La Provincia acumula 102 pedidos de cateos de exploración de arena, insumo clave para la producción de Vaca Muerta. Sin exagerar expectativas, pero con un optimismo ante un potencial valor agregado local, Neuquén cerró el 2024 con 102 pedidos de cateos de exploración de arenas silíceas. Este insumo clave permite el flujo del petróleo y el gas almacenado en la formación de Vaca Muerta. Por el momento, son dos las empresas más grandes que avanzan en la solicitud de minas, tras obtener primeros resultados positivos. Según los últimos datos presentados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales, los 102 […]
YPF contrató «servicios de ingeniera y gestión» a una empresa española por USD 440 millones. Se trata de una cifra considerable. Los servicios importados son para la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, obra que impulsó la petrolera de bandera como punta de lanza. El presupuesto total de la obra que concentra YPF es de USD 2.500 millones. Los trabajos encargados a la empresa española Técnicas Reunida incluye ingeniería, compras y gestión de la construcción de una terminal de almacenamiento y despacho de hidrocarburos que estará ubicada en Punta Colorada, en la costa de la provincia de Río Negro. La […]
A pesar de un contexto económico adverso, el yacimiento logró registrar 17.796 etapas de fractura, muy cerca de las 18.000 proyectadas por los especialistas. El 2024 fue un año histórico para Vaca Muerta, que alcanzó cifras récord en la actividad del shale, consolidándose como un pilar clave para la industria energética argentina. A pesar de un contexto económico adverso, el yacimiento logró registrar 17.796 etapas de fractura, muy cerca de las 18.000 proyectadas por los especialistas. Este nivel de actividad fue impulsado por la eficiencia y capacidad operativa de las empresas de servicio que trabajan en la roca madre. Halliburton […]
Convocan a empresas interesadas en la obra que llevará gas a localidades del Alto Neuquén. Se extenderá la red de gas natural a Los Miches, Guañacos, Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta. Si bien desde la gestión del gobernador se trabaja para estrechar los lazos comerciales con Chile, la decisión es llevar el gas a las localidades neuquinas que ven pasar el gasoducto hacia el vecino país. El 3 de febrero se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en ejecutar la extensión de la red de gas natural a Los Miches, Guañacos, Las Ovejas, Bella Vista, Los […]
La petrolera estatal abandona campos maduros en Santa Cruz por pérdidas millonarias. CGC lidera la transición, mientras nuevas empresas como Patagonia Resources y Crown Point asumirán la operación de áreas clave. Las indemnizaciones y los pasivos ambientales, en el centro de las negociaciones. YPF comenzó a ejecutar su estrategia de desinversión en Santa Cruz, traspasando yacimientos maduros agrupados en cinco clústeres de bloques. Este proceso, liderado en conjunto con CGC, tiene como objetivo frenar pérdidas anuales de 300 millones de dólares y redirigir recursos al desarrollo de Vaca Muerta. El plan contempla que CGC reciba inicialmente todos los bloques, reteniendo […]
El proyecto se anunció hace cinco meses para el armado de toda la ingeniería e infraestructura básica. Hoy se encuentra en una etapa de licitación y concurso de precios. El presidente de Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa), Raúl Tojo, se refirió a la importancia de llevar gas a ciudades que hasta ahora no lo recibían en la zona del Alto Neuquén como Los Miches, Guañacos, Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta. La gestión del actual gobernador, Rolando Figueroa, asumió hace apenas más de un año bajo la premisa de fomentar las exportaciones de petróleo y gas, pero al […]
Los inversores pusieron orden en la primera rueda hábil del año y lograron transmitir el mensaje de que el carry trade está vigente y que el que apostó al dólar perdió.
La Argentina vive un clima de euforia que no existe en el resto de la región. El país ya dispone de los dólares para cancelar los vencimientos de deuda de enero y julio por alrededor de USD 6.000 millones. Que pueda cubrir el primer semestre, no solo asegura el cierre de un nuevo acuerdo con el FMI que incluya dólares frescos para enfrentar el resto del año, sino que, con el descenso del riesgo país a 610 puntos básicos, está a un paso de poder ingresar al mercado internacional de capitales para emitir nuevos bonos que le permitan cancelar deuda a medida que va venciendo, como hacen los demás países.
En la euforia, lo más destacado fue el récord en el volumen y el porcentaje de suba de la acciones. Pero más importante, fue el alza de los bonos soberanos que hicieron caer el riesgo país, porque en esta operación se vio el ingreso de fondos del exterior. La señal de confianza es amplia.
El día comenzó con una baja de los dólares financieros por la oferta de exportadores que necesitan hacerse de pesos. El movimiento provocó una notable suba del contado con liquidación (CCL) de $14,2 (+1,1%) a $1.174,40 y del MEP de $8,29 (+0,7%) a $1.162,12. El “blue”, a su vez, perdió $20 y cerró a $1.210 con lo que se volvió al precio del 16 de diciembre y se devoró la ganancia de los dolarizados. En el mejor momento, llegó a cotizar $1.230. En diciembre había subido 11% y era tres veces más de lo que se obtenía con bonos con tasa fija o con plazos fijos. El error, es comparar los rendimientos contra esas modalidades de inversión y dejar de lado bonos soberanos y acciones que, en pesos dejaron más ganancias que la suba del dólar.
A Brasil no le fue tan bien. Fue necesaria una nueva intervención para que el dólar que se mantuviera estable en 6,15 reales, pero la inflación está haciendo su trabajo. Subió 7,5% el salario mínimo y casi 10% el boleto de transporte, contra una inflación anual de menos de 7% en 2024.
En Estados Unidos los principales índices accionarios en Wall Street cerraron con caídas luego de conocerse que hubo 211.000 solicitudes de subsidio por desempleo cuando el consenso de mercado esperaba un valor cercano a 222.000. La paradoja es que cuanto más fuerte está la economía, más lejos está la baja de las tasas de interés.
De hecho, ante la asunción de Donald Trump que promete políticas de proteccionismo, se siguió fortaleciendo el dólar frente a las seis principales monedas del mundo y está en el nivel más alto desde agosto de 2022 y presto a batir el récord absoluto de revaluación.
Según la consultora F2 de Andrés Reschini, a la euforia “ayudó que la autoridad monetaria haya logrado arrancar el año con compras netas por USD 172 millones producto de una demanda de importadores que sigue en retroceso desde el final de diciembre cuando el Impuesto País se extinguió y una racha de ventas trajo dudas al mercado”.
El informe agrega que los futuros del dólar “anotaron caídas y las tasas implícitas se corrieron hacia abajo en sintonía con los rendimientos de la curva pesos y menores expectativas de inflación. Debutó fin de diciembre de 2025 con apenas dos contratos operados y marcó una devaluación del 25,5% anual”.
En los bonos a tasa fija, influyeron las estimaciones de la inflación de diciembre que puede ser similar al 2,4% de noviembre. Según Nicolás Cappella, trader del Grupo IEB “estarían dadas las condiciones para una nueva baja de tasas e incluso bajar el crawling peg (ritmo mensual de devaluación)”. Los plazos más cortos rinden 2,6% mensual y los más largos, 2,10%.
Los Bonos CER, que vencen en 2026, subieron 0,50% con escasa demanda.
Granos y petróleo
Por otra parte, la fortaleza del dólar está golpeando al agro. Según la Bolsa de Comercio de Rosario “en el Mercado de Chicago, el trigo anotó bajas en sus contratos, cayendo cerca del 1%, debilitado por el fortalecimiento del dólar, lo que reduce la competitividad de las exportaciones estadounidenses en un mercado muy competitivo. Luego, la incertidumbre climática en Argentina y el sur de Brasil, donde se prevén condiciones de sequía y temperaturas elevadas, llevó al maíz a concluir en terreno positivo, alcanzando nuevos máximos en siete meses. Finalmente, los contratos de soja registraron ligeras subas, en una jornada marcada por la volatilidad generada por los bajos volúmenes de operación y la incertidumbre climática en Argentina”.
El gas y el petróleo ignoraron la fortaleza del dólar. Matías Togni, analista de NextBarrel, señaló que “el año comienza con el pie derecho para el petróleo, siguiendo los acontecimientos en el hemisferio norte. Desde hace unas semanas el factor climático empezó a jugar un papel preponderante, con un invierno más frío que el promedio de los últimos 5 años, que disparó el consumo de gas natural en Estados Unidos y Europa, sumado al acontecimiento histórico de la cancelación de gas de Ucrania a Rusia al vencer el proyecto que se inició en la era Soviética que continúo proveyendo de gas al Este de Europa a pesar de la guerra. Si bien Europa tiene inventarios para pasar el invierno, además de una creciente importación de LNG de Estados Unidos, el tema de la seguridad energética sigue siendo una preocupación, y es por eso que el precio del gas natural y de la electricidad en Europa están volviendo a máximos de 2 años”.
Según Togni “este nerviosismo está apuntalando los precios de petróleo crudo a pesar de los pronósticos menos optimistas en cuanto a demanda global de energía. El 2024 cerró con un crecimiento de la demanda menor a lo pronosticado, de 700 mil barriles por día, y se espera algo menor para este 2025, ya que el mercado está atento al ritmo de crecimiento de China, el dólar fuerte y el factor Trump”.
El trader de NextBarrel indica que “esto no impidió a Argentina alcanzar niveles de producción y exportación de crudo no vistos en los últimos 20 años, lo que augura un buen 2025 con proyecciones de duplicar las exportaciones y diversificar los destinos. El sector de energía sigue siendo el más atractivo en esta nueva economía”.
Las acciones de las empresas petroleras y gasíferas registraron en sus cotizaciones esta situación.
La Bolsa de Buenos Aires tuvo una rueda de euforia. El Merval de las líderes subió 6,4% en pesos y 7,4% en dólares por la baja del CCL.
Los bancos sobresalieron. Supervielle (+9,2%), BBVA (+9,1%) y Macro (+8,1%) fueron los grandes ganadores.
Los ADRs -certificados de tenencia de acciones argentinas que cotizan en las Bolsas de Nueva York- tuvieron una rueda verde donde lo mejor pasó por BBVA (+14,2%), Banco Macro (+12,8%) y Transportadora Gas del Norte (+11%).
Las acciones de energía pueden ser el motor de hoy del mercado y viendo el ritmo que tiene la Bolsa de alzas y bajas, se puede asumir que hoy habrá una rueda con subas selectivas si no interfiere alguna noticia negativa del exterior.
Tras cumplir su primer año de mandato, el presidente Javier Milei anunció un Plan Nuclear Argentino que permitirá el desarrollo de otras áreas tecnológicas como la inteligencia artificial. “No solo tenemos planeado desarrollar Atucha III: además planeamos trabajar con reactores modulares, que vamos a poder exportar. En esa carrera tecnológica, la Argentina está siete años adelantada al resto”, destacó Milei.
El Presidente hizo el anuncio del plan junto al jefe del Consejo de Asesores, Demian Reidel, y al director General del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Mariano Grossi.
“Nos va a dar soberanía energética y nos va a permitir exportar esta tecnología al mundo”, dijo Reidel. Y prometió que “los cortes de luz serán un mal recuerdo”.
El proyecto prevé la construcción de un reactor en Atucha y el desarrollo de las reservas de uranio. Está relacionado con el objetivo del Gobierno de convertir al país en un polo de inteligencia artificial (IA).
Milei contrapuso a la Argentina con «muchas de las naciones libres» que «le temen a la innovación y castigan con impuestos y regulaciones al sector tecnológico». En cambio, dijo, el Gobierno “quita las regulaciones que desde hace décadas atan de manos a nuestro pueblo», ponderó.
Refiriéndose al Plan Nuclear, el mandatario afirmó que «la energía nuclear tendrá su retorno triunfal y nosotros no solo no nos vamos a quedar atrás, sino que pretendemos ser pioneros”.
El gobierno creará el Consejo Nuclear Argentino, presidido por Reidel e integrado por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Defensa, Luis Petri; y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.
La novedad fue bien recibida por sectores ligados a la energía. Es que la decisión de paralizar casi la totalidad de la obra pública, con excepción del Gasoducto Norte y otras vinculadas con el aprovechamiento del gas de Vaca Muerta, encendió alarmas en todos los sectores vinculados a la construcción, pero también interrogantes en los círculos relacionados con la que podría convertirse en una energía clave de las próximas décadas.
La generación de energía asociada a las reacciones nucleares es la aplicación más conocida y una fuente capaz de suministrar electricidad a escala industrial sin producir de forma significativa gases que aporten al efecto invernadero y al cambio climático.
En la Argentina hay tres centrales nucleares: Atucha I, Atucha II (ambas en la localidad de Lima, Provincia de Buenos Aires) y Embalse (en el Embalse de Río Tercero, Córdoba). Y se estima que anualmente le ahorran al planeta la emisión de 3,6 millones de toneladas de CO2. Además, las centrales nucleares proporcionan una fuente de energía continua y estable las 24 horas y durante todo el año, independiente de las condiciones climáticas.
Construir una central nuclear depende de su capacidad de generación, y va desde los US$ 800 millones hasta los US$ 4.000 millones de dólares, según especialistas.
En una intervención en Diputados, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, dejó dudas sobre la obra de Dioxitek, la nueva planta de producción de dióxido de uranio en Formosa. En su Informe de Gestión, aseguró que el Gobierno no tomó decisiones para detener el proyecto, pero sectores vinculados a la actividad alertan sobre un freno de la obra. “El Proyecto de la Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa es crucial para garantizar el suministro de dióxido de uranio, un componente clave para las centrales nucleares de toda la Argentina. Además, representa una importante oportunidad de desarrollo económico y tecnológico para la región. La paralización total del proyecto pone en jaque estos objetivos”, asegura Julio Aráoz, expresidente del Directorio de Dioxitek. Contrario a lo que comunica el Gobierno, esta planta formoseña no avanza y opera solo en un modo mínimo de seguridad. Además, la falta de financiamiento nacional llevó al despido de personal técnico y profesional: 36 trabajadores fueron desvinculados en 2024.
Según la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), 415 reactores nucleares operan actualmente en 31 países, generando aproximadamente 374 GW y contribuyendo con el 25% de la producción eléctrica de baja emisión de carbono a nivel mundial.
Para el especialista Andrés Rebolledo, hay un renovado interés en la energía nuclear en la región, porque además se ha vuelto cada vez más segura; además de ser un recurso de baja emisión de carbono, se presenta como una opción clave para garantizar la soberanía energética y la estabilidad de los mercados. Actualmente, la energía nuclear proporciona el 10% de la electricidad de todo el planeta.
Ahora, a la energía nuclear le apareció un cliente inesperado que puede potenciar su desarrollo como nunca antes. Microsoft, por ejemplo, anunció que financiará la rehabilitación de la cerrada central Three Mile Island para comprarle la totalidad de la energía que genere y destinarla al desarrollo de IA, que demandará cada vez más energía, por ejemplo, en plantas de refrigeración. También existe una demanda en ascenso en ese sentido por parte de las compañías que minan criptomonedas y otros activos digitales, para lo cual es necesaria mucha energía.
A nivel mundial, China sostiene un agresivo programa con el que construirá en 15 años más reactores nucleares que el mundo en los últimos 35. Así como se lee: los objetivos climáticos de China dependen de la construcción de 150 plantas nucleares, con una inversión de US$ 440.000 millones.
Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), la energía nuclear en el mundo aumentará un 22% entre 2022 y 2050, y expertos explican que el resurgimiento de la energía nuclear puede ser crucial para reducir las emisiones y satisfacer las necesidades energéticas mundiales en esta era de transición hacia la energía limpia.
Los reactores de tipo PHWR utilizan uranio natural como combustible y agua pesada a alta presión como moderadora de neutrones y refrigerante. Como se señalaba, en Argentina hay tres centrales nucleares de este tipo, y entre las tres aportan del 7% al 9% del total de la red energética.
Oscar Novara, gerente de área de Ciclo del Combustible Nuclear, detalló que el ciclo de combustible nuclear en la Argentina incluye la conversión del concentrado de uranio en dióxido de uranio, tarea que realiza Dioxitec, mientras que la fabricación de los combustibles la realiza CONUAR.
A lo largo del tiempo, se han ido mejorando los diseños y la gestión del combustible para los PHWR, la fabricación, los controles, la operación de los reactores y los exámenes e inspecciones post-irradiación. Además, se vienen explorando combustibles avanzados para optimizar el uso de los recursos, por ejemplo, utilizando uranio ligeramente enriquecido.
LA VENTA DE IMPSA Y EL CASO DE NUCLEOELÉCTRICA
La reciente venta de Impsa (Industrias Metalúrgicas Pescarmona Sociedad Anónima) a la estadounidense ARC Energy ha generado intensos debates sobre el futuro de la tecnología nuclear en la Argentina. Este traspaso marca la primera privatización del Gobierno y plantea interrogantes sobre la soberanía energética del país y las implicaciones para el sector nuclear, dado que Impsa es el único proveedor nacional de componentes de alta tecnología para este ámbito.
Fundada en Mendoza hace más de un siglo, ha sido un referente en el diseño y fabricación de turbinas hidráulicas y componentes nucleares. Su rol ha sido crucial en el desarrollo de proyectos de energía nuclear en Argentina, como los reactores Carem, pioneros a nivel mundial. ARC Energy se convirtió en el nuevo propietario tras ser el único oferente en la licitación, con una inversión de US$ 25 millones, que ha sido considerada insuficiente por los críticos de la operación, ya que advierten sobre la pérdida de control nacional sobre una empresa estratégica. La transferencia de tecnología nuclear a una firma extranjera genera preocupaciones sobre la seguridad y la soberanía, dado que Impsa ha sido fundamental en el suministro de equipos avanzados y el nuevo propietario, en cambio, podría limitar el desarrollo de proyectos nucleares en Argentina.
Por su parte, la apertura al ingreso de capitales privados en la generadora estatal Nucleoeléctrica Argentina despertó el interés de empresas líderes en la industria nuclear global. Al menos dos compañías manifestaron que la Argentina es un potencial socio en la expansión del mercado nuclear.
El presidente de Nucleoeléctrica, Alberto Lamagna, destacó que buscan abrir hasta el 49% de su paquete accionario al capital privado para darle un mayor dinamismo y articulación con otras inversiones y actores de un mercado global en crecimiento. Y al menos dos empresas líderes habrían resaltado las capacidades de Nucleoeléctrica por sus estándares de calidad y seguridad, y se mencionó a la Argentina como un socio a ser considerado en esta futura expansión del mercado. Algunos de ellos están en este momento negociando contratos de paquetes de ingeniería, según trascendió.
En tanto, el CEO de Candu Energy visitó recientemente el país y destacó el potencial de colaboración con la industria nuclear argentina para una nueva expansión de la flota mundial de reactores tipo CANDU.
EL RETO DE LA IA
“El futuro de la inteligencia artificial requiere de energía nuclear por sus altas exigencias energéticas. No hay ninguna otra energía que, además de ser limpia, sea capaz de alimentar a los data center que requiere esta tecnología”, explicó Reidel, una de las personas más involucradas con el tema de la inteligencia artificial en el Gobierno.
En esa línea, Reidel explica que en el mundo hay tres centros mundiales de IA, que son China, Europa y EEUU. Europa puso el foco en la regulación. Respecto de los chinos, el gobierno considera que no se puede avanzar porque hacen lo que quieren a partir de su poderío; y sobre EEUU, sostuvo que todavía no queda en claro qué pasará con el tema regulatorio.
Pero Milei ya conversó con varios CEO de las gigantes tecnológicas para que traigan inversiones relacionadas con IA en el país; por ejemplo, para instalar sus data centers.
Para que estos data center se implementen en la Argentina, expertos señalan que habría que reconstruir el sistema energético nacional para responder a la demanda eléctrica que podrían imponer. Actualmente, la IA requiere 4,3 gigavatios en los centros de datos, y se espera que aumente a 18 GW en 2028.
