróleo con destino a la terminal de carga en Punta Colorada.
Durante el operativo, también se recorrió el trazado del futuro ducto en el tramo Allen–Chichinales, donde se registraron sectores intervenidos por tareas de desmonte y puntos críticos como líneas de escorrentía que atraviesan la traza.
Este tipo de inspecciones busca asegurar que las obras de infraestructura energética avancen respetando el equilibrio ambiental, resguardando el suelo, el agua y la biodiversidad de la región.
y el Enhanced CANDU 6®, invertir en capacidad de producción de agua pesada respalda la expansión de la infraestructura de reactores CANDU a nivel nacional e internacional”, describió.