Para ese año, se estima que las cargas de trabajo de IA representarán entre el 15% y el 20% del consumo total de energía en los centros de datos. Google, Amazon, Microsoft y hasta Elon Musk están apostando a la inteligencia artificial para potenciar su información en la nube. Allí se abre una nueva oportunidad para la Argentina: ¿otro Vaca Muerta? Con inversión, capacitación y el timing adecuado, Argentina puede convertirse en un líder mundial en materia de energía nuclear.
La noticia fue confirmada por Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía, durante una entrevista en el segmento NYSE Floor Talk, realizada en la Bolsa de Nueva York en el marco del 30° aniversario de la cotización de TGS en ese mercado. Mindlin destacó que este plan de expansión incluye la construcción de nuevas plantas de procesamiento de gas y la ampliación de los sistemas de gasoductos actuales.
Actualmente, TGS cuenta con más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan siete provincias argentinas, conectando los principales yacimientos de gas con las ciudades. En los últimos años, la empresa ha consolidado su presencia en Neuquén, epicentro de Vaca Muerta, donde construyó la Planta Tratayén y un gasoducto de 183 kilómetros que recorre el yacimiento.
El proyecto incluye la construcción de nuevas instalaciones destinadas a la extracción de gases como propano, butano y etano. Estas inversiones están alineadas con el auge de Vaca Muerta, que no solo abastece el consumo interno sino que también se prepara para exportar a gran escala. Según Mindlin, la ampliación de la capacidad de transporte y procesamiento de gas es clave para aprovechar al máximo las vastas reservas energéticas del país.
La expansión de TGS responde a un contexto de récords históricos en la producción de Vaca Muerta. En 2024, el yacimiento alcanzó cifras récord en fracturas, lo que refleja el boom energético que atraviesa Argentina. Este crecimiento no solo ha fortalecido la soberanía energética, sino que también posiciona al país como un actor relevante en el mercado global de hidrocarburos.
Entre los objetivos a largo plazo, Argentina espera duplicar los ingresos generados por Vaca Muerta, alcanzando los 35.000 millones de dólares anuales, una cifra comparable a la obtenida por las exportaciones agropecuarias. “Estas inversiones son esenciales para monetizar las enormes reservas que tenemos y consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado energético”, señaló Mindlin.
El impacto de estas medidas también tiene implicancias internacionales. Con proyectos en desarrollo, como el acuerdo histórico entre YPF y la India para exportar Gas Natural Licuado (GNL), Argentina busca expandir sus mercados y garantizar el transporte eficiente de estos volúmenes mediante empresas como TGS.
Mindlin resaltó que el cambio de paradigma en el sector es evidente. “Argentina pasó de ser un importador de gas a prepararse para exportar volúmenes significativos en los próximos años”, destacó. En este contexto, TGS juega un rol central como facilitador del transporte de la creciente producción de Vaca Muerta.
El proyecto Vaca Muerta Sur, en el cual Pampa Energía está asociada con otras petroleras, es una de las iniciativas clave para desarrollar la infraestructura necesaria que permita transportar y procesar los hidrocarburos extraídos. La colaboración entre empresas privadas y el sector público resulta esencial para materializar el potencial del yacimiento.
Las obras previstas por TGS no solo contribuirán al desarrollo energético, sino que también generarán un impacto positivo en las economías regionales, particularmente en provincias como Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, que forman parte del recorrido de los gasoductos de la compañía.
El crecimiento de la capacidad de transporte de TGS coincide con un momento histórico para la industria energética argentina, que busca diversificar su matriz exportadora y reducir su dependencia de las importaciones. Este enfoque integral promete un desarrollo sostenible para el sector en las próximas décadas.
Con una inversión estratégica en infraestructura y tecnología, TGS refuerza su compromiso con el crecimiento de Vaca Muerta, consolidándose como un actor clave en el auge energético de Argentina.
La producción de petróleo alcanzó los 743.000 barriles diarios y marcó un hito al ser la cifra más alta registrada en los últimos 22 años. Vaca Muerta aporta 57% del petróleo y el 49% del gas producido a nivel nacional.
La Secretaría de Energía de la Nación informó que la producción de petróleo y gas de la Argentina fue la más alta en dos décadas por un fuerte incremento de la actividad de Vaca Muerta.
“Argentina alcanzó niveles de producción de gas y petróleo que no se registraban desde 2003”, afirmó el organismo de María del Carmen Tettamanti al difundir un balance del primer año de gestión del gobierno de Javier Milei.
“En petróleo, se superaron en noviembre los 746.000 barriles por día, mientras que en gas en agosto se produjeron más de 153 millones de metros cúbicos por día”, señaló la Secretaría de Energía.
En ese marco, desde el Gobierno subrayaron que además el superávit energético del año pasado fue de u$s2.758 millones, debido a que “las exportaciones crecieron un 26,8% y las importaciones cayeron un 55,1%”.
“En este sentido, el récord de producción de gas fue de 25.065 millones de metros cúbicos en seis meses, y Argentina logró por primera vez en 15 años un saldo positivo en su balanza comercial energética”, detalló el infiorme al que accedió Energy Report.
Durante octubre, la formación neuquina contribuyó con el 57% del petróleo y el 49% del gas producido a nivel nacional.
Cuánto petróleo produce Argentina
La producción de petróleo en Argentina alcanzó los 743.000 barriles diarios (Mbbl/d) y marcó la cifra más alta de los últimos 22 años. Este hito se logró por un crecimiento interanual del 12%.
Este récord se debe particularmente a una mayor actividad en Vaca Muerta. Así, el petróleo no convencional aportó 426.000 (Mbbl/d) durante octubre, una cifra similar a la de septiembre. Este segmento representó el 58% de la producción total del país y registró un destacado incremento interanual del 29%.
Pero también es por una mayor actividad en la Cuenca Neuquina, que mantiene su liderazgo con 70% de la producción total de petróleo y gas del país. Durante octubre, la producción de petróleo alcanzó los 519 Mbbl/d, nivel similar al récord histórico de septiembre anterior.
Cuánto gas produce Argentina
La producción de gas alcanzó los 133 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), evidenciando una disminución del 10% respecto a septiembre debido a factores estacionales. Sin embargo, en términos interanuales, se registró un aumento del 5%.
En este caso Vaca Muerta también impulsó la producción: el gas no convencional en octubre llegó a 80 MMm3/d, que a pesar de mostrar una baja del 16% intermensual, anotó una suba interanual del 11%. Y si bien su participación en la producción total también disminuyó, se estableció en el 61% del país.
Pero para que eso ocurra es necesario atender las nuevas tecnologías que asoman -caso claro del hidrógeno-, y en conjunto darles las condiciones necesarias para su desarrollo, algo que se logró parcialmente en la última década a la luz de impulso de la Ley 27.191 que este año caducará y es necesario debatir las condiciones de su continuidad.
La competitividad alcanzada en pocos años por las tecnologías vinculadas a los recursos renovables permitió el desarrollo de unos 6 Gw de potencia instalada para alcanzar a cifras de fines de 2024 una cobertura del 16,1% del total de la demanda, que si bien está aún por debajo de la meta pautada para fines de este año es una cifra más que razonable en el contexto económico en que se desarrolló el sector a través de cuatro gobierno diferentes.
Para los actores del sector, la ley fue “un marco normativo exitoso” que atravesó en crecimiento cuatro gestiones distintas de gobierno al punto de permitir la instalación de casi 6.000 Mw renovables con una inversión de US$ 7.000 millones, y con tal dinamismo tiene que preservarse con readecuaciones que le permitan mejores condiciones de crecimiento.
Esos mismos promotores de las renovables no observan competencia alguna con el desarrollo de los recursos también abundante por demás del no convencional de Vaca Muerta, sino una absoluta complementariedad entre lo que son los proyectos de generación de electricidad y la explotación del gas como combustible de transición casi por excelencia.
En este particular contexto, las renovables se encuentran en un momento en el cual el eje principal de su desarrollo durante los últimos años fue la dinámica que evidenció el Mercado a Término o Mater, pero que por sus características propias marca un límite a la expansión de la cobertura de la demanda total.
Es decir, ese universo finito de usuarios corporativos requiere ser ampliado al resto de los sectores de la sociedad.
Y ese es uno de los puntos principales en los que se encuentra el debate actual en torno a la continuidad del régimen de incentivo tras una década de beneficios y subsidios, y la forma en que se dará por al menos los próximos cinco o diez años, más allá de la estabilidad fiscal y de la seguridad jurídica que puede demandar cualquier sector.
Es por esto que uno de los aspectos del análisis plantea que aún sigue siendo necesaria una participación del Estado con medidas de política pública que vayan no tanto a incentivar el desarrollo de las instalaciones, sino a generar un piso parejo para que los proyectos puedan desarrollar todo su potencial en unas condiciones equilibradas.
Esto es, en términos más directos, plantear que la demanda del segmento corporativo es naturalmente finita y obliga a buscar mejores escenarios para incorporar a todos los usuarios de las distribuidoras para asegurar nuevos espacios de crecimiento futuros.
Acoplarse a un sistema eléctrico ya instalado, el desafío para las energías renovables
Para ello, para generar igualdad de condiciones con respecto a las demás tecnologías, es necesario también abordar algunos ajustes normativos en un sistema eléctrico que no fue diseñado para las renovables.
Es ahí donde se impone revisar las metas de consumo de energías renovables de la legislación vigente para los próximos años y la forma de llegar a esa cobertura, no para obligar, sino para permitir que otros segmentos del consumo medio y hasta llegar a los consumidores domésticos tengan la posibilidad de contratar libremente cualquier fuente, primero a través de sus distribuidoras pero luego de forma independiente.
Entre las limitaciones al desarrollo también es necesario un replanteo en torno a la infraestructura y la capacidad de las generadoras de poder asumir, adaptación de la normativa mediante, el desafío de incorporar las obras de transmisión a sus proyectos y que ese rol que actualmente sigue de manera excluyente en manos del Estado puede ser participado al privado mediante la remuneración correspondiente en tarifa.
Estas inversiones, en la medida en que estén asociadas a proyectos de energías renovables, pueden y deben de ser ejecutadas con posibilidad de ser financiadas con cargo a las retribuciones que requieren las energías renovables en el mercado eléctrico.
Al mes de noviembre de 2024, según el último informe publicado por Cammesa a fines de diciembre, el país cuenta con una potencia instalada de 43.148 MW, de los cuales el 58% corresponde a fuentes de origen térmico y un 37% a fuentes de origen renovable (16.174 MW).
De esos 16.174 MW de potencia instalada renovable, 4.193 MW se integran por parques eólicos. Y desde Patagonia se aportan 1.656 MW de potencia instalada eólica, el 39,5% del total nacional.
Cabe remarcar que en agosto del año pasado se reformuló la definición de renovables y las alcanzadas por la Ley 26.190: se les suman las de tecnología HIDRO. Por lo que del 37% total aportado al parque de generación, 15% son netas de las amparadas por la ley nacional.
Ese 15% de la potencia total instalada alcanzó a cubrir, aproximadamente, un 20,3% de la demanda total en noviembre. Si se considera el total renovable, la cobertura llegó al 44,3% del total de los 11.065 GWh efectivamente demandados en noviembre.
Patagonia
En lo que hace a la Patagonia, de los 2.850 MW de potencia instalada, el 79,4% fue de origen renovable y de ese porcentaje, el 58% (1.656 MW) es eólico. Otro 21,4% es hídrico y el 20,6% restante es de origen térmico.
A la hora de observar la generación neta durante el mes de noviembre, el informe de Cammesa señala que la misma a nivel país fue de 11.278 GWh. De ese total, 4.899 GWh fueron renovables. La participación de la energía eólica fue récord.
Escenario
Según el informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), noviembre de 2024 se destacó como el mes con mayor generación renovable, alcanzando un total de 2.249 GW/h. Este récord mensual marca el tercer mes consecutivo en el que la producción superó los 2.000 GW/h, un hito sin precedentes.
El segmento eólico lideró esta generación, con 1.539 GW/h, superando el récord histórico de septiembre y experimentando un aumento del 8% respecto a octubre. Por su parte, la energía solar también alcanzó cifras récord, con 446 GW/h en noviembre, lo que representa un incremento del 11% en comparación con el mes anterior.
Además, las centrales hidroeléctricas de menor capacidad (inferior a 50 MW) generaron 173 GW/h, marcando un aumento del 30% respecto a octubre. Este crecimiento resalta la importancia de la diversidad de fuentes renovables en la matriz energética del país.
En el acumulado anual, entre enero y noviembre de 2024, la generación renovable alcanzó los 20.679 GW/h, un aumento del 13% respecto al mismo período del año anterior. A pesar de que agosto fue el único mes con cifras menores a las de 2023, la tendencia anual compensó esta caída, proyectando un cierre de año con resultados aún más positivos.
Objetivos 2030
El año 2024 también se presentó como un punto de inflexión en la transición energética a nivel mundial, con la energía renovable alcanzando cifras récord. Sin embargo, un reciente informe de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) advierte que a pesar de los avances significativos, el ritmo de cambio es insuficiente para cumplir con el ambicioso objetivo de triplicar la capacidad de energías renovables para 2030. Este objetivo es crucial para limitar el aumento de la temperatura global a menos de 1,5°C.
El informe de IRENA destaca que, tras décadas de reducción de costos y mejoras tecnológicas, especialmente en energía solar y eólica, las ventajas socioeconómicas y ambientales del uso de energías renovables son ahora más convincentes que nunca. El 81% de las nuevas instalaciones renovables resultaron más económicas que sus contrapartes basadas en combustibles fósiles. Sin embargo, el desafío aún es amplio y requiere un mayor volumen de inversión para lograr el objetivo deseado.
Strategic Energy Corp (SEC), una fusión de Energía Estratégica y Mobility Portal, líderes en periodismo y marketing especializado en energías renovables y movilidad eléctrica, organiza “Storage, Renewable and Electric Vehicles Integration Forum”, un evento virtual internacional que se celebrará los días 18 y 19 de febrero donde participarán las principales empresas del sector energético.
El primer día, liderado por Mobility Portal Europe bajo el título «Voice of eMobility Leaders», se centrará en las tendencias en infraestructura de recarga, el avance del transporte pesado eléctrico, las innovaciones en almacenamiento de energía y recarga rápida, entre otros temas.
La segunda jornada, titulada «Storage and Renewable Leadership Forum», organizada por Strategic Energy Europe, abordará las señales de mercado que se vienen en el sector, principalmente el solar fotovoltaico, cómo se están preparando las empresas para este 2025 y el papel de las nuevas tecnologías que evolucionan año a año como el almacenamiento con baterías y el hidrógeno renovable, entre otras cosas.
Cabe destacar que el evento internacional, enfocado al mercado de toda Europa, coincide con el pronto lanzamiento del portal Strategic Energy Europe, que comenzará a operar desde el lunes 20 de este mes y contará con cobertura diaria y exclusiva sobre los distintos países del continente en lo respectivo al mercado de las energías renovables.
Este foro, que contará con paneles tanto en inglés como en español, no solo busca ser un espacio de discusión, sino también una plataforma estratégica para realizar anuncios de impacto, fomentar colaboraciones público-privadas y plantear soluciones concretas a los retos que enfrenta la transición energética.
La oportunidad de interactuar con las voces más influyentes del sector hace que esta cumbre sea un punto de encuentro clave para empresas, asociaciones y gobiernos que desean ser parte activa del cambio.
Energía Estratégica y Mobility Portal, dos empresas líderes de periodismo y marketing en energías renovables y movilidad eléctrica con presencia en América Latina y Europa, se fusionaron para formar Strategic Energy Corp (SEC).
Esta nueva entidad potenciará su posicionamiento en el sector, apalancando más de 11 años de experiencia en periodismo especializado, proyectos de consultoría, marketing digital y organización de eventos internacionales.
“El nacimiento de Strategic Energy Corp marca un hito en nuestra expansión, permitiéndonos consolidar los proyectos actuales y lanzar nuevas iniciativas globales”, indica Gastón Fenés, CEO y fundador de SEC.
“Ambas compañías han sido líderes en sus rubros y gracias a esta fusión multiplicaremos nuestro alcance de audiencia potenciando el posicionamiento de nuestros partners”, añade.
Con la fusión, SEC supera más de 50.000 usuarios únicos diarios en sus portales de noticias, 200.000 seguidores en LinkedIn y amplía su base a 150.000 contactos clave en las industrias de energía limpia y movilidad eléctrica en todo el mundo, facilitando el desarrollo de campañas de posicionamiento estratégicas y dirigidas alineadas con los intereses de nuestros socios.
Nuestras unidades de negocio
Energía Estratégica , portal líder en noticias sobre energías renovables en América Latina: www.energiaestrategica.com
Energía Estratégica Europa , portal líder de noticias sobre energías renovables en Europa: www.energiaestrategica.es
Portal de Movilidad Latinoamérica , portal líder de noticias sobre movilidad eléctrica en América Latina: www.mobilityportal.lat
Mobility Portal Europe , un portal líder de noticias sobre movilidad eléctrica en Europa: www.mobilityportal.eu
Future Energy Summit , empresa líder en eventos presenciales y virtuales sobre energías renovables en América Latina y Europa: www.futureenergysummit.com
Strategic Energy Data , una plataforma inteligente con información de mercado, estadísticas y marcos regulatorios sobre movilidad eléctrica y energías renovables en América Latina.
Portal de Datos de Movilidad , plataforma inteligente con información de mercado, estadísticas y marcos regulatorios sobre movilidad eléctrica y cero emisiones en América Latina
El gobierno prepara un decreto para avanzar en la regularización de la deuda de alrededor de US$ 1.300 millones que distribuidoras y cooperativas eléctricas tienen con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Se trata del pasivo generado por la energía que las compañías que distribuyen electricidad tomaron a lo largo de 2024 del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), administrado por Cammesa, sobre todo por el primer trimestre del año, pero que no pagaron. Es la energía que la compañía mixta le compra a las generadoras y le vende a las distribuidoras, completando la cadena de pagos.
En el sector están esperando el paraguas legal que habilite la normalización del sistema eléctrico, que comenzó a principios de diciembre con la aprobación del Directorio de Cammesa del acuerdo con las distribuidoras, que incluyó un plan de pagos para las deudoras y un mecanismo de premios para las compañías que cumplieron en tiempo y forma con sus obligaciones. La medida iba a verse reflejada en el articulado del Presupuesto 2025, pero como el gobierno parece haber descartado presentar ese proyecto de Ley en el Congreso, la mejor vía que tiene el Poder Ejecutivo para viabilizar la medida es mediante un decreto presidencial.
Distintas fuentes oficiales y del sector privado confirmaron a EconoJournal que el decreto que firmará el presidente Javier Milei se publicará en los próximos días. Tendrá un apartado específico sobre el mecanismo administrativo para compensar económicamente a través de una nota de crédito por dos transacciones a las distribuidorasque cumplieron con sus obligaciones y le pagaron la energía a Cammesa sin acumular deudas, a diferencia de otras que acumulan un pasivo millonario. La publicación del decreto también podría destrabar la firma de los acuerdos de Cammesa con las empresas deudoras.
En el grupo de distribuidoras y cooperativas que en 2024 pagaron la energía normalmente se encuentran las de Córdoba, Entre Ríos, Jujuy, Mendoza, Misiones, Neuquén, Río Negro, San Juan, San Juan, Santa Cruz, Santiago del Estero y Tucumán. Las principales distribuidoras deudoras son Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y Edelap, Eden, Edes y Edea de la provincia de Buenos Aires. Las seis distribuidoras acumulan el 70% del pasivo del sector con Cammesa.
Acuerdo con Cammesa
En los primeros días de diciembre Cammesa anunció el acuerdo para la normalización del mercado eléctrico, que contempló un plan de pagos integral y tuvo un amplio consenso en el sector. Al frente de las negociaciones estuvo Mario Cairella, actual vicepresidente de la compañía mixta. El acuerdo para todas las distribuidoras y cooperativas eléctricas del país incluyó el otorgamiento de un período de gracia de 12 meses, un plazo de seis años para regularizar la deuda y una tasa del 50% del mercado eléctrico.
Treinta días después del anuncio, y pese a haber tenido el respaldo de todos los actores del sistema -generadoras, transportistas, distribuidoras y grandes usuarios-, ninguna distribuidora firmó el acuerdo de manera formal con Cammesa. Allegados al directorio de la compañía mixta indicaron a EconoJournal: “No entendemos por qué se está retrasando el proceso para comenzar a firmar los acuerdos con las distribuidoras”. Además del decreto, en la administradora esperan un guiño político del área energética del gobierno. De todos modos, insistieron en que, si no llega una señal, comenzarán con la firma del acuerdo a fin de mes.
Nota de crédito
En el acuerdo de diciembre se contempla una compensación para las distribuidoras que pagaron en tiempo y forma durante 2024. En concreto, las compañías que fueron “buenas pagadoras” recibirán una nota de crédito por dos transacciones (dos meses) para que la puedan aplicar como un descuento a futuro de los pagos corrientes. También la podrían destinar a otros rubros.
Esto generó críticas al área energética del gobierno por parte de algunos gobernadores porque entienden que se está premiando económicamente a distribuidoras que pagaron la energía a Cammesa, tal como les corresponde y debería ser normal.
La nota de crédito necesita de la aprobación del Poder Ejecutivo (en este caso será a través de un decreto) porque son fondos que tiene que enviar el Estado y no pueden salir de Cammesa porque la compañía administradora tiene que continuar la cadena de pagos y abonarles la energía a las generadoras.
El dinero correspondiente a la nota de crédito tiene que salir como un aporte del Estado al fondo unificado del sector y se tiene que instrumentar a través de un decreto, explicaron fuentes oficiales, que aclararon también que “no puede salir de Cammesa porque ese dinero le pertenece a las generadoras y transportistas”.
La subasta inversa por ronda sucesiva se impone como una alternativa para implementar en convocatorias de suministro eléctrico en mercados de Latinoamérica. Distinta a la modalidad de sobre cerrado, esta variedad electrónica ha demostrado ser la más transparente para una competencia reñida por precios a la baja, despertando voces a favor y en contra.
En la región, un caso de éxito reciente es la Licitación Abierta PEG-4-2022 donde el 75 % de los proponentes adjudicados incluyeron energías renovables en las ofertas realizadas para cubrir los requerimientos de potencia y energía de distribuidoras guatemaltecas.
La PEG-4 concluyó, tras 37 rondas sucesivas, obteniendo precios históricos con un valor medio con indexaciones de 20.329 USD/MWh el mínimo y de 79.96 US/MWh el máximo. Y pudiendo cubrir la totalidad del requerimiento de 235 MW por año (40 MW para el bloque de energía generada y 399,3 MW distribuidos en distintos periodos para el bloque de potencia garantizada).
Aquellos resultados motivaron a que no sólo Guatemala evalúe incorporar esta modalidad en su próxima convocatoria, la Licitación PEG-5 que promete ser la más grande y sostenible de su historia, sino que además otros países de Centroamérica estarían barajando la posibilidad de implementarla en el corto plazo.
Ahora bien, así como hay promotores de la subasta inversa, hay quienes cuestionan su adopción en nuevos mercados principalmente argumentando que propicia una canibalización de precios y adjudicación a oferentes especuladores, ¿esto es así?
Energía Estratégica se comunicó con el especialista en subasta de compra/venta de energía y mercado eléctrico mayorista, Julián Nóbrega, gerente de proyectos de Quantum América, para que arroje luz a este tema y destierre mitos que circulan en torno a esta modalidad.
¿Qué hay de verdad en la canibalización de los precios por subastas inversas?
Nosotros consideramos que no es canibalización de precios, sino que es un comportamiento básicamente de oferta y demanda. ¿Por qué? Porque los oferentes arrancan con un precio alto y empiezan a disminuir su oferta hasta llegar a un precio justo a adjudicar. No tiene nada de canibalización, si se alcanza determinado precio es porque hay oferentes que están dispuestos a vender a ese precio y están desplazando a oferentes más caros, como ocurre en otro tipo de modalidad de subastas.
Ante eso, ¿cómo las subastas inversas se protegen de que especuladores resulten adjudicados o es uno de los riesgos que se corren en toda subasta?
No porque sea inversa, vas a tener una mayor probabilidad de que participe algún actor a presentar un proyecto, ganar y después intentar salir a venderlo sin poder ejecutarlo porque el precio del contrato no cubre los costos.
Si vemos subastas por sobre cerrado, en el caso de Argentina ha pasado en rondas RenovAr que se adjudicaron proyectos de precios bastante bajos que después no se pudieron ejecutar. Por eso, ese riesgo se debe evitar previamente sea una subasta de sobre cerrado o de rondas sucesivas..
¿Por ejemplo?
Tienes que permitir presentar una oferta técnica y una oferta económica a oferentes que sean previamente analizados, presentando garantía de cumplimiento de contrato, garantía de cumplimiento de la oferta, que tengan el precedente suficiente para determinar que el oferente es viable para realizar un proyecto de esta magnitud, antecedentes, etcétera.
¿Qué otras variables deben entrar en el análisis de oferentes para evitar especuladores?
Bueno, el análisis técnico previo es esencial. En el caso de Guatemala, por ejemplo, que es un país donde se realiza subastas inversas por rondas sucesivas, la oferta técnica se presenta un mes antes para poder ser analizada y determinar si es viable desde el punto de dónde se va a conectar el proyecto, que tenga garantía suficiente y que tenga coherencia la oferta, por ejemplo en su perfil. Si pasan esa evaluación técnica, después van a competir por el precio.
¿Qué ventajas pueden encontrar los oferentes en este tipo de modalidad de subasta inversa?
Los oferentes tienen claridad en que están vendiendo energía a un precio justo y tienen la posibilidad de llegar a un punto donde ellos también están dispuestos a vender.
Este mecanismo soluciona el problema para quienes pueden ajustar mínimamente su oferta para ser adjudicados, evitando situaciones como las ocurridas anteriormente en Panamá, donde ofertas que superan por un dólar o menos a la del oferente virtual no fueron adjudicadas, dejando el requerimiento parcialmente cubierto.
Por otro lado, las subastas a sobre cerrado dependen en cierta medida de la “suerte” para lograr una adjudicación a un precio justo, ya que no se conocen de antemano los precios de la competencia. Esto puede llevar a que un oferente quede fuera por pocos centavos o, en otros casos, que termine vendiendo a un precio significativamente inferior al del resto. En contraste, las subastas inversas eliminan este problema, ya que los precios adjudicados son aquellos en los que se equilibran oferta y demanda.
¿Cómo funciona su algoritmo o, en líneas generales, cómo es el procedimiento lógico que sigue la subasta inversa para permitir que se cubra todo el requerimiento o la mayoría del requerimiento por el que se está compitiendo, mientras se reducen los costos?
Arranca la subasta, se cargan los precios iniciales, es decir, se larga la ronda número 1. Con esos precios iniciales, que generalmente son altos, se corre el modelo Optime y se determinan los resultados de la ronda incial.
De ahí se analiza lo que es el índice de competencia (IC) versus el factor de competencia (FC). El índice de competencia es básicamente cuántas veces supera la oferta a la demanda. Vamos a poner, por ejemplo, en el caso de la PEG-4, se presentaron 1,000 MW y el requerimiento era 235 MW. El índice de competencia en la PEG-4 estaba en 4.25, prácticamente 4 veces la oferta versus la demanda. Y el factor de competencia es un factor de competencia que determina el regulador. En el caso de la PEG-4 fue 1.10. O sea, estamos comparando un 4.25 versus 1.10.
Flujo de Subasta por Rondas Sucesivas
Cuando el índice de competencia es menor que el factor de competencia, se realiza una nueva ronda. Si el oferente fue seleccionado, tiene posibilidad de mejorar el precio o no mejorarlo y volver a presentar la oferta. Generalmente, quienes fueron seleccionados no van a reducir el precio, pero podría ser el caso. Ahora bien, el oferente que no fue seleccionado tiene que sí o sí mejorar el precio para seguir participando. Si no mejora el precio, se retira de la subasta. Esa mejora de precio es establecida por el mecanismo de subasta. Las rondas van avanzando hasta que llegará un momento que algunos oferentes se retiran porque no estan dispuestos a seguir bajando los precios de sus ofertas.
A medida que esos oferentes se van retirando, el índice de competencia va reduciéndose. Dijimos, arrancamos el PEG-4 con 1,000 MW lo que equivale a un índice de competencia de 4.25 , a medida que se retiran oferentes los 1000 MW ofertados disminuyen, por lo tanto disminuye el índice de competencia sucesivamente hasta que llega un punto en el cual el índice de competencia es menor que el factor de competencia. Cuando sucede eso, es el procedimiento por el cual se frena la ronda sucesiva y se ejecuta la última ronda.
Si el requerimiento es de 235 MW y el factor de competencia 1.10, se solicitan reducciones hasta que la oferta llegue a 258 MW. Hasta ese entonces, quiere decir que hay oferta suficiente para abastecer el requerimiento a los precios ofertados en dicha ronda. Cuando se supera este límite en el que el índice de competencia es menor al factor de competencia (para poner en número el ejemplo, cuando la oferta está por debajo de 258 MW) se lanza ronda final y se adjudican a los ganadores.
Se puede observar que en ningún momento se le solicita a los oferentes presentar precios menores que los que otro oferente está dispuesto a ofrecer. Solo que, a los que no son seleccionados por precio, se les solicita una reducción para seguir participando, y en caso no están dispuestos a bajar precio, se retiran dejando la adjudicación a quienes ofertaron el menor precio.
¿En una subasta inversa se puede anticipar si se cubrirá el total del requerimiento?
Primero, el requerimiento se determina previo a la licitación en base a las proyecciones de demanda que tengan las distribuidoras. Si se presentan ofertas por encima del requerimiento y los precios son competitivos, en base a lo que determina el regulador manejado mediante el Oferente Virtual, ya sabemos que al menos se va a adjudicar el 100%.
En este escenario, ¿qué es competitivo y qué rol tiene el oferente virtual?
En el caso de Guatemala, el oferente virtual que limita la competencia se abre únicamente si se ve que los oferentes no están compitiendo o que no hay suficiente oferta para cubrir el requerimiento.
Pero cuando hay competencia, como fue en la PEG-4 y seguramente va a ser la PEG-5, los oferentes van a seguir compitiendo entre ellos para cubrir el requerimiento. La PEG-4 arrancó con 1,000 megavatios ofertados y terminaron cubriéndose los 235 MW con los precios más competitivos.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó el informe técnico preliminar del Plan de Expansión Anual de la Transmisión correspondiente al año 2024, el cual contempla un total de 34 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de USD 2259 millones.
El informe presenta 15 obras de ampliación para el sistema nacional, cuya inversión asciende a aproximadamente USD 2031 millones, de las cuales 8 son expansiones de instalaciones ya existentes (USD 119 millones) y las restantes 7 obras nuevas abarcan la mayor parte del monto económico a destinar con alrededor de USD 1910 millones.
Por el lado de los sistemas de transmisión zonal, se consideran 19 proyectos por USD 229 millones, también diferenciándose entre 12 ampliaciones de infraestructura existente (USD 73 millones) y 7 obras nuevas (USD 156 millones).
“Es un buen plan mirando al futuro. No se mira tan a corto plazo como lo hicieron los planes anteriores, sino más bien a largo plazo y eso es muy importante. Estamos adelantando las decisiones respecto de las grandes obras que se tienen que construir de cara a la próxima década”, afirmó Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Energía de Chile, en diálogo con Energía Estratégica.
“El foco del plan de la CNE está puesto en la zona norte, en Calama principalmente, y en la región centro – sur con nueva gran línea. Es decir que se están promoviendo muchas obras para facilitar la generación solar del norte, mientras que en el zona costera centro – sur se apuesta por un polo eólico”, apuntó.
La principal obra del informe es un nuevo Sistema HVDC Entre Ríos-Lo Aguirre, que permitirá el desarrollo y evaluación del potencial eólico proveniente de la zona sur de Chile, ya que mitigará congestiones del corredor en 500 kV Ancoa-Alto Jahuel y Alto Jahuel-Lo Aguirre, aumentando la seguridad de la operación del SEN y reducirá los costos operacionales del mismo.
Puntualmente se incorpora un enlace de una tensión de a lo menos ±600 kV, de aproximadamente 440 kilómetros de línea de transmisión, con al menos 2.000 MW de capacidad por polo.
A ello se debe añadir 4 subestaciones conversoras HVAC/HVDC, dos en las inmediaciones de la S/E Lo Aguirre, en la Región Metropolitana y otras dos en las inmediaciones de la S/E Entre Ríos, correspondiente a la Región del Ñuble.
Esto permite una transferencia total de 3.000 MW. Y se estima que todas las contenidas en el informe de la CNE iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2027.
“Con el sistema HVDC Entre Ríos-Lo Aguirre hay mayor costo respecto a Kimal – Lo Aguirre, probablemente debido a que se proyecta una mayor tensión y también es más complicado construir en el sur. Por lo tanto habrá mayor inversión en servidumbre y se analiza si debe incluir estudios de franja (decisión del Ministerio de Energía)”, indicó Tapia.
“El plan tiene alrededor de 2.000 – 2.200 millones de dólares en obras, que son obras nacionales y zonales. Pero si sacamos la línea HVDC mencionada, baja a aproximadamente 600, más de los planes normales que se desarrollaron en los últimos años”, añadió.
Objetivos 2025 de Transmisoras
Tras la aprobación de la Ley de Transición Energética (Ley N° 21721) y la entrada de un nuevo año, la asociación que engloba a once empresas que representan cerca del 80% del segmento de la transmisión nacional se puso objetivos claros para el 2025.
El primero de ellos es ejecutar lo que nos corresponda de la ley de manera correcta y eficaz, considerando que la mencionada normativa abarca modificaciones a la ley general de servicios eléctricos y nuevos mecanismos para la expansión de la red de transmisión, incluyendo posibilidad de promoción de obras por parte de la industria privada y revisión de los valores de inversión de proyectos adjudicados.
«El segundo objetivo es introducir nuevos cambios a la metodología de planificación de los planes de expansión y modernización de la red, trabajando de cerca con las autoridades. Mientras que el tercer objetivo es lograr cambios regulatorios que permitan utilizar mejor la infraestructura existente, ya que no existen los incentivos regulatorios para eso y esperamos que hayan cambios que sí lo permitan”, concluyó Tapia.
El Future Energy Summit (FES) Chile 2024 reunió a más de 500 ejecutivos del sector energético del Cono Sur, consolidándose como un espacio clave para la discusión de tendencias y tecnologías en la transición energética. Durante el evento, Luciano Silva, gerente de ingeniería para Latinoamérica de Trina Storage, destacó el compromiso de la compañía con la innovación y la expansión regional.
Con más de 15 años de operaciones en Latinoamérica, Trina Storage ha diversificado su oferta desde módulos fotovoltaicos hasta trackers y sistemas de almacenamiento energético (BESS). En la actualidad, la empresa se enfoca en soluciones para el segmento utility. Silva subrayó: “En Chile, contamos con un equipo especializado de 12 personas para atender la complejidad de los proyectos de almacenamiento energético”.
El ejecutivo también anticipó que 2025 será un año clave para la internacionalización de Trina Storage, con planes de expansión hacia mercados estratégicos como México, Brasil, el Caribe y Centroamérica.
Una de las principales novedades presentadas por Trina Storage en el evento fue Elementa 2, la segunda generación de sistemas BESS en contenedores de 20 pies. “Este producto ofrece capacidades de 4 y 5 MWh y utiliza celdas de batería de fabricación propia, lo que nos permite una ventaja competitiva tanto en costos como en desempeño”, explicó Silva.
El desarrollo de estas celdas internas garantiza una vida útil prolongada, un atributo crucial en un mercado que exige eficiencia y sostenibilidad. Además, Elementa 2 refuerza la posición de Trina Storage como integrador líder de soluciones de almacenamiento energético en la región.
Planes estratégicos para 2025
El crecimiento del mercado energético en Latinoamérica plantea desafíos únicos, como la gestión eficiente de un suministro energético cada vez más dinámico. “Ya no hablamos de escasez de energía, sino de la necesidad crítica de gestionarla”, indicó Silva, destacando el rol central que el almacenamiento jugará en la transición energética.
En este contexto, Trina Storage planea consolidar su presencia en Chile, donde cuenta con importantes proyectos programados para 2025. Al mismo tiempo, la compañía busca expandir su alcance hacia regiones como México, Brasil y el Caribe, mercados con una creciente demanda de soluciones tecnológicas avanzadas.
Conexión y colaboración: un mensaje de apertura
Silva también enfatizó la importancia de eventos como el FES Chile 2024 para construir relaciones clave dentro del sector. “Estamos completamente abiertos a colaborar y compartir nuestras innovaciones. Este tipo de espacios son esenciales para avanzar como industria”, afirmó.
Con una clara visión hacia el futuro y un sólido compromiso con la innovación, Trina Storage se posiciona como un actor fundamental en el desarrollo energético de Latinoamérica, respondiendo a las necesidades críticas de almacenamiento y gestión energética en la región.
Sungrow, reconocido líder global en tecnología fotovoltaica y soluciones de almacenamiento energético, anunció los pilares de su plan de expansión en Latinoamérica durante el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, celebrado en Santiago de Chile.
Cesar Sáenz, LATAM Utility and ESS Manager de la compañía, destacó que LATAM está en el centro de la estrategia de crecimiento de Sungrow gracias al potencial de mercados clave como Chile, Colombia, Perú, Argentina y la región de Centroamérica.
“Ya hemos firmado contratos por 5 GWh, de los cuales cerca del 95% corresponden a proyectos en Chile, mientras que el resto se distribuye entre Centroamérica y Colombia”, afirmó reflejando la confianza en el mercado chileno, aunque aclarando que esa expansión no está exenta de retos, especialmente en cuanto a la necesidad de garantizar una operación eficiente en nuevos mercados.
Para enfrentar los desafíos, la compañía ha implementado una estrategia que prioriza la robustez de su servicio post venta. Actualmente, Sungrow cuenta con un equipo de 82 colaboradores en Chile, país donde ha realizado un cambio significativo de oficinas para adaptarse al crecimiento proyectado.
“Hemos incorporado sistemas que refuerzan la atención al cliente, con un enfoque especial en el mantenimiento de equipos y la confiabilidad del servicio”, a lo que Sáenz detalló un elemento central en la construcción de relaciones a largo plazo con clientes y socios comerciales.
En línea con su estrategia de expansión, Sungrow también está modificando su enfoque en países como Perú y Argentina, donde busca establecer alianzas con empresas locales especializadas en servicios.
“Estamos cambiando la estrategia y buscamos partners exclusivamente de servicio. Seguimos dando el soporte comercial y técnico, pero nos estamos asociando con empresas locales para dar servicio a los proyectos que adjudiquemos en esos nuevos mercados”, subrayó.
Cabe recordar que, a finales del año pasado, Sungrow marcó un hito con el lanzamiento del PowerTitan 2.0, un sistema de almacenamiento con alta densidad energética con una capacidad de hasta 5 MWh en un contenedor de 20 pies.
La versatilidad del PowerTitan 2.0 permite mitigar los problemas de intermitencia en la generación renovable y garantizar estabilidad en momentos de alta demanda. Incluso, para Sungrow, esta tecnología responde a las necesidades técnicas actuales de distintos mercados altamente atractivos para inversiones en almacenamiento.
“Estamos aumentando la densidad de energía en las baterías, pero con la restricción de llegar a un peso que siga siendo manejable para poder transportarlo arriba de un camión”, indicó el LATAM Utility and ESS Manager de la compañía.
“En segundo lugar, avanzamos con sistemas optimizados de refrigeración para aumentar la vida útil de los equipos. Necesitamos un sistema de cooling óptimo y llegamos a la conclusión de que un sistema de refrigeración por líquidos reduce la mitad de lo utilizado comparado con la refrigeración por aire y es más eficiente, ya que sólo enfría baterías”, continuó.
“Si bien nuestro core business es la provisión de tecnología, nos estamos convirtiendo en proveedores de servicios o de energía. Con esos pilares, estamos muy enfocados a la eficiencia y confiabilidad de nuestros sistemas”, concluyó.
En el marco del evento Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Nexans, líder global en soluciones de cableado, presentó un caso de éxito que da cuenta de los grandes resultados que obtuvieron en uno de los más recientes proyectos solares de los que participaron.
Durante su ponencia destacada en FES Colombia, Nelson Benavides, Director de Generación, Distribución e Infraestructura, y Martha Sepúlveda, Gerente de Oferta Solar y Redes Andinas, compartieron cómo la implementación de innovaciones técnicas y buenas prácticas permitió optimizar el parque solar Soles de 300 MW en el norte de Colombia.
Nelson Benavides inició su participación anticipando que la empresa está preparada para las nuevas exigencias de mercado: “Nuestra región está en una transición energética. Al 2030 se espera que tengamos 135 gigavatios en parques solares implementados en Latinoamérica. Este número nos trae retos, y estos retos podrían traer ciertas consecuencias o informaciones”. Uno de esos proyectos emblemáticos es el parque solar Soles, ubicado en el municipio del Cesar, donde se instalaron 750 mil paneles solares y más de 3 millones de metros de cable.
El proyecto representaba un gran reto ergonómico y técnico. “Las temperaturas, típicamente, en esta zona son de 40 grados. Las personas encargadas de instalar los paneles trabajan de forma repetitiva durante seis meses, lo que puede generar lesiones musculares. Además, en la fase de cableado, los cables pesados suelen provocar quemaduras y daños en el aislamiento, lo que podría derivar en fallas operativas uno o dos años después”, explicó Benavides.
Nelson Benavides – Generation, Distribution and Infrastructure Director – Nexans
Además de los riesgos humanos, también había desafíos ambientales y económicos. “Un parque de 300 MW puede generar 50 toneladas de desperdicio de cables y carretes, muchas veces sin una disposición adecuada”, comentó el director. Esto, sumado a los daños en los cables durante la instalación, podría incrementar el CAPEX y poner en riesgo la rentabilidad del proyecto.
Innovación con impacto: la solución de Nexans
Martha Sepúlveda retomó la narrativa desde el impacto positivo que tuvo la intervención de Nexans en el mismo proyecto. “El equipo, que inicialmente enfrentaban retos ergonómicos y técnicos, recibió una capacitación en buenas prácticas de instalación, herramientas específicas y gestión de residuos. Esto marcó una gran diferencia en los resultados”.
Una de las innovaciones clave fue la incorporación de kits de exoesqueletos, diseñados para mitigar el impacto del trabajo repetitivo sobre los hombros. “Gracias a ese kit, las lesiones que mencionó Nelson, producto de fatigas, ya no se presentaron en el equipo”, afirmó Sepúlveda. Además, el proyecto contó con el Mobiway SOLARKART-L, un vehículo especializado para el transporte de cables DC que optimizó el tendido y redujo significativamente los riesgos de daño en los cables.
La fase de conexionado también fue mejorada con soluciones como kits de hombreras y rodillos, que protegieron a los trabajadores de quemaduras y minimizaron el contacto del cable con el suelo, evitando fricciones y daños. “Con estas soluciones, logramos incrementar la productividad del cableado en un 40%”, señaló la gerente.
Otro aspecto destacado fue la gestión responsable de residuos. “El equipo alojó los excedentes de cable en recipientes específicos, los cuales Nexans recolectó para darles un nuevo ciclo de uso en nuestra fábrica”, explicó Sepúlveda. Los carretes sobrantes también tuvieron un destino sostenible: “Parte de estos se usaron para construir una escuela para la comunidad, y los restantes fueron reutilizados para almacenar nuevos cables”.
Los resultados fueron contundentes. “Hemos mejorado la seguridad de los trabajadores, eliminado las lesiones, incrementado la productividad y ganado dos meses de adelanto en el cronograma de ejecución del proyecto”, afirmó Sepúlveda. Además, no hubo fallas en los cables ni paradas operativas, lo que garantizó la rentabilidad esperada por los inversionistas.
Un modelo replicable para la región
Los referentes de la empresa cerraron la intervención subrayando el impacto integral de estas soluciones. “Es extraordinario ver cómo Nexans puede contribuir con las personas, la sostenibilidad y la competitividad económica de los proyectos solares. Apostamos por estas palancas para mejorar las condiciones actuales y replicar este modelo en los 135 gigavatios de nuevos proyectos solares que tendrá Latinoamérica en los próximos años”.
Con este caso de éxito, Nexans no solo demuestra su liderazgo en el sector anticipándose a las nuevas demandas del mercado, sino también su compromiso con la innovación, la sostenibilidad y el bienestar de las comunidades que participan en la transición energética de la región.
El Presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), Sergio del Campo, junto a la Directora Ejecutiva, Ana Lía Rojas, presentaron el balance anual del sector energético de 2024 en la Conferencia Anual de las Energías Renovables y Almacenamiento y bajo el marco de «Panorama Renovable». El evento realizado en las oficinas de la empresa socia Huawei, destacó los avances históricos en energías renovables y almacenamiento, junto con los retos que aún enfrenta el país para consolidar su transición energética.
En un hito sin precedentes, 2024 marcó un año clave para las energías renovables en Chile. Con una inversión récord de USD 5.695 millones, que representó un crecimiento del 231% respecto al año anterior. El sector de energías limpias alcanzó una participación del 68% en la generación eléctrica nacional, considerando las fuentes de hidroelectricidad y renovables no convencionales.
Sergio del Campo calificó este logro como un reflejo del compromiso del país con la transición energética, pero advirtió que también pone de manifiesto desafíos críticos. “Este avance posiciona a Chile como líder regional, pero nos recuerda que debemos seguir trabajando para superar las barreras estructurales que aún afectan la expansión de las tecnologías renovables”, afirmó.
Entre las cifras más destacadas del año, las energías renovables no convencionales (ERNC) consolidaron su posición como el segmento con mayor capacidad instalada en el sistema eléctrico, representando el 51% del total.
Según Ana Lía Rojas, quien realizó la presentación central de la conferencia, “las centrales solares fotovoltaicas se reafirman como la principal tecnología instalada en el sistema con 11.746 MW, seguida por las tecnologías de eólica y gas natural, con 6.470 MW y 4.862 MW, respectivamente. Así las ERNC se posicionan como el segmento con mayor capacidad instalada del sistema eléctrico (51%), seguido por el segmento térmico (31%) e hidráulica convencional (18%).
Además, los sistemas de almacenamiento tuvieron su gran despegue, con más de 3 GW de proyectos en operación, pruebas y construcción, con una duración promedio de 3,9 horas. Adicionalmente, la cifra más destacada de almacenamiento son los 19 GW que existen actualmente en diferentes etapas de evaluación. “Chile está liderando a nivel global la entrada del almacenamiento. Recordemos que, a principios del año 2024, se discutía si íbamos a lograr 2 GW de storage hacia 2026. Este avance posiciona al país como el referente más avanzado de la región en tecnologías de flexibilidad eléctrica”, destacó Del Campo.
Pérdidas y riesgosdel récord de vertimientos solares y eólicos
La generación limpia, que incluyó ERNC, hidráulica y sistemas de almacenamiento, representó el 68% del total nacional en 2024. Sin embargo, como explicó Ana Lía Rojas, no todo fueron buenas noticias. “Si bien la generación solar inyectada creció en 2,3 TWh respecto al año anterior, los recortes en generación solar también aumentaron en 2,5 TWh. Esto significa que toda la nueva generación solar fue “canibalizada” por los recortes solares, lo que indica un problema estructural de la integración de más renovables que requiere atención urgente, ya que reduce el impacto positivo de nuestras energías limpias”, señaló.
En esta misma materia, Rojas expresó que a fin de año hubo casos de generadoras solares que superaron el 50% de recortes. En sus palabras, aclaró que “una planta solar que fue construida para operar cuando el recurso solar está presente, está detenida más de la mitad del tiempo de su potencial operación. Esto no solo nos preocupa, sino que también representa una pérdida significativa para el sistema y para los inversionistas”.
La falta de demanda eléctrica en las zonas con alta generación de energías renovables, sumada a la falta de infraestructura de transmisión, ha sido identificada como una de las principales barreras para la gestión de los vertimientos.
Desafíos futuros en la transición energética
Respecto de la coyuntura, la vocera de ACERA señaló que “la incertidumbre regulatoria generada por el Proyecto de Ley que busca ampliar el subsidio eléctrico, con base a ingresos de generadores de todas las escalas, ha comenzado a impactar la confianza de los inversionistas, poniendo en riesgo tanto la materialización como el financiamiento de nuevos proyectos”. Sin embargo, a pesar de esta afectación, las proyecciones para 2025 siguen siendo optimistas, ya que reflejan decisiones de inversión tomadas hace 5 o más años, inercia característica del sector.
Por ello, señaló que “estas decisiones hoy se materializan en importantes cifras. Es importante decir que todo lo que estamos haciendo hoy regulatoriamente tendrá impactos. Aparte de lo que ya entró en 2024, entrarán además 3,9 GW, y eso corresponde a USD 4.358 millones de inversión. Entonces, entre 2024 y 2025 vamos a tener cifras nunca vistas en el sector eléctrico y en el sector de energías renovables, en términos de entrada de proyectos y de inversión”.
Proyecciones para el 2025
Un factor sustancial para el 2025, será el retiro de casi 1 GW de generación a carbón, el que marcará un paso decisivo hacia la descarbonización y otros 900 que estarán disponibles para retiro, a partir de 2026, si las condiciones de seguridad del sistema lo admiten. “No hay otro mercado eléctrico en la región, que tenga un anuncio de retiro de esta envergadura en apenas 2 años, y eso nos impone retos y oportunidades nunca antes vistos en la experiencia internacional”, señaló Rojas.
Asimismo, en los próximos tres años, se espera agregar 6,7 GW adicionales de capacidad instalada de proyectos de energías renovables no convencionales y de almacenamiento, que ya cuentan con declaración en construcción o que están comprometidos en el suministro de contratos regulados. Según Del Campo, esto demuestra la importancia que tuvo una regulación coherente para la inversión en renovables de años pasados, que permitirán materializar dichos proyectos.
Sin embargo, como la meta de un país carbono neutral al 2050 requiere de más inversiones y de más proyectos renovables y de almacenamiento, es crucial dar cierre a la incertidumbre financiera que se deriva del Proyecto de Ley de Subsidios Eléctricos, y abordar reformas pendientes relacionadas a la distribución y a la forma de remunerar el mercado mayorista con alta penetración renovable.
En su cierre, Ana Lía Rojas hizo un llamado a la colaboración. “Desde ACERA reafirmamos nuestro compromiso de trabajar por la transformación del sector energético, en conjunto con todos los actores del sector y con el Poder Ejecutivo y Legislativo, para garantizar una transición energética robusta, sostenible y que beneficie a todas las personas. Chile tiene el potencial de ser un ejemplo global en renovables, almacenamiento, transmisión y uso racional del territorio, y no podemos desaprovechar esta oportunidad”.
El Comité de Seguimiento que integran funcionarios de la Secretaría de Energía y de Coordinación del ministerio de Economía mantuvo una nueva reunión semanal para “repasar los avances” en la articulación del Plan de Contingencia presentado hace un par de meses para prevenir y/o contrarestar problemas del suministro de electricidad que pueden acontecer durante el verano en curso.
También pensando en medidas que van más allá del cortísimo plazo, desde la cartera a cargo de María Tettamanti se está trabajando sobre tres licitaciones buscado solucionar los problemas en generación y transmisión de la energía.
Se trata de la “licitacion del AMBA I que es una obra prioritaria que aumentará en hasta 1.500 MW la capacidad de transporte” en alta y media tensión. Energía trabaja en el esquema tarifario que permitiría financiar la obra.
Además, también se trabaja en la licitacion para almacenamiento de baterías, que aportará hasta 500 MW para inyectar al sistema eléctrico en el pico diario de consumo, indicaron desde la S.E.
Este último proyecto requeriría una inversión privada estimada en los 1.000 millones de dólares y el gobierno aspira a captar el interés de inversores. Cammesa actuaría como garante de última instancia.
Por otra parte, Coordinación y Energía trabajan en un esquema que permita relanzar la licitación de nueva capacidad de generación térmica que venga a reemplazar a máquinas que estan operando al límite hace varios años. El gobierno anterior había licitado por unos 3 mil MW, pero la nueva gestión decidió reencauzar este proceso.
Shell, segunda mayor productora de petróleo en Brasil con un promedio de 450.000 barriles de crudo diarios en 2024, anunció que planea para 2025 una perforación en una de sus concesiones mar adentro y el desarrollo de un nuevo campo petrolero en el país, llamado Gato do Mato.
Tal desarrollo depende de la decisión de la Dirección de la empresa, y se tomará entre marzo y abril, según afirmó el presidente de Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, en rueda de prensa.
Gato do Mato es una concesión en la cuenca marina de Santos, en el sureste del país, que Shell se adjudicó hace más de una década en calidad de operadora, con el 50 % de participación, y tiene como socios a la colombiana Ecopetrol (30 %) y a la francesa TotalEnergies (20 %).
El proyecto para este campo prevé la instalación de una plataforma con capacidad para producir 120.000 barriles diarios de petróleo y la futura explotación de gas natural en barcos procesadores.
“Si la decisión de inversión es aprobada, la previsión es que Gato do Mato entre en operación al final de la década”, dijo Pinto da Costa en declaraciones que reprodujo World Energy Trade de El Periódico de la Energía.
Shell también planea perforar en el primer trimestre el pozo exploratorio Ariranha, en una concesión en la cuenca marina de Campos que se adjudicó en consorcio con Chevron.
También espera un aumento de su producción en las concesiones en las que su socia Petrobras es la operadora. Se trata de concesiones en el campo de Mero, y en Atapú en el presal de la cuenca de Santos. Shell cuenta con 14 plataformas de explotación de hidrocarburos en aguas profundas activas en Brasil.
El desplome del 90% en los precios del litio durante los últimos dos años ha llevado a varias minas a reducir o suspender operaciones, así como a retrasar expansiones. Esto afectará la producción global de litio en 100.000 toneladas en 2024 y 228.000 toneladas en 2025, según la consultora CRU. Las principales afectaciones son registradas por Mineral Resources que suspendió su mina Bald Hill en Australia Occidental, mientras mantiene operativas otras dos a menor capacidad. Liontown Resources, redujo planes de producción en su nueva mina Kathleen Valley. Por su parte, lilbara Minerals, cerró una de sus dos plantas procesadoras en diciembre. Arcadium, puso en mantenimiento su mina Mt. Cattlin y pausó expansiones en Argentina y Canadá. En octubre, fue adquirida por Rio Tinto por $6.7 mil millones. CATL: Ajustó la producción en su mina Jianxiawo, afectando aproximadamente 15.000 toneladas en tres meses. Argosy Minerals, suspendió operaciones en una planta de carbonato de litio en Argentina. IGO recortó su pronóstico de producción 2024 en su mina Greenbushes en un 7%. Core Lithium: Detuvo operaciones en su proyecto Finniss en el Territorio del Norte de Australia.
Algunas minas continúan operando gracias a la demanda de de fabricantes de baterías chinos, quienes se benefician de materias primas más baratas.
Las reservas de litio de América Latina son de particular interés para Beijing, ya que el metal es crítico para la transición energética mundial y China cuenta con un floreciente mercado de vehículos eléctricos.
El mercado global de baterías de iones se elevaría de US$44.500 millones en 2021 a US$193.000 millones en 2028, del cual China domina la producción y controla alrededor del 80% de la cadena mundial de suministro de litio, según Fortune Business Insights.
La petrolera YPF alcanzó un valor bursátil de 20.700 millones de dólares este martes, gracias a que el precio de la acción trepó a un máximo de US$ 46,79 en la Bolsa de Nueva York, en un contexto de crecimiento de actividad en Vaca Muerta y la vuelta a récords de producción que no se alcanzaban en el país desde hace más de 20 años.
Según replicó el diario Clarín, es la mayor valuación nominal de la empresa desde mayo de 2011 (sin contar la inflación en dólares de Estados Unidos), casi un año antes de la estatización del 51% de sus acciones por parte del gobierno de Cristina Kirchner a Repsol, en abril de 2012.
Los dos grandes saltos recientes que tuvo la acción de YPF ocurrieron en noviembre de 2023, con la elección de Javier Milei como Presidente y el cambio de expectativa de los inversores en relación con la Argentina, y a partir de septiembre de 2024, cuando empezó a hacer efecto en la economía el blanqueo de capitales (que movió inversiones hacia activos financieros) y la baja del riesgo país, que desató un boom en las acciones.
“El valor de la acción depende de 4 factores: un excelente programa económico del Gobierno nacional: el programa imbatible que tenemos en YPF con una misión muy clara; el Plan 4×4, que ya es una marca registrada, con un cambio muy fuerte en la gestión de activos que se orienta al foco en la rentabilidad y la gestión de valor; y, por último, la dedicación a comunicar y dar a conocer lo que hacemos”, considera Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía.
Por qué crece la acción de YPF
El principal cambio en estos 14 meses fue el aumento en los precios de los combustibles (nafta y gasoil), los productos refinados con los que YPF obtiene la mayor parte de sus ingresos. A principios de noviembre de 2023, la nafta súper costaba unos 30 centavos de dólar a la cotización “libre”, lo que provocó una crisis de desabastecimiento en medio de la campaña electoral. Ahora la nafta cuesta US$ 0,90 y está casi a los niveles de paridad de importación.
Por otro lado, con el “Proyecto Andes”, YPF se desprendió de una decena de yacimientos convencionales de petróleo y gas para enfocarse en los no convencionales (shale), que tienen una mayor rentabilidad. La empresa vendió su negocio de lubricantes en Brasil y está a punto de cerrar su salida de Chile.
Además, está por darle un mandato a un banco internacional para buscar compradores de su participación en Metrogas (70% del total), cuyo valor bursátil ronda los 950 millones de dólares.
En cuanto a la producción, YPF tuvo un 2024 de crecimiento en petróleo y gas en Vaca Muerta. Arrancó el año pasado con 111.000 barriles por día (bpd) de producción propia y lo cerró con unos 150.000 barriles diarios; mientras que en todo el país es propietario de 273.600 barriles por día -a noviembre 2024-, con un salto interanual del 7,2%, de acuerdo a los datos de la consultora Economía & Energía.
Con mirada en el futuro, esa nueva producción de petróleo crudo se dedicará plenamente a la exportación. Desde mediados de 2023 la industria está vendiendo sus excedentes a Chile mediante el Oleoducto Trasandino (Otasa) y a principios de este año comenzará la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) con un costo cercano a los 3.000 millones de dólares, que permitirá exportar a partir de 2027 más de 500.000 barriles diarios, el equivalente a todo el consumo nacional.
Por otro lado, YPF alcanzó un acuerdo con Shell para vender 10 millones de toneladas por año de Gas Natural Licuado (GNL) a través de dos barcazas que harán la licuefacción. La decisión final de inversión, que confirmará el proceso para no tener marcha atrás, sería a finales de este año.
En ese sentido, Marín viajó a Israel, Japón, Corea del Sur, China e India para negociar contratos de abastecimiento -offtakers- que le den sustento al proyecto Argentina LNG.
El Gobierno oficializó este miércoles la aprobación del primer proyecto que ingresará al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por un monto apenas superior a los US$211 millones, mediante la Resolución 1/2025 publicada en el Boletín Oficial.
La inversión que obtuvo el aval gubernamental definitivo al cumplimentar todos los pasos previstos es el “Parque Solar El Quemado y Anexos” por una capacidad instalada total de 305 megavatios (MW), que se desarrollará en la provincia de Mendoza por la empresa Luz del Campo S.A.
La implementación de la iniciativa se llevará a cabo en dos etapas. En la primera se avanzará con la instalación de paneles solares bifaciales en 350 hectáreas por una capacidad instalada de 200 MW, mientras que en la segunda instancia se prevé completar la capacidad total planeada.
El proyecto implica una inversión total de US$211.600.072, de los cuales en el primer y segundo año contados desde la fecha de solicitud de adhesión se emplearán US$204.544.000, “cumplimentándose el 40% del monto mínimo de inversión definido para el sector de energía”.
Asimismo, quedó estipulado que de la inversión total, unos US$94.076.795 serán abonados a proveedores del exterior, mientras que la suma restante de US$117.523.278 será cancelada a proveedores locales. Además, se fijó que la fecha límite comprometida para alcanzar el monto mínimo de inversión en activos computables es el 30 de enero de 2027.
En el análisis realizado para determinar la viabilidad de la inversión, el Banco Central consideró que la misma “no afecta la sostenibilidad del sector externo ni tampoco resulta significativo su impacto en las reservas internacionales” y también señaló que “no se considera que el proyecto pueda afectar negativamente, por sus efectos cambiarios, los objetivos de desarrollo económico y estabilidad financiera”.
En paralelo, la entidad bancaria sostuvo que “en el caso que se diera la sustitución de importaciones planteada una vez que entra en producción, el balance cambiario resultaría positivo considerando los tres años iniciales del proyecto, ya que los gastos de operación a partir de la puesta en marcha son locales”.
Al mismo tiempo, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y la Secretaría de Energía evaluaron la iniciativa y concluyeron que la misma “cumple con los requisitos y objetivos del RIGI”.
El Gobierno nacional autorizó la venta de las acciones de la empresa siderúrgica IMPSA S.A a la compañía de capitales estadounidenses ARC Energy.
“La Comisión Evaluadora de las ofertas para la venta de Impsa – integrada por el Fondep del Ministerio de Economía, la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y la provincia de Mendoza – resolvió recomendar la preadjudicación de las acciones de la compañía en poder del Estado nacional y provincial al consorcio IAF cuyo socio principal es Arc Energy”, indicó la Secretaría de Comercio en un comunicado de prensa.
El parte oficial señala que “IAF ofertó US$ 27 millones en concepto de aporte de capital sujeto a un cronograma de integración de acuerdo a las necesidades de la empresa y solicitó un plazo hasta el 31 de enero para obtener el refinanciamiento de la deuda que guarda con los acreedores de Impsa, que alcanza la cifra de US$ 576 millones”.
La oferta aprobada fue la única presentada luego de un largo proceso para lograr la privatización de la empresa.
“En su análisis, la Comisión concluyó que se acreditaron las condiciones de idoneidad, capacidad económica y financiera de los principales accionistas de IAF para cumplir con la capitalización que requiere Impsa y su gerenciación; que se mantuvo la vigencia del seguro de caución para garantizar la oferta que se realizó; y que la misma se adecua a las necesidades que presenta la empresa para que esté en marcha y operativa”, añadió Comercio.
Además indicó que “IAF deberá obtener la conformidad de los acreedores para la renegociación de la deuda y en caso de que se cumpla con la condición, se procederá a la redacción del contrato de compra venta de acciones y su posterior transferencia”.
Comercio detalló que “el capital de IMPSA, empresa fundada en 1907, se integra con tres tipos de acciones: las clase A, en manos de la familia Pescarmona con un 5,3%; las clase B, en manos de los acreedores con un 9,8%; a través de sendos fideicomisos de garantía, y las acciones clase C, que pertenecen al FONDEP en un 63,7% y el 21,2% restante a la provincia de Mendoza”.
“La decisión de desprenderse de las acciones en poder del sector público se encuentra alineada con el objetivo de déficit cero del Gobierno nacional y la no asignación de recursos federales a empresas privadas, abriendo así la posibilidad de que la empresa continúe la actividad de forma saneada en un marco de economía de mercado. La provincia de Mendoza, manifestó su voluntad explícita de acompañar la decisión del gobierno federal”, aseguró el parte oficial.
IMPSA se dedica a la fabricación de equipos tales como turbinas, grúas, reactores abasteciendo a los sectores de metalurgia, de generación de energía y tecnología.
YPF lanzó el jueves 2 de enero una oferta de recompra de sus Obligaciones Negociables (ON) clase XXXIX, que cotizan como YCA6O y que vencen en julio de 2025, por un total en circulación de US$ 757 millones.
Para atraer a esos tenedores de sus bonos, pagará un “premio”: por cada 100 dólares nominales, ofrecerá US$ 101,95, más los intereses proporcionales devengados al 16 de enero. El plazo para adherirse a la oferta vence el 15 de enero.
Para poder pagar esa recompra, la petrolera lo que hará es, a su vez, realizar una nueva emisión de bonos, que llevarán por nombre clase XXXIV y serán por hasta US$ 1.000 millones. Tendrán vencimiento en 2034, y se amortizarán en 3 cuotas consecutivas desde enero de 2032. La emisión está destinada a inversores calificados, pagará intereses semestrales y licitará por precio, explicaron en PPI.
“Con un remanente total de US$ 757 millones y dada la baja liquidez del bono, esta propuesta representa una oportunidad atractiva de salida para los inversores”, sostuvo Cohen Sociedad de Bolsa en un informe.
En el prospecto de recompra, en un mensaje a los bonistas que no acepten la propuesta, YPF aclaró que tiene la intención de rescatar todas las ON que sigan en circulación tras la oferta, según publicó el diario Clarín.
El gobernador Rolando Figueroa se reunió el domingo 5 de enero en el paso internacional Pichachén con el entrante gobernador de la región chilena de Biobío, Sergio Giacaman. Durante el encuentro, ambos mandatarios ratificaron la importancia del paso para la integración de Argentina y Chile.
“Es un hecho fundamental el encontrarnos en la frontera porque creemos que estos países tienen que crecer hermanados, y esa hermandad se fomenta día a día, se riega, es una hermandad fecunda. Estamos convencidos de que lo vamos a lograr y de que este paso va a ir adquiriendo otra relevancia en el transcurrir del tiempo”, manifestó Figueroa.
El gobierno del Biobío está construyendo en estos momentos una Aduana para el paso Pichachén, por lo que el gobernador neuquino señaló: “Nosotros estamos apostando a que esa Aduana sea unificada, que pueda ser utilizada por ambos países”, y agregó que Neuquén “ya está proyectando las posibilidades de crecimiento de toda esta región norte”. Esto incluye la pavimentación de rutas que permitirán una llegada más rápida y segura hasta el paso fronterizo, para lo que se busca financiamiento a través del Banco Mundial.
Figueroa remarcó que la provincia de Neuquén y la región de Biobío “han construido una amistad que se lleva en el ADN de ambos lados de la cordillera y eso lo tenemos que trasladar también a la economía”. “Hoy los neuquinos tenemos la posibilidad de proveer de gas al mundo, lo que incluye a Chile. Esto va a requerir una reconstrucción de un vínculo de confianza que se ha roto por incumplimiento de contratos de provisión en determinados momentos”, enfatizó. Actualmente el gasoducto trasandino tiene capacidad ociosa, lo que podría revertirse rápidamente con la creciente producción de gas que tiene Vaca Muerta.
“Para mí es un orgullo estar acompañando en la asunción a Sergio y en la despedida también a un amigo que ha sido Rodrigo (Diaz Worner, gobernador saliente del Biobío), un amigo de Neuquén, un amigo de años, que siempre ha contribuido a poder fortalecer estos lazos de hermandad”, finalizó.
Por su parte, Sergio Giacaman, señaló que “esta reunión muestra la continuidad en la relación con la provincia del Neuquén” y agregó que “no basta solo mirar la historia o pensar en el futuro, sino que esto también se construye en lazos entre personas, por lo que vine al punto donde se conectan nuestros países a recibir al gobernador de Neuquén para construir una relación fecunda entre nuestras naciones, y particularmente entre la provincia de Neuquén y la región del Biobío”.
De obtener el visto bueno estos contratos en espera, las exportaciones de gas autorizadas al vecino país limítrofe llegarán a un máximo diario de 15 millones de metros cúbicos. Hasta ahora, todos se dieron bajo la modalidad interrumpible. Hasta fines de octubre, el gobierno había aprobado cuatro exportaciones de gas natural hacia Brasil. Estas operaciones utilizaban las redes bolivianas como vía de transporte para alcanzar la región industrial más importante del país vecino, San Pablo. En total, estos envíos contemplaban un máximo de 5 millones de metros cúbicos diarios. Recientemente, se sumaron otros cinco contratos que autorizan un adicional de […]
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El gobierno de Mendoza aprobó la prórroga hasta el año 2037 y fijó regalías del 12% para las áreas Cerro Mollar Oeste, La Brea y Puesto Rojas ubicadas en Malargüe, que opera PCR desde 2023 a partir de la adquisición de esos activos a la operadora Phoenix Globlal Resources. La compañía de capitales argentinos logró aumentar la producción en esas áreas de 45 m³/día a 140 m³/día gracias a un plan integral de reactivación de pozos, según precisaron. A su vez, a partir de los nuevos estudios sísmicos, la firma pondrá en marcha un plan de exploración y producción para poner en valor posibles acumulaciones de hidrocarburos en nuevas estructuras sin desarrollar.
PCR realizará seis pozos e invertirá 20 millones de dólares. Además, llevará a cabo una actividad contingente de 12 pozos adicionales sujeto a la viabilidad económica, tres pozos por cada descubrimiento comercial. Esto le permitirá incrementar el monto de inversión en otros 24 millones de dólares.
Martín Brandi, CEO de la compañía, aseguró que “los reservorios convencionales todavía tienen mucho potencial para aportar nuevas reservas, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos”.
El ejecutivo remarcó que “PCR seguirá evaluando nuevas estructuras para seguir desarrollando la producción en esa región sur de la provincia de Mendoza que le permite optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente».
Actividad
PCR opera en Mendoza las áreas El Sosneado, La Paloma-Cerro Alquitrán y Llancanello. “Con la extensión de estas concesiones reafirmó así su compromiso con la actividad convencional en la provincia, demostrando que los yacimientos maduros tienen oportunidades para poner en valor sus recursos y convirtiéndose de esta forma en un jugador protagónico en la industria”, aseveraron desde la compañía.
Cuidado del medioambiente
Desde PCR informaron que la compañía se comprometió con la gestión ambiental y social, enfocándose en el saneamiento de los pasivos ambientales heredados en las áreas prorrogadas.
“Este esfuerzo incluye la adecuación de instalaciones, la remediación de suelos y la implementación de prácticas responsables que aseguren la sostenibilidad de las operaciones. También, contribuye al bienestar de las comunidades locales con beneficiarios directos a partir de la contratación de proveedores y servicios locales que brindará certidumbre al desarrollo económico de las áreas de influencias de la compañía, además del cumplimiento de los estándares provinciales y nacionales”, destacaron.
República Dominicana enfrenta una serie de retos estructurales que ralentizan el avance de las energías renovables, indispensables para diversificar la matriz energética y alcanzar los objetivos de sostenibilidad.
La falta de coordinación interinstitucional, la complejidad de los trámites administrativos y las limitaciones en la infraestructura de transmisión son los principales obstáculos identificados por los actores del sector, quienes también destacan desafíos específicos para tecnologías como la eólica.
Edy Jiménez Toribio, vicepresidente comercial de AES Dominicana, resalta que agilizar los procesos regulatorios es fundamental para destrabar el potencial de estas tecnologías. «Ahora mismo, la no objeción de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) a la interconexión del proyecto, no se te otorgará si no tienes la concesión definitiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que además necesita el aval del Poder Ejecutivo», explica.
Según el vicepresidente comercial de AES Dominicana, este sistema fragmentado y duplicidad de funciones alarga significativamente los plazos para poner en marcha proyectos de generación renovable, generando que algunos trámites queden en suspenso, afectando la confianza de los desarrolladores.
Otro aspecto crítico señalado por Jiménez Toribio es la insuficiencia de la infraestructura de transmisión eléctrica. «El desarrollador de un proyecto muchas veces desarrolla la infraestructura de interconexión requerida para que el proyecto se integre sanamente a la red», detalla. Aunque en algunos casos los costos pueden ser reembolsados posteriormente por la empresa de transmisión, este esquema sigue siendo una barrera para el crecimiento.
Para abordar esta problemática, el referente empresario sugiere que el Estado implemente esquemas de asociación público-privada que permitan acelerar estas obras. «Si los proyectos de transmisión identificados se construyeran sin depender del Notice to Proceed (NTP) a un proyecto, quizás eso pueda ayudar muchísimo a que se integren los proyectos de manera más rápida», argumenta.
En términos de planificación a futuro, el ejecutivo hace referencia a proyectos clave que deben concretarse para aliviar las limitaciones actuales. Por ejemplo, en el noroeste, la construcción de una línea de transmisión entre Manzanillo y Guayubín es esencial para evacuar la energía generada en esta región, que incluye tanto proyectos renovables como térmicos.
«Esa línea ya se está avanzando con torres, pero no tengo visibilidad de cuándo estaría lista. Algunos dicen que estaría en el año 2025», comenta.
Asimismo, en el suroeste, un proyecto de transmisión que conectará la región con Punta Catalina mediante un sistema a 138 kV, elevándose luego a 345 kV, busca reducir los riesgos de congestión y facilitar la integración de más generación renovable al sistema.
De acuerdo con el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión 2021-2025 elaborado por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) el próximo año el país alcanzaría una demanda pico de ~3,500 MW; sin embargo, el referente empresario advirtió que durante el 2024 ya se han superado los 3,800 MW lo que requeriría mayor celeridad en las obras que atiendan el alto crecimiento de la demanda.
En una reciente publicación en sus redes sociales, Edy Jimenez enumeró las principales obras identificadas para apoyar el despliegue de nuevos proyectos de generación y fortalecer el sistema: Subestación KM 15 de Azua 345/138 kV, Línea de Transmisión Punta Catalina – KM 15 de Azua II 345 kV, Subestación Guayubín 345/138 kV, Línea de Transmisión Guayubín – El Naranjo 345 kV.
“La inversión acumulada estimada para desarrollar el Plan Indicativo de ETED es de ~$800 millones USD, pero aún no se tiene disponible el Plan de Ejecución para concretar estos proyectos. ¿Cuáles de estos proyectos serán ejecutados por el Sector Privado para integrar los proyectos Térmicos y Renovables desarrollándose en el Noroeste, Suroeste, y Este del país?”, interrogó Jiménez Toribio.
Siguiendo su análisis, provincias como Pedernales, Montecristi, Puerto Plata, Samaná y La Altagracia están entre las de mayor potencial eólico en el país. A pesar de esta ventaja, el acceso a infraestructura en estas áreas sigue siendo un reto crítico para los generadores.
En el caso de la tecnología a través de la cinética del viento, los desafíos son aún más específicos. El vicepresidente comercial de AES Dominicana explica que la concentración geográfica del recurso limita el desarrollo de proyectos a ciertas regiones del país, principalmente el suroeste y noroeste. Estas zonas presentan condiciones óptimas para la generación, pero su desarrollo se ve obstaculizado por problemas relacionados con la disponibilidad de terrenos y la titularidad de los mismos.
«Muchas veces, el acceso a los mejores terrenos se complica por la falta de títulos o por las negociaciones de precios con los dueños», señala, destacando que estas complicaciones pueden retrasar significativamente los proyectos.
El ejecutivo también menciona la necesidad de priorizar los esquemas de compensación para baterías, un elemento esencial para estabilizar el sistema y manejar la intermitencia de fuentes como el viento y el sol.
«Aquí no es un llamado solamente a las instituciones gubernamentales, sino también a nosotros como privados, para que seamos un poquito más proactivos con el tema de comentarios y propuestas de mejora», afirma.
“Todos somos stakeholders del sector”, concluye, en un llamado a la acción conjunta que permita materializar el enorme potencial renovable de República Dominicana.
A través de la Resolución 1/2025 del Ministerio de Economía, el Gobierno Nacional aprobó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del Proyecto “Parque Solar El Quemado y Anexos”, que se desarrollará en localidad de Jocolí del departamento Las Heras de la provincia de Mendoza.
El proyecto de Luz de Campo SA / YPF Luz contará con una inversión de U$S 211 millones y tendrá una capacidad instalada de 305 MW.
En este sentido, el plan de inversión presentado se desarrollará en dos etapas y proveerá energía bajo un factor de carga del 31,4 %. Asimismo, Luz de Campo SA / YPF Luz informó que que la totalidad de la inversión se aportará en en los próximos dos años, indicó Economía.
En la misma línea, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), generará un CUIT especial para Luz de Campo SA / YPF Luz, y activará la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros del RIGI. Además, el Banco Central de la República Argentina (BCRA) habilitará los incentivos cambiarios previstos. También, se aprobó el listado de mercaderías y/o servicios que se podrá importar para desarrollar el proyecto, se describió.
“El RIGI es una herramienta de largo plazo para proyectos nuevos o ampliaciones de proyectos preexistentes que representen inversiones significativas para la economía nacional (no menores a U$S 200 millones) que de otro modo no se desarrollarían”, afirmó Economía.
“Este Régimen contempla el otorgamiento de incentivos, certidumbre, seguridad jurídica y un sistema de protección de derechos adquiridos”, añadió.
El RIGI “se enmarca en la política que lleva adelante el Gobierno Nacional como herramienta para fomentar el desarrollo económico, productivo y social de la Argentina, generando las condiciones de previsibilidad, estabilidad y competitividad necesarias para atraer Grandes Inversiones al país a través de la promoción del desarrollo de sectores estratégicos y el adelantamiento temporal de soluciones macroeconómicas de inversión sin las cuales no podrían desarrollarse con el dinamismo deseado”, sostiene el gobierno.
Nexans, empresa dedicada al diseño y fabricación de sistemas de cable, contó con una ponencia destacada en el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone, que reunió a más de 400 líderes del sector de las energías renovables.
La compañía actualmente está redefiniendo los estándares de seguridad y eficiencia en el sector, de modo que ha introducido una serie de innovaciones tecnológicas que mejoran la productividad, reducen costos operativos y aseguran el bienestar de los trabajadores.
Entre las principales herramientas destacadas se encuentra el exoesqueleto, diseñado para asistir a los instaladores que deben realizar trabajos repetitivos con los brazos por encima de los hombros.
“Este equipo reduce la fatiga en aproximadamente 40%, previniendo lesiones comunes en este tipo de tareas,” explicó Marlene Mauny, sales chief de Nexans, aludiendo a la importancia para ganar seguridad y minimizar interrupciones causadas por accidentes laborales.
Otra herramienta clave que la compañía presentó en FES Chile es el Mobiway Solar Car, un vehículo diseñado para transportar, desenrollar e instalar cables y alambres, a fin de aumentar la seguridad, brindar facilidad y comodidad, reducir tiempo, desperdicio y esfuerzo, y crear un entorno ecológico.
“Este sistema incluye características avanzadas como un kit de primeros auxilios, compartimentos para herramientas y agua, y una superficie para realizar pequeños trabajos. Además, actúa como un punto móvil de conexión para el equipo”, detalló la especialista.
“Con esas soluciones, la productividad se incrementa en aproximadamente 40% en las primeras etapas de proyecto”, subrayó frente a un auditorio repleto de referentes del sector de las energías renovables de Latinoamérica.
En línea con su compromiso por la seguridad, Nexans también suministra un kit de hombreras que evita el contacto directo de los cables con los hombros, y kits de rodillos anclables que elimina fricciones durante la instalación de los cables, facilitando su manipulación en ductos y esquinas sin daños.
“Gracias a estas herramientas, hemos logrado un impacto significativo en la operación de los parques renovables: cero lesiones entre los trabajadores y cero daños en los cables. Esto se traduce directamente en la reducción del OPEX,” destacó Mauny.
Es decir que la propuesta de Nexans no solo aborda la seguridad y productividad, sino también la sostenibilidad y el ahorro en costos operativos. Con sistemas más eficientes y menores tasas de reparación o reemplazo, los proyectos renovables pueden alcanzar sus objetivos con mayor rapidez y menor gasto.
Durante el Future Energy Summit 2024, Douglas Guillén, Business Manager del Cono Sur para Canadian Solar, presentó un panorama claro sobre los retos y oportunidades del sector energético en América Latina. Con una fuerte presencia en más de 40 países, Canadian Solar se posiciona como un jugador clave en la región, ofreciendo soluciones tecnológicas integrales que abarcan desde módulos solares hasta sistemas de almacenamiento a gran escala.
«Canadian Solar no es solo un fabricante de tecnología solar; queremos ser aliados en el proceso de transición energética,» afirmó Guillén, destacando el compromiso de la empresa en brindar confiabilidad y apoyar a los actores del sector en su camino hacia un futuro sostenible.
En su análisis, Guillén señaló que los desafíos del sector energético en América Latina varían según el nivel de desarrollo de cada mercado. «En mercados emergentes como Argentina, Colombia y Perú, los principales retos están en la planificación y el desarrollo de infraestructura, especialmente líneas de transmisión para conectar los centros de generación con los de consumo,» explicó. La seguridad jurídica y la atracción de inversiones también son factores clave para potenciar estos mercados.
En contraste, Chile presenta un escenario más avanzado, con un 60% de su matriz energética proveniente de fuentes renovables. Sin embargo, el país enfrenta desafíos como el curtailment (vertimiento de energía) y la necesidad de soluciones de almacenamiento que permitan optimizar el sistema energético. «Es un nivel de madurez distinto que requiere enfoques específicos,» agregó Guillén.
Estrategias para 2025 y el futuro
Canadian Solar tiene claros sus objetivos para 2025 y más allá: ofrecer productos de alta calidad que ayuden a impulsar la transición energética en América Latina. En mercados como Colombia, la compañía identifica un gran potencial en la generación distribuida, mientras que en Argentina busca apoyar el crecimiento de la capacidad fotovoltaica.
En Chile, la prioridad está en las soluciones de almacenamiento, esenciales para abordar los récords de vertimiento de energía. «Nuestro objetivo es brindar confiabilidad al sistema y ayudar a todos los actores del sector a superar los desafíos actuales,» explicó Guillén.
Innovación para la transición energética
La propuesta de Canadian Solar incluye una combinación de innovación tecnológica y adaptabilidad a las necesidades locales. Con unidades de negocio como MSS, e-Storage y Recurrent Energy, la compañía no solo se dedica a la fabricación de módulos solares, sino también al desarrollo y operación de proyectos fotovoltaicos y de almacenamiento. «Estamos en un punto de inflexión donde es urgente tomar medidas concretas para avanzar en la transición energética,» concluyó Guillén.
Con su enfoque integral y compromiso con la sostenibilidad, Canadian Solar se posiciona como un socio estratégico en la transformación del sector energético en América Latina, demostrando que la innovación y la colaboración son clave para enfrentar los desafíos del futuro.
AES Internacional busca sumar más de 2000 MW de capacidad de generación renovable operativa en Chile en el transcurso de los próximos años, como parte de una estrategia que prioriza proyectos eólicos, solares y sistemas de almacenamiento de energía en baterías.
Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES International, aseguró que, tras alcanzar casi 1500 MW (sin contar hidroeléctricas), el objetivo está puesto en tener “alrededor de 3500 MW operativos hacia finales del 2027”.
“Estamos apostando por el almacenamiento combinado con solar, no tanto storage stand alone porque el interés es tener generación y no sólo hacer arbitraje con precios baratos de energía por el día”, manifiestó durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que se realizó en la ciudad de Santiago.
En este contexto, AES está desarrollando un pipeline de 8-9 GW distribuidos a lo largo de Chile, con especial énfasis en el norte del país, pero sin dejar de lado la potencialidad de la región sur. De hecho, la compañía ya cuenta con un hub eólico de 400 MW en el sur, que es parte de su visión para ofrecer soluciones energéticas 24/7 completamente renovables.
“La idea es tener una combinación de tecnología que nos permita ofrecer a los clientes una curva energética 24×7 o alcanzar los niveles de demanda que ellos tienen con 100% renovables”, señaló De Ramón.
“Tenemos un plan estratégico claro hasta el 2029 y seguimos apostando mucho por Chile”, aseveró frente a un auditorio de más de 400 líderes del sector renovables de Latinoamérica.
La apuesta de la empresa por la acumulación energética llegaría como respuesta a la problemática del curtailment, la dependencia a combustibles fósiles y la limitación de capacidad de transmisión, considerando que en muchas horas del año el precio es cero, principalmente en la zona norte del país.
Cabe recordar que AES ya posee y opera 3740 MW en Chile, divididos en 1921 MW termoeléctricos, 771 MW hidroeléctricos, 370 MW eólicos, 442 MW solares fotovoltaicos y 236 MW de sistemas de almacenamiento en baterías. Este portafolio también incluye plantas desalinizadoras de agua de mar y líneas de transmisión.
En el período 2022-2023, la empresa dio un salto significativo en su transición energética, con la entrada en servicio o adquisición de 1,1 GW de capacidad renovable y 162 MW en almacenamiento. Paralelamente, continúa avanzando en su objetivo de reemplazar sus centrales a carbón por más de 3 GW de generación renovable.
Uno de sus proyectos más destacados es el fotovoltaico Cristales, ubicado en Antofagasta. “El proyecto tendrá una capacidad solar de hasta 340 MW y un sistema de almacenamiento de energía de hasta 542 MW por cinco horas”, asegura la compañía. La construcción está programada para el cuarto trimestre de 2024, con el inicio de su operación comercial proyectado para 2028.
Además, el vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES International reconoció el marco regulatorio estable de Chile, y aunque apuntó que existen ciertas áreas de mejora, sostuvo que otros pueden copiar y mejorar los modelos ya implementados, a fin de lograr regulaciones proactiva para anticiparse a los desafíos del sector, como el orden de despacho y la degradación de baterías a largo plazo.
“Es importante que las autoridades continúen apoyando el desarrollo de proyectos. Hay mucho por mejorar en permisología y celeridad de plazos de aprobación de parques renovables”, sentenció.
Growatt, líder en soluciones de energía inteligente, ofreció una keynote durante el evento Future Energy Summit Colombia (FES Colombia) en la que Julián Tovar, Product Marketing Manager para Colombia y el Caribe de Growatt, tuvo una participación destacada.
Allí, Tovar explicó que el creciente protagonismo del almacenamiento responde a tres factores clave: el aumento de la generación de energía renovable variable, el incremento de la demanda por la electrificación junto a la expansión de la infraestructura de cargadores eléctricos y la suba en los costos de los servicios eléctricos.
En este contexto, Growatt se posiciona como un aliado en la provisión de soluciones de almacenamiento con baterías e inversores para los distintos segmentos del mercado.
Innovación en tecnología y versatilidad
Growatt opera en más de 180 países y cuenta con 5,500 empleados, de los cuales un 20% está dedicado a la investigación y desarrollo de nuevos equipos. Entre las soluciones disponibles para la región, Tovar mencionó los nuevos inversores SPH 10,000. “Estos inversores soportan hasta 15 kW en paneles, permiten cargar baterías e inyectar 10 kW nominales con puertos tanto de red como de cargas críticas, eliminando la necesidad de equipos externos como ATS”, explicó.
La capacidad de colocar hasta seis inversores en paralelo para alcanzar 60 kW a 220 V también fue resaltada por Tovar como una ventaja clave: «Es una solución ideal tanto para instalaciones residenciales como comerciales e industriales».
Tal es así que Growatt ha experimentado un éxito temprano de estas soluciones implementadas en países como Colombia, Costa Rica y Ecuador; por lo que se ha visto motivada en fortalecer su red de distribución en Colombia.
“Aquí en Colombia ya tenemos varios distribuidores que lo están vendiendo. Si lo quieren, la empresa Meico lo tiene en stock,” afirmó Tovar.
En cuanto a compatibilidad, este inversor SPH 10,000 es óptimo para complementar con las baterías ALP de 5 kW, diseñadas para un alto amperaje de descarga, Tovar destacó que su capacidad de suministro de energía de 220 A las convierte en una solución robusta y eficiente para sistemas pequeños y medianos.
Soluciones para grandes instalaciones
Para atender la demanda de instalaciones comerciales de mayor escala e industriales, Growatt introdujo sus inversores WIT híbridos de alta potencia. «Estos inversores, disponibles en rangos de 28-55 kW a 220 V trifásicos y 50-100 kW a 480 V trifásicos, pueden conectarse en paralelo, logrando mucha potencia y eficiencia,» explicó, añadiendo que estos cuentan con un nivel de protección IP66 por lo que es posible ubicarlos a la intemperie.
En cuanto a las baterías APX comerciales, cada unidad cuenta con una capacidad de 14.33 kWh y permite un control independiente para optimizar su ciclo de vida. Tovar destacó: «Podemos usar seis baterías durante cinco años y agregar más en el futuro sin problemas. Cada batería puede cargarse de forma independiente, lo que garantiza flexibilidad y durabilidad.»
Uno de los principales diferenciadores de Growatt es su enfoque en sistemas integrales. “Con Growatt no necesitas combinadores, cargadores solares, ni PCS; solo necesitas dos equipos: el inversor y la batería,” enfatizó Julián Tovar, Product Marketing Manager para Colombia y el Caribe de Growatt.
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil publicó los lineamientos de una nueva licitación la compra de energía eléctrica a empresas de nueva generación, denominada Subasta de Nuevas Energías “A-5” de 2025.
La subasta está prevista a celebrarse el viernes 25 de julio del corriente año y la particularidad de la convocatoria es que sólo podrán participar proyectos hidroeléctricos de 1 a 50 MW de potencia, ya sea nuevos o aquellos destinados la ampliación de ya existentes:
Hidroeléctrica de capacidad instalada Reducida (CGH): menos de 5 MW
Pequeña central hidroeléctrica (PCH): entre 5 MW y 30 MW
Central Hidroeléctrica (UHE): Superior a 50 MW o entre 5.000 y 30 MW, si por el tamaño del embalse la central no califica como PCH.
Los interesados deberán registrar sus proyectos en la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a través del sistema el Sistema de Apoyo al Emprendimiento en Gestión Energética (AEGE), y enviar los documentos necesarios de manera virtual para la calificación antes de las 12 horas del día viernes 7 de febrero.
Además, los agentes distribuidores tendrán hasta el 10 de febrero para presentar las declaraciones de necesidad de compra de energía eléctrica.
En tanto que aquellos ubicados en sistemas aislados de la red deberán hacerlo. siempre y cuando la fecha prevista para la recepción de energía sea igual o posterior a la fecha prevista de entrada en operación comercial de la interconexión al Sistema Eléctrico Nacional.
De concretarse la subasta, el gobierno retomará las licitaciones de esta índole tras casi tres años desde la última convocatoria exitosa, en la que se adjudicaron 22 proyectos renovables por 557,45 MW de potencia a instalar hasta el 2027.
Incluso, los proyectos que ya fueron calificados con EPE para participar en las Subastas de Nuevas Energías “A-5” y “A-6” de 2022 (cancelada en agosto de dicho año), están exentas de volver a presentar documentos, siempre y cuando se mantengan inalterados los parámetros, características técnicas y demás información de los mismos.
Es decir que tienen prohibido presentar documentos que sustituyan a los presentados en aquel entonces, con excepción de:
Licencia Ambiental cuyo período de vigencia haya vencido;
Dictamen de Acceso o documento equivalente definido en el art. 4º, § 3º, incisos V y VI, de la Ordenanza GM/MME nº 102, de 22 de marzo de 2016; y
Cualesquiera otros documentos cuando sean solicitados por EPE.
El suministro de energía eléctrica a clientes regulados comenzará el 1 de enero de 2030, por un período de 20 años. Mientras que la ordenanza normativa GM/MME N° 95 determinó que se deberá negociar al menos el 30% de la energía calificada de los proyectos de generación.
El gobierno de la provincia de Buenos Aires oficializó, a través de la Resolución 4/2025, una actualización a la suba de los cuadros tarifarios de las principales distribuidoras de electricidad por red domiciliaria, que incluye un ajuste del Valor Agregado de Distribución y cuyo impacto promedio en factura final para los usuarios residenciales será del 2,5 por ciento.
El incremento de tarifas, aprobado por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos,comprende a las empresas EDELAP, EDEA, EDEN, EDES. y las áreas Río de La Plata, Atlántica, Norte y Sur de la provincia.
La actualización de los cuadros tarifarios contempla ajustes en el VAD, el Sobrecosto de Generación Local (SGL) y otros agregados tarifarios, aprobados por la Resolución del Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) 280/2024.
Luego de un intenso proceso de análisis técnico y económico, el gobierno de Mendoza dictaminó la prórroga de las concesiones petroleras hasta el año 2037, y fijó regalías del 12 por ciento, para las áreas Cerro Mollar Oeste; La Brea y Puesto Rojas, que la empresa PCR viene operando desde 2023 a partir de la adquisición de esos activos a la operadora Phoenix Globlal Resources.
Desde 2023, PCR logró aumentar la producción en esas áreas de 45 m³/día a 140 m³/día gracias a un plan integral de reactivación de pozos, y en adelante, a partir de los nuevos estudios sísmicos, pondrá en marcha un plan de exploración y producción para poner en valor posibles acumulaciones de hidrocarburos en nuevas estructuras sin desarrollar.
La compañía asumió un compromiso en firme de realizar 6 pozos con una inversión de 20 millones de dólares y una actividad contingente de 12 pozos adicionales sujeto a la viabilidad económica (3 pozos por cada descubrimiento comercial) que permitirá incrementar el monto de inversión en otros 24 millones de dólares, informó la operadora.
PCR, que también opera en Mendoza las áreas El Sosneado, La Paloma-Cerro Alquitrán y Llancanello, reafirmó así su compromiso con la actividad convencional en la provincia, demostrando que los yacimientos maduros tienen oportunidades para poner en valor sus recursos y convirtiéndose de esta forma en un jugador protagónico en la industria.
Martín Federico Brandi, CEO de la compañía, describió que “Los yacimientos convencionales todavía tienen mucho potencial para aportar nuevas reservas, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos”.
Explicó además que “PCR seguirá evaluando nuevas estructuras para seguir desarrollando la producción en esa región sur de la provincia de Mendoza que le permitan optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente”.
Compromiso con el medio ambiente y la comunidad
Brandi destacó que PCR también ha asumido un firme compromiso con la gestión ambiental y social, enfocándose en el saneamiento de los pasivos ambientales heredados en las áreas prorrogadas. Este esfuerzo incluye la adecuación de instalaciones, la remediación de suelos y la implementación de prácticas responsables que aseguren la sostenibilidad de las operaciones.
Este compromiso también contribuye al bienestar de las comunidades locales con beneficiarios directos a partir de la contratación de proveedores y servicios locales que brindará certidumbre al desarrollo económico de las áreas de influencias de la compañía, además del cumplimiento de los estándares provinciales y nacionales.
PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción de cemento en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
YPF intentará cerrar en las próximos tres semanas el traspaso de titularidad de los yacimientos convencionales que opera en Santa Cruz. La desinversión en esos campos maduros —donde la petrolera bajo control estatal pierde a razón de US$ 300 millones por año como resultado de la falta de competitividad de su estructura operativa, que redunda en altos costos que están por encima de la rentabilidad que ofrece la explotación de esas áreas— es clave para edificar el éxito del Proyecto Andes, la iniciativa con la que la compañía que preside Horacio Marín se propuso desprenderse de unos 55 bloques convencionales de baja rentabilidad para concentrar su capital en el desarrollo de Vaca Muerta.
No se trata, sin embargo, de una negociación sencilla. Al contrario, implica un juego a diferentes bandas con una multiplicidad de actores que durante todo el año pasado tuvo avances y retrocesos. A diferencia de la venta de áreas en otras provincias, donde YPF obtuvo una compensación económica por la cesión de esos campos —tanto en efectivo como en especies expresada en producción de petróleo a futuro—, en Santa Cruz YPF no pretende recibir dinero cambio. Al contrario, tendrá que poner plata de su bolsillo para salir de esas áreas que, por la deficiente gestión de la petrolera durante el gobierno de Alberto Fernández, que fue incapaz de adecuar su estructura de costos a la declinación productiva de los campos maduros, se convirtieron en activos anti-económicos.
En el esquema de salida que está prácticamente acordado con el gobernador Claudio Vidal es central el rol de CGC, la petrolera que conduce Hugo Eurnekian, el principal productor de hidrocarburos en el flanco norte de la provincia. Motorizada más que nada por un movimiento defensivo para evitar que un retiro caótico de YPF derive en una descomposición total que arrastre al resto de los jugadores del sistema petrolero en la provincia, CGC lidera una mesa de negociación que incluye a otros actores privados que tiene interés en los yacimientos.
Horacio Marín, CEO de YPF, que está de viaje en Asia intentando abrir mercados para el GNL argentino, y Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz.
Nuevos operadores
La estrategia prevé que en un solo movimiento, que se materializará a través de un decreto firmado por Vidal, YPF traspasará a CGC todos sus bloques que posee en la provincia agrupados en cinco clúster de campos. Sin embargo, la petrolera de Corporación América sólo conservará la operación de uno de ellos, conformado por Cañadón León y Meseta Escondida. Los cuatro clústers restantes serán transferidos en no más de 60 días a otras compañías. Según la información relevada por EconoJournalde fuentes directamente involucradas con la negociación, Patagonia Resources, una empresa del grupo que lideran los hermanos Juan y Patricio Neuss que es presidida por Walter Forwood, ex gerente general de San Antonio, uno de las principales empresas de servicios del país, y tiene como asesor a Sergio Affronti, ex CEO de YPF, tomará la operación de un segundo clúster conformado por Los Perales, Las Heras y Cañadón La Escondida, tres de los campos con mayor producción de petróleo de la provincia.
El Guadal, otro de los grandes activos de YPF en Santa Cruz, se particionará en dos: Crown Point, una compañía del grupo GST de los accionistas Pablo Peralta y Roberto Domínguez, que en diciembre obtuvo la concesión de Koluel Kaike, un área provincial que cedió PAE, se quedarán con una porción de ese bloque que fue incluido en un tercer clúster, mientras que Roch —la compañía fundada por el empresario Ricardo Chacra— obtendrá la parte restante de Guadal y otras áreas como Cañadón Yatel y Loma de Cui agrupadas en un cuarto grupo de bloques. Entre Crown Point y Roch existe una negociación más amplia que incluye también la venta a manos de la primera de la participación accionaria de la segunda en las áreas Río Cullen, Las Violetas y La Angostura en Tierra del Fuego.
El quinto clúster está integrado por un conjunto de bloques menores como El Cordón y El Destino, entre otras, y serán traspasados a la firma Ingeniería Alpa, que opera El Valle, un pequeño campo de petróleo en Santa Cruz.
“Por una cuestión legal y para facilitar su traspaso posterior, cada clúster de áreas estará concesionado a una sociedad distinta, aunque en un primer momento todos serán propiedad de CGC. La idea, por una cuestión de simplicidad, es que la provincia autorice el traspaso a un sólo actor para lo que luego sea más sencillo que CGC ceda el capital accionario de cada vehículo societario a las otras compañías”, explicó un alto directivo que participa del proceso.
Hugo Eurnekian, presidente de CGC, la compañía que intenta ordenar la salida de YPF de la provincia patagónica.
Implementación delicada
Con el objetivo de empezar a readecuar la estructura operativa de sus campos maduros —que requiere como condición necesaria de una reducción de la dotación de personal asignada a cada yacimiento—, YPF informó a sus contratistas que costeará la indemnización más un plus de un 20% de aquellos operarios que acepten renunciar voluntariamente a su trabajo. Esa opción, que está disponible hasta el 31 de enero, no termina de convencer a algunos proveedores de servicios de YPF, que en los últimos días reclamaron una mejora en la implementación del esquema indemnizatorio. “No está claro si YPF se hará cargo de la indemnización total de los operarios que acepten salir voluntariamente o sólo de una parte. Algunas líneas intermedias están hablando de un crédito económico en el tiempo para que los proveedores financien las indemnizaciones, pero eso es distinto a cubrir toda la indemnización”, indicó un importante empresario de servicios de la cuenca del Golfo San Jorge. En conjunto, se estima que la readecuación de los yacimientos maduros de YPF demandará la salida de unos 2600 trabajadores directos e indirectos. Vidal se resistió durante meses a aceptar la inevitabilidad de esa agenda —una negativa que puso en riesgo el proceso de traspaso de los bloques, tal como publicó este medio a mediados de noviembre—, pero durante diciembre terminó de avalar el achicamiento de la operación petrolera en la cuenca.
Desde la óptica de las empresas que tomarán la operación de las áreas es importante, a su vez, abordar otros aspectos estratégicos del traspaso. Uno de ellos es asegurarse la indemnidad ambiental en los campos que dejará YPF. En concreto, no quieren ser responsables de la remediación de los pasivos ambientales que existen en yacimientos que llevan décadas en explotación. “La indemnidad ambiental, al igual que la laboral, es un aspecto central. No es posible entrar a campos que hoy pierden dinero si, además, hay que invertir millones para corregir pasivos que generó la operación de YPF”, explicaron desde otra empresa.
El ajuste de las regalías que percibe la provincia y la definición de un compromiso razonable de inversión en los campos son otros de los puntos a cerrar. Por eso, algunas fuentes consultadas siguen siendo cautas a la hora de pronosticar cuándo podría concluir la negociación. “Hay días en soy super optimista y creo que estamos cerca. En otros, en cambio, creo que todo puede volver a fojas cero. Hay que esperar”, admitió un alto directivo del sector.
Los mandatarios de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, plantearon al gobierno de Javier Milei durante el año pasado la necesidad de provincializar algunas rutas nacionales que son estratégicas para apuntalar, a partir de la mejora del tendido vial, el desarrollo de Vaca Muerta. En esa clave, ambos gobernadores patagónicos impulsaron, en conjunto, la reconversión de la titularidad de las Rutas 22 y 151, que están en cabeza del Estado nacional, a fin de que pasen a ser administradas por las provincias. El objetivo de los mandatarios patagónicos es tomar el control de esas rutas para buscar esquemas públicos-privados que incentiven la inversión en esas arterias logística, uno de los cuellos de botella que aqueja a la industria hidrocarburífera y obstaculiza el crecimiento pleno del sector. Sin embargo, fuentes gubernamentales y legislativas de La Libertad Avanza (LLA) indicaron a EconoJournalque el gobierno nacional no avalará el pedido de Neuquén y Río Negro, por lo que rechazará la provincialización de las rutas. «Eso no va a pasar», indicó un legislador libertario al ser consultado si la administración de Javier Milei autorizaría el traspaso de las rutas nacionales 22 y 151 a las provincias. «Vialidad Nacional está elaborando un esquema distinto para incentivar la inversión en esas rutas», agregó.
En el marco del Energy Day, el evento energético organizado por este medio, Weretilneck había precisado que, junto con su par neuquino, tenían como meta trabajar mancomunadamente con el sector privado para poder generar un modelo de concesión distinto al vigente.
“Estamos planteando la necesidad imperiosa de resolver la logística de Vaca Muerta. No puede ser, teniendo en cuenta el actual nivel de actividad, que se tarden tres horas para entrar en los yacimientos. Sin obras, la situación será totalmente insostenible cuando se sumen Vaca Muerta Sur o el proyecto de gas natural licuado (GNL). Y lamentablemente nos cuesta muchísimo poder discutir esta cuestión”, había indicado el gobernador rionegrino.
No obstante, las fuentes consultadas detallaron que Vialidad Nacional, en base a la decisión del gobierno de no trasladar la titularidad sobre las rutas a las provincias, se encuentra trabajando en un esquema distinto y que esta iniciativa alternativa podría presentarse en los próximos meses.
Las rutas: un aspecto clave para el desarrollo de Vaca Muerta
La Ruta Nacional 22 tiene 685 kilómetros de extensión y pasa por las provincias de Buenos Aires, La Pampa, Río Negro y Neuquén. Comienza en el empalme con la Ruta Nacional 3 en Bahía Blanca y finaliza en Zapala, Neuquén. A su vez, la 151 arranca en Santa Isabel, La Pampa, y converge con la 22 en Cipolletti. Se trata de dos accesos fundamentales hacia Vaca Muerta que hoy se encuentran saturados. El 50% del tránsito de la 22 está vinculado con la industria energética.
A su vez, frente a esta problemática, el gobernador de Río Negro había expresado: “No digo que tengan que darnos la razón, pero sí que deben darnos un lugar en la agenda. ¿Qué mejor que la transferencia de las rutas para un Gobierno que dice que el Estado nacional debe ser más chico? Hace 20 años se están haciendo esas rutas. Si queremos apalancar Vaca Muerta, necesitamos resolver este tema de infraestructura porque va a ser un problema”.
Nuevos proyectos
El gobernador rionegrino junto con la problemática de las rutas nacionales había advertido que también resulta indispensable resolver todo lo referido a las concesiones ferroviarias para apalancar el crecimiento del sector y lograr saldos exportables.
“Lavía del Ferrocarril General Roca que va de Bahía Blanca a Barda del Medio o a Zapala forma parte del núcleo estratégico. Pero nos resulta muy complejo encontrar los funcionarios y la mesa de decisión para abordar el tema”, había anticipado Weretilneck.
La puesta en marcha del Proyecto Duplicar, de Oldelval, traerá novedades para las exportaciones de petróleo. Mientras tanto, YPF avanza con Vaca Muerta Sur y se asocia con otras compañías para alimentar el nuevo ducto. Tras la reglamentación del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) y del capítulo energético de la Ley Bases, se espera un año con muy buenos números para la cuenca neuquina. Las principales empresas operadoras están apostando fuerte al shale oil, el petróleo no convencional, que ya representa el 53% del total del crudo producido en el país. Se proyecta para este año una […]
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El 71% se concentraron en la cuenca neuquina de Vaca Muerta. La industria hidrocarburífera argentina atraviesa un momento de contrastes. En octubre de 2024, el número de equipos de perforación activos llegó a 48, una cifra que refleja una caída del 19% respecto al mismo mes del año anterior y que sigue lejos de los niveles prepandemia. Distribución de equipos y tipos de proyectos De los equipos activos, 34 estuvieron destinados a pozos de petróleo y 12 a proyectos gasíferos. Un único equipo quedó clasificado en «otros», destacando la marginalidad de este segmento. La perforación en gas registró una leve […]
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Cerro Vanguardia, con más de 26 años de trayectoria en la minería de oro y plata, firmó un acuerdo con Minera Don Nicolás para adquirir los derechos mineros del proyecto Michelle, una propiedad de 14.328 hectáreas ubicada al noroeste de su operación. Este proyecto, que se encuentra en una etapa temprana a intermedia de exploración, representa una nueva oportunidad para extender la vida útil de Cerro Vanguardia más allá del año 2028, siempre y cuando los resultados de las tareas de exploración sean positivos, lo que fortalecerá la operación de la compañía, se indicó. Además, durante 2025, la compañía implementará […]
El año 2024 cerró con un récord en generación de energía renovable a nivel mundial y nacional. Las fuentes de energías limpias en Patagonia siguen siendo protagónicas. La generación de energía eólica creció 13% de enero a noviembre, respecto a 2023. Al mes de noviembre de 2024, según el último informe publicado por Cammesa a fines de diciembre, el país cuenta con una potencia instalada de 43.148 MW, de los cuales el 58% corresponde a fuentes de origen térmico y un 37% a fuentes de origen renovable (16.174 MW). De esos 16.174 MW de potencia instalada renovable, 4.193 MW se […]
Se abren mañana los sobres de la licitación para la central de Villa Traful, que funcionará con Gas. Un paso fundamental para la provisión de energía menos contaminante en la zona lacustre y cordillerana de Neuquén se dará este martes 7, cuando se abran los sobres de la licitación para la construcción de la nueva central térmica de Villa Traful, con la que se podrá adquirir los transformadores elevadores necesarios para concretar la obra que cambiará el suministro eléctrico de la localidad. El gobernador Rolando Figueroa había recomendado a su gabinete avanzar en este proyecto, debido a los beneficios que […]
Un grupo de científicos trabaja en una nueva tecnología que busca aprovechar el movimiento del mar para producir electricidad. ¿Cómo funcionan las boyas que producen energía de las olas? Ventajas de la energía undomotriz Un grupo de científicos de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) trabaja en una nueva tecnología capaz de aprovechar la energía de las olas para producir electricidad. La propuesta tiene como objetivo instalar un prototipo en Mar del Plata y Necochea para conseguir una fuente de energía sustentable y poco dañina con el medio ambiente. La energía undomotriz tiene como principal objetivo transformar el movimiento de las […]
Desde el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo aducen que la negligencia empresarial y la desidia gubernamental, pone en riesgo la continuidad de 6000 empleados de San Antonio. Desde el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Cuyo, sostienen que las demoras en el traspaso de pozos maduros por parte de YPF pone en riesgo fuentes de trabajo En un comunicado, el sindicato conducido por Julián Matamala volvió a advertir que «a pesar de los compromisos asumidos por YPF para transferir áreas maduras a nuevas operadoras, como parte de una estrategia […]
Con la puesta en marcha de esta plataforma digital, Formosa continúa su camino hacia una gestión industrial más ágil, transparente y garantiza que todas las industrias accedan a los beneficios disponibles bajo el RIP. La Subsecretaría de Desarrollo Económico de Formosa, a través de la Dirección de Industria, Hidrocarburos y Minería, habilitó oficialmente la nueva plataforma de gestión online del Registro de Industria de la Provincia (RIP). Este servicio está operativo y accesible mediante la página web del Gobierno de Formosa. La herramienta fue diseñada para modernizar y facilitar la gestión de los trámites industriales, permitiendo que las empresas realicen […]
Enarsa volvió a exigir el pago de la millonaria deuda contraída por Distrigas S.A. durante las gestiones de María Belén García (2020-2022) y Karina Saúl (2022-2023).
La deuda acumulada, que asciende a $13 mil millones, responde a la falta de cumplimiento de compromisos de pago con la distribuidora nacional. Según el actual presidente de Distrigas S.A, Marcelo de La Torre, esta situación “genera una coyuntura muy difícil para el crecimiento de la empresa”.
“El tiempo nos apremia. Estamos realmente preocupados porque hemos presentado varias propuestas de pago, pero todas fueron rechazadas. La presión es cada vez mayor y debemos evitar que esta situación termine en juicio. Si esto avanza, podría derivarse en retenciones automáticas para la provincia, algo que debemos impedir a toda costa”, expresó De La Torre.
Para graficar la magnitud de la deuda, el presidente de Distrigas señaló: “El monto equivale a la coparticipación de 12 meses de tres municipios como Gobernador Gregores, Los Antiguos y Puerto Santa Cruz. O, si buscamos otra referencia, sería el valor de 350 patrulleros equipados. Es una forma clara de dimensionar el desafío que nos toca afrontar y resolver, producto de la desidia que vivió Santa Cruz en el pasado”.
A pesar del complejo panorama financiero, De La Torre destacó que se han realizado avances importantes: “Aunque enfrentamos dificultades presupuestarias, hemos maximizado los recursos y brindado respuestas en cada una de las localidades donde Distrigas tiene presencia”.
El Gobierno de Santa Cruz, a través de la Secretaría de Estado de Energía Eléctrica, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, tiene a su cargo la ejecución de acciones relacionadas con la generación de energía eléctrica de origen térmico, hidráulico y de fuentes renovables; como así también, en lo que refiere al transporte troncal de energía eléctrica en alta y media tensión, desde el punto de entrega hasta el punto de recepción del distribuidor y las estaciones transformadoras que la componen, además de la comercialización de la energía mayorista.
Bajo estos lineamientos, durante el año 2024, se trabajó en la implementación y actualización del Sistema de Monitoreo Web para el seguimiento sistemático de información sobre el mercado eléctrico en Santa Cruz; además de la vinculación de información entre el sistema de monitoreo web propio, con el Sistema de Información Territorial Unificado (SITU), implementado desde la Jefatura de Gabinete de Ministros.
Otra de las tareas que se llevaron adelante desde esta Secretaría, fue el análisis del comportamiento del mercado eléctrico en Santa Cruz, en donde se destaca la consolidación de un saldo neto exportador de energía eléctrica, superando a la demanda de energía eléctrica en más del 49%, con una participación en la generación renovable mayor al 89% en Santa Cruz.
Por otro lado, se realizaron actividades de control e inspección para la verificación de las calidades y cantidades del gas combustible utilizado para la exportación de energía eléctrica desde la “Central térmica Los Perales”, “Central térmica El Huemul” y “Central térmica Meseta Espinosa”.
Otra de las actividades a destacar, fue el análisis de precios de compra de energía eléctrica desde el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) por parte de los agentes distribuidores dentro de la provincia, registrándose un aumento interanual mayor al 418%; como así también, un análisis de los costos que representa la provisión de gasoil para generación aislada de energía eléctrica, es decir, abastecimiento a las localidades que no están incorporadas al SADI, registrándose un aumento interanual mayor al 364%.
A su vez, se analizó el factor de carga de las centrales renovables de tecnología eólica en Santa Cruz, en donde se destaca haber alcanzado aprovechamientos máximos entre 64% y 70% desde la entrada en operación de los mismos.
Por otro lado, se vienen generando oportunidades para crear un escenario favorable para el desarrollo del Hidrógeno Verde en Santa Cruz. En ese sentido, desde la Secretaría de Energía Eléctrica, se participó del foro de creación del proyecto de Ley nacional; al tiempo que se generó un espacio propio de debate – el pasado 30 de agosto en la ciudad de El Calafate – junto a la Unión Europea y a la Plataforma H2, al que asistieron empresarios, diplomáticos y profesionales interesados en participar de este nuevo desarrollo, e invertir en Santa Cruz.
En paralelo, para avanzar en la legislación nacional y en un marco regulatorio que establezca claros lineamientos que propicien su desarrollo, y por sobre todo se comprenda su importancia, se coordinó una reunión entre los legisladores nacionales que representan a Santa Cruz, para debatir el proyecto de ley de Hidrógeno Verde, en análisis en la Cámara de Diputados de Nación.
Algo a destacar como un importante avance en la materia, es el lanzamiento del primer acuerdo de colaboración público-privada del Programa H2Uppp en Argentina, liderado por empresas del sector europeo, para la producción de hidrógeno verde y amoníaco verde, y que se concretará en Santa Cruz.
Denominado “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia” es un proyecto que está siendo desarrollado por la empresa austriaca de energía renovable RP Global, con el objetivo de producir amoníaco verde para la exportación, principalmente al mercado europeo, y satisfacer la demanda local, instalando 3GW de electrolizador, alimentado por un parque eólico estimado de 4,2GW que puede producir +21,340GWh de energía que se puede utilizar para producir hasta 1,7 Mt/año de amoníaco en la primera etapa.
Las parcelas comprometidas para el proyecto, están situadas en cercanías de los puertos de Punta Quilla y Puerto Deseado, lo que abre la posibilidad de que buques transporten amoníaco verde a otros continentes, y lo utilicen como combustible y materia prima para la industria química.
En lo que respecta a la Ley 3873 – Mesa de Hidrógeno Santa Cruz, que tiene por objeto el diseño participativo de políticas públicas, se coordinó la realización de la primera reunión interinstitucional, y en la actualidad, junto a legisladores, se está trabajando en su modificación, a los efectos de incluir a sectores que no habían sido contemplados inicialmente.
A su vez, se trabajó en la modificación de la Ley Provincial 3247 – de Seguridad Eléctrica, sumando la intervención de los cuerpos colegiados en las instancias previas a la habilitación de los servicios domiciliarios, buscando generar mayores condiciones de seguridad para la población santacruceña.
También desde la Secretaría, se inspeccionó la obra El Pluma – Perito Moreno – Los Antiguos, que integrará el Sistema Argentino de Interconexión, en lo que hace a todos sus avances, estudiando re-determinación, certificados, estudios ambientales y eléctricos; como así también para la obra de El Jaramillo, inspeccionando y coordinando los detalles técnicos faltantes para su inicio; al tiempo que se finalizó con la elaboración del Contrato entre SPSE, TRANSPA y PCR.
Finalmente, se trabajó junto a YCRT y SPSE, en los aspectos técnicos que permitieron arribar al convenio de suministro de energía celebrado a fines de noviembre de 2024, en la que la provincia puede abastecerse de energía excedente generada por la empresa estatal minera.
El Gobierno de Mendoza aprobó la prórroga por diez años de las concesiones de explotación de las áreas Cerro Mollar, La Brea y Puesto Rojas, en Malargüe, operadas por Petroquímica Comodoro Rivadavia SA (PCR).
El decreto de la extensión, firmado por el Gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, refuerza la estrategia provincial de revitalizar y prolongar la vida útil de yacimientos maduros, creando nuevas oportunidades en un sector clave para la economía y la historia mendocina.
“El interés del privado en extender su concesión y la inversión comprometida demuestran que Mendoza aún tiene mucho para dar en materia de hidrocarburos. Ello requiere de una política hidrocarburífera que priorice y premie inversión y eficiencia, y en ese sentido estamos trabajando desde el Gobierno provincial”, afirmó la ministra Latorre. “Las empresas necesitan de reglas claras y estímulos a la inversión que dinamicen el mercado, ese es nuestro mejor aporte”, agregó.
“Las áreas prorrogadas son parte fundamental del patrimonio hidrocarburífero de Mendoza, cuya historia energética se remonta a las décadas de 1970 y 1980, cuando la región se consolidó como un epicentro petrolero en la provincia”, comentó el director de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente, Lucas Erio.
“La transferencia de estas áreas a PCR en 2023 marcó el inicio de una nueva etapa, logrando un incremento en la producción de 45 m³/d a 140 m³/d gracias a un plan integral de reactivación. Este resurgimiento reafirma la vigencia y el valor de estos yacimientos convencionales para Mendoza”, explicó.
Inversiones por más de USD 20 millones
El compromiso de inversión de PCR asciende a USD 20 millones e incluye una estrategia focalizada en dos frentes:
Reactivación de pozos inactivos: Las actividades enfocadas en poner nuevamente en producción pozos inactivos han generado incrementos significativos en la producción de hidrocarburos. Este enfoque continuará durante la vigencia de la prórroga, garantizando un crecimiento sostenido.
Exploración de nuevos horizontes: PCR perforará seis nuevos pozos, cuatro de ellos exploratorios, en busca de oportunidades inexploradas en estos yacimientos históricos. Esta actividad permitirá la certificación de nuevas reservas y posicionará a Mendoza como un líder estratégico en el desarrollo energético del país.
Además del compromiso inicial, PCR contempla una inversión adicional de hasta USD 24 millones, supeditada al éxito comercial de los pozos exploratorios. Esto podría derivar en la perforación de hasta tres pozos adicionales por cada descubrimiento comercial, consolidando el horizonte productivo y económico de la provincia.
La presencia de empresas experimentadas en la gestión de campos maduros, como PCR, es clave para maximizar el potencial de estos activos.
“Los planes ambiciosos y sostenibles de inversión no solo extienden la vida útil de los yacimientos, sino que también demuestran cómo combinar historia y modernidad en la explotación de recursos”, señaló Erio.
Impacto económico positivo y compromiso con el ambiente
PCR también ha asumido un firme compromiso con la gestión ambiental, enfocándose en el saneamiento de pasivos ambientales. Este esfuerzo incluye el abandono de pozos, la remediación de suelos, la adecuación de instalaciones y la implementación de prácticas sostenibles que aseguren el cuidado del entorno natural y el bienestar de las comunidades locales.
El aumento en la producción, junto con los planes de desarrollo comprometidos, generará un impacto significativo en la recaudación provincial y beneficios directos para las comunidades locales.
Además, se dará prioridad a proveedores y servicios locales, lo que asegura que el desarrollo energético fortalezca la economía mendocina.
La prórroga de estas concesiones no solo pone en valor el legado histórico de los yacimientos, sino que también abre un futuro lleno de posibilidades para Mendoza. En colaboración con el sector privado, el Gobierno reafirma su compromiso con una gestión eficiente, sostenible y visionaria de los recursos hidrocarburíferos de la provincia.
El 3 de febrero se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en ejecutar la extensión de la red de gas natural a Los Miches, Guañacos, Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta. Se trata de una importante obra que anunció el gobernador Rolando Figueroa bajo la premisa de que “el gas, primero para los neuquinos”.
Si bien desde la gestión de Figueroa se trabaja para estrechar los lazos que permitan incrementar los volúmenes de exportación de gas a Chile (el reciente encuentro con el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacamán es un nuevo ejemplo de ello), la decisión es llevar el gas a las localidades del norte de la provincia que ven pasar el gasoducto hacia el vecino país.
El concurso de precios tiene por objeto la contratación de la ejecución de extensión de la red de gas natural y red de fibra óptica, que deberán realizarse conforme a las normas técnicas de Camuzzi Gas del Sur SA, Enargas y demás reglamentaciones vigentes. Se trata de dos tramos: el primero desde Andacollo a Los Miches y Guañacos; y el segundo, desde la válvula de derivación en la rotonda de las rutas N°38 y 43 a Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta.
La concreción de este proyecto de extensión es posible gracias a las políticas de austeridad del gobierno provincial y específicamente de Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa), que ahorró en transporte y puede realizar estas inversiones en obras para llevar el gas a más neuquinos. Desde que dejó de ir a Bahía Blanca para cargar Gas Licuado de Petróleo (GLP), la empresa neuquina generó un ahorro mensual de 300 millones de pesos.
Los Miches ya es abastecido a través de una planta de GLP, pero la intención es migrar hacia el gas natural. Inicialmente se propuso avanzar con eso y llevar el gas también a Guañacos. Sin embargo, los estudios técnicos y de ingeniería permitieron repensar el proyecto inicial y ampliarlo. El Gobierno neuquino aprobó un aporte de capital de 19.396 millones de pesos para Hidenesa, que recuperará una parte de la inversión porque las plantas que hoy están situadas en esos lugares se trasladarán. Esto incluye la inversión para llevar fibra óptica a las distintas localidades. La realización de ambas obras en forma paralela le permite al Estado ahorrar costos y llegar con dos servicios esenciales a toda la región.
Desde Hidenesa y el Ministerio de Energía ya se realizó la compra de las cañerías para el proyecto a través de Codineu, en las distintas medidas necesarias que ya se encuentran en proceso de fabricación, para que estén listos al momento de adjudicar la obra en los primeros días de febrero.
“Es un progreso enorme para el norte neuquino”, aseguró el gobernador al anunciar oportunamente la realización de la obra y agregó: “Estoy muy satisfecho con las empresas del Estado, porque se han vuelto cada vez más eficientes. Y más eficientes no quiere decir que se reduzcan costos dejando afuera de los beneficios a la gente, sino todo lo contrario”.
La apertura de las ofertas se hace en forma digital, y está prevista para el 3 de febrero.
Mientras sigue adelante proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz que inició el Gobierno bonaerense, se aprobó un incremento promedio del 5% que impactará en las boletas del servicio energéticoprovincial, aunque esto varía de acuerdo a los consumos y categorías.
La decisión quedó oficializada en la Resolución 4 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos publicada este martes en el Boletín Oficial. Ahí se explica que los nuevos valores corresponden a las subas de los precios de la energía y potencia mayorista y transporte aprobados por Nación para el período comprendido entre el 1º de noviembre de 2024 y el 30 de abril de 2025.
Según replicó la agencia de noticias DIB, tiene que ver con la actualización del gravamen destinado al Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE) conforme con lo dispuesto en la resolución nacional de octubre del año pasado y un ajuste transitorio del valor agregado de distribución.
Esto significa que, por ejemplo, los usuarios de EDELAP en la región de La Plata sufrirán un incremento del cargo fijo en torno al 3,5% promedio, mientras que el cargo variable, que dependerá del consumo, aumentaría un punto. También el ajuste llegará a EDEA, EDEN y EDES, lo que impactará en las cooperativas eléctricas del interior bonaerense. En algunos casos, la suba de los cargos fijos llega al 5%.
La última actualización había sido a principios de noviembre, cuando el costo del servicio había aumentado en torno al 8%.
La Secretaría de Energía de la Nación ultima los detalles de una nueva licitación para el sector energético de Argentina, con el objetivo de instalar 500 MW de potencia de sistemas de almacenamiento en baterías en las redes del área metropolitana de Buenos Aires.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, el pliego incluirá la contratación de sistemas de baterías con capacidad de almacenamiento de cuatro horas, que se utilizarán en las horas pico de demanda, mientras que los off-takers serán Edenor y Edesur.
Por el lado de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), se encargará de llevar adelante la licitación, calificación y adjudicación como en anteriores oportunidades, a la par que actuará como garante de pago.
El gobierno apunta a consolidar la convocatoria en los próximos días, a fin de resolver la crítica situación de diversos puntos del AMBA y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes.
“Sería por 500 MW en AMBA, en principio solo para nodos rojos (críticos), pero todavía se está analizando si también se incluyen los nodos amarillos”, aseguró una fuente cercana de la Secretaría de Energía de la Nación en conversación con este portal de noticias.
“Es un proyecto que está en proceso y dentro de los próximos días o semanas saldrá la resolución correspondiente”, confiaron desde la entidad encargada de la cartera energética nacional
“Resta la firma de la Secretaría y que pongan el pliego en la calle. Después habrá que ver cómo queda el contrato. Pero va todo encaminado para que se publique”, complementó una persona allegada de CAMMESA.
A pesar que aún se desconocen los detalles del pliego, entre ellos el precio máximo de la energía a contratar (remunerada por potencia en USD/MW) y la ubicación en la que se instalarán los proyectos, sí es sabido que los sistemas BESS podrían estar listos entre 12 y 18 meses.
Esto significa que si el proceso transcurre de manera acelerada, esos proyectos estarían disponibles a partir de inicios del 2026 en adelante. Es decir que se demorarían menos que la construcción de nuevas centrales con potencia firme.
Antecedentes con baterías
Esta será la segunda vez que se contrate almacenamiento en baterías para el Mercado Eléctrico Mayorista tras lo hecho en la licitación RenMDI, donde finalmente se adjudicaron 4 centrales híbridas (generación renovable + storage) por 61,5 MW (15,4 MW de baterías por 3 horas).
Es decir que, como mínimo de lo que se adjudicó, corresponden a poco más 15 MW de potencia de convertidores conectados a 46 MWh de almacenamiento en sistemas de baterías, según estimaciones del sector.
Y al entender que serán las primeras experiencias y, sus implicancias respectivas, ello podía definir los criterios de utilización y reglas claras para el mercado que favorezcan la integración de ese tipo de sistemas a gran escala dentro del MEM.
Los recursos de generación distribuida se transformarán en la segunda fuente de generación eléctrica en el Brasil para el 2029, según una nueva estimación del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) del país vecino. El crecimiento de este tipo de fuentes, que son centralmente fotovoltaicas, está teniendo impactos importantes en la planificación de la matriz eléctrica de Brasil. De hecho, el Estado brasileño considera que hacia el final de la década, el ingreso de generación distribuida desplazará a una importante cantidad de potencia eléctrica proveniente de parques eólicos y solares (hasta unos 40.000 MW), que saldrán de operación durante las horas del día de bajo consumo.
El flamante Plano de Operación Eléctrica de Mediano Plazo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para el período 2025-2029 estima que la Micro y Minigeneración Distribuida (MMGD), que ya supera los 33 GW (33.000 MW) de capacidad instalada, debería alcanzar alrededor de 50 GW para el 2029. La MMGD esta compuesta principalmente por sistemas de generación solar fotovoltaica en hogares y establecimientos comerciales. En paralelo a los 33 GW de MMGD, existen unos 19,9 GW de generación tipo III (usinas generadoras conectadas a los sistemas de distribución).
El crecimiento proyectado haría que la MMGD se transforme en la segunda fuente de generación eléctrica del Brasil, por detrás de la energía hidroeléctrica. Pero como los recursos de MMGD y los de tipo III no estan bajo el control del ONS, aparecen una serie de desafíos e impactos en la operación del sistema interconectado nacional.
Expansión real y prevista de la generación distribuida. Fuente: ONS, Brasil.
Generación fuera de servicio
El principal impacto de la micro y migeneración distribuida es relativo a la carga del sistema, es decir, a la demanda que es efectivamente servida por la generación que está conectada a la red nacional brasileña y cuyo despacho esta bajo control del ONS, como las centrales hidroeléctricas, los parques de renovables o las usinas térmicas. El crecimiento de la MMGD esta desplazando a los generadores tradicionales durante el día, especialmente en las horas de mayor radiación solar. Ese desplazamiento podría llegar a casi 40.000 MW de capacidad de parques eólicos y solares fuera de servicio.
La carga mínima del sistema, el momento de menor carga servida por los generadores conectados al SIN, tradicionalmente se producía durante la madrugada del sábado al domingo. Sin embargo, con el importante aumento de la MMGD en los últimos años, esta ocurrencia se ha trasladado a los domingos, entre las 10 y las 13 horas, horario en el que la generación fotovoltaica contribuye significativamente a satisfacer la demanda del SIN.
El ONS estima que el crecimiento de la generación distribuida estará inclusive por encima del crecimiento de la demanda eléctrica, por lo que la carga mínima se reducirá aún más en los horarios de mayor radiación solar. A modo de ejemplo, el informe proyecta que la carga neta horaria mínima en un domingo de 2029 es del orden de 40.553 MW, la cual se produce a las 11:00 horas. Para alcanzar esa carga, el ONS recorta 39.160 MW de potencia de parques eólicos y solares para garantizar el equilibrio entre demanda y generación en el sistema y mitigar el riesgo de pérdida de control de frecuencia.
Cobertura de la demanda en 2029. Fuente: ONS, Brasil.
Líneas de transmisión ociosas
El otro impacto significativo del traslado de las cargas mínimas durante el día es un fenómeno de capacidad ociosa en las líneas de transmisión y la reducción de recursos de energía reactiva en el sistema, lo que introduce desafíos para mantener el voltaje de las subestaciones de la red nacional dentro de los rangos operativos.
El traslado de la carga mínima hacia las horas diurnas obliga a tomar una serie de medidas para mantener la frecuencia de la red. El ONS lo ejemplifica analizando el comportamiento del sistema en el día que se registró la menor carga mínima del 2024, que fue de 41.412 MW.
«Luego de agotar todos los recursos disponibles para el control de tensión, como desconectar bancos de capacitores, activar reactores, reducir la tensión en las unidades generadoras de las plantas y aumentar la absorción de potencia reactiva en los sistemas síncrono y estático compensadores, aún fue necesario desconectar 21 líneas de transmisión de la Red Básica, siendo 20 el número máximo de LT desconectadas simultáneamente«, indica el reporte. También fue necesario reducir 4641 MW de generación proveniente de parques eólicos y solares.
De esta forma, el segmento de transmisión eléctrica será muy impactado por el crecimiento de la MMGD. Las líneas de transmisión trabajarán más durante la noche que en las horas de mayor radiación solar. «En este escenario, dado que ha habido un crecimiento importante de la MMGD en los últimos años y que la proyección de expansión a futuro supera el aumento del consumo del SIN durante los períodos de carga mínima, se proyecta una reducción de la carga mínima neta en determinados momentos del día. Este escenario contrasta con la ampliación del sistema de transmisión, diseñado para atender la máxima demanda, ahora desplazado al horario nocturno», indica el reporte.
Impacto del MMGD en la curva de carga. Fuente: ONS, Brasil.
CHINT, fabricante de materiales eléctricos de baja media y alta tensión reconocido por ofrecer soluciones integrales para el sector fotovoltaico, presentó una innovación destacada para mejorar las infraestructuras de transmisión y promover la integración de energías renovables en Latinoamérica.
Oscar Iván Urrea Riveros, gerente general en Colombia de CHINT, resaltó la importancia de un producto en particular que está marcando la diferencia: el transformador de potencia sumergido en éster dieléctrico natural, recientemente certificado para voltajes de hasta 750 kV.
“Nuestro transformador con Éster Natural cuenta con tres ventajas principales: es 99% biodegradable, con un punto de ignición mucho más alto, 300 grados centígrados, que es prácticamente el doble de lo que tiene el punto de ignición del aceite mineral y por último, por supuesto, un tema de confiabilidad y estabilidad en el desempeño de estos equipos,” destacó Oscar Urrea durante su participación en Future Energy Summit Colombia (FES Colombia). Este avance refuerza el compromiso de la empresa con el concepto de energía limpia y sostenible, facilitando la transición hacia fuentes renovables en toda la región.
Proyectos estratégicos en Latinoamérica
CHINT ha desempeñado un papel clave en la región, no solo a través del suministro de soluciones solares como paneles fotovoltaicos, sino también mediante la entrega de transformadores esenciales para proyectos renovables a gran escala. En los últimos cuatro años, la empresa ha suministrado un importante volumen de transformadores en América Latina, de los cuales una proporción significativa está destinada a iniciativas sostenibles.
“Hemos participado no solo desde el suministro solar, sino particularmente en el suministro de transformadores a nivel regional. En los últimos cuatro años hemos suministrado aproximadamente 140 transformadores, de los cuales un gran número de estos transformadores van dirigidos al segmento renovable,” detalló Urrea.
La compañía ha trabajado en proyectos destacados en Colombia, México, Chile y Brasil. “En Colombia, por supuesto, a niveles de tensión de 500 kilovoltios, de 110 kilovoltios con ENEL, con ENGIE en México en un proyecto eólico en particular, un proyecto solar en Chile y en Brasil a niveles de tensión de 230 kilovoltios, varios a utilidades importantes en Brasil,” explica.
Innovación tecnológica para la transición energética
El transformador de potencia presentado no solo ofrece una alternativa más segura y ecológica gracias a su diseño con éster natural, sino que además cubre un amplio rango de tensiones con soluciones específicas para responder a las necesidades de proyectos renovables en distintas escalas.
“Nuestra oferta de transformadores arranca con equipos desde 34.5 kV hasta los 750 kV, pasando por 230, 400, 500, etcétera,” subrayó Urrea. Este enfoque busca apalancar el concepto de energía limpia y avanzar más allá de las tecnologías conocidas.
“Es una forma de aportar, por supuesto, al concepto de energía limpia en todos los proyectos renovables y, por supuesto, en el desarrollo de esta energía a lo largo y ancho, obviamente, de Latinoamérica,” agregó en FES Colombia.
Este enfoque innovador de CHINT refleja el creciente compromiso de la región con la adopción de tecnologías avanzadas para la transición energética. Al implementar transformadores con un menor impacto ambiental y una mayor seguridad operativa, se fortalece el desarrollo de redes de transmisión más sostenibles.
Mabrex Centroamérica, expertos en el suministro de equipos y soluciones especializadas en la medición y gestión de la energía, así como de monitoreo y protección de activos críticos, ha implementado exitosamente numerosos proyectos en toda la región.
Como EcoXpert Master de Schneider Electric, esta empresa se desempeña como distribuidor e integrador de soluciones de energía digital para proyectos de energías renovables.
Entre su oferta disponible para el segmento utility scale, se destaca el sistema de gestión, medición y control para plantas de generación eléctrica, con grandes diferenciales para hidroeléctricas, eólicas o solares.
Según explicó Alejandro Natareno, CEO & Co-Founder de Mabrex Centroamérica, el ecosistema es denominado EcoStruxure, y allí se integran software tales como el Power Monitor Expert (PME) y EcoStruxure Power Operation (EPO).
Pero no todo queda en la nube, también se pueden incluir algunos equipos de campo, entre ellos medidores de energía, relés de protección, entre otras cosas; todas comunicadas a un mismo sistema donde diferentes actores que pertenecen a las empresas generadoras se pueden beneficiar de la diferente información comercial de facturación o de la generación de energía per se, permitiendo también gestionar y llevar una trazabilidad del comportamiento de su planta, monitoreo de eficiencias y mucho más.
“Los sistemas te brindan unas capacidades de dashboard donde puedes tener tus índices de desempeño, por ejemplo, si tienes una planta única podrías estar viendo la velocidad del viento contra la generación por aerogenerador para ver las eficiencias de los aerogeneradores, verificar la curva de potencia la curva de potencia de despacho del aerogenerador; lo mismo podrías hacer con los inversores de las plantas solares y paneles solares, o sea, sabes cuánto es la radiación contra el despacho de kilovatios por hora y ahí empieza a ver las eficiencias de tus plantas de generación”, detalló el CEO de Mabrex.
Adicionalmente, hay algunas otras variables importantes principalmente en plantas eólicas y solares a las que también se les puede dar seguimiento mediante estas soluciones, como los índices de calidad de energía – que incluyen variables como la frecuencia o el nivel de voltaje que sirven como parámetros de calidad de energía para los mercados eléctricos-, o la compensación y/o la inyección de potencia reactiva al sistema interconectado que también es importante para las plantas renovables que tienen que cumplir con el código de red de su país.
“Tienes un montón de beneficios, tienes una base de datos con históricos y, que te pueden servir para generar modelos predictivos, por ejemplo, si tienes una proyección o un forecast del viento o de la radiación que va a haber en los próximos siete días, tú podrías modelar cuál debería ser el despacho de tu planta e irlo comparándolo en tiempo real para ver si se van cumpliendo tus modelos proyectados, estar monitoreando las eficiencias de tus distintos aerogeneradores o tus distintos inversores, eso es de los beneficios que puedes obtener”, resumió Alejandro Natareno.
De esta manera, Mabrex Centroamérica se posiciona como un aliado estratégico para centrales de generación renovable a través de la digitalización y la eficiencia, maximizando las utilidades y promoviendo una mayor competencia en el mercado.
En el marco de una keynote destacada durante Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Luis Castillo, Sales Manager Nola and the Caribbean de SolaX Power, compartió detalles sobre los avances y planes de la compañía en el sector energético latinoamericano.
Con una década de experiencia en el mercado, SolaX Power se posiciona como un referente en tecnología para energía renovable, abarcando más de 80 países y con más de 100 patentes que avalan su liderazgo.
“Hoy en día contamos con más de 3.000 empleados a nivel mundial, de los cuales 800 están dedicados exclusivamente a innovación y desarrollo”, aseguró Castillo. Este compromiso con la innovación ha permitido a la empresa destacarse en el diseño de equipos y soluciones tecnológicas robustas, dirigidas a cubrir las necesidades del mercado de generación distribuida.
El portafolio de SolaX Power abarca desde productos para el sector residencial hasta soluciones de gran escala para el sector utility. “Estamos enfocados principalmente en inversores y sistemas de almacenamiento de energía que se integran de manera articulada”, explicó el ejecutivo.
Entre las soluciones destacadas están aquellas «todo en uno», que ofrecen una capacidad de entre 100 kWh y 200 kWh, escalables hasta alcanzar configuraciones de varios megavatios. Según Castillo, estas están diseñadas para proporcionar respaldo energético confiable y eficiencia operativa en segmentos como el comercial e industrial. De allí, la compañía lanzó recientemente modelos de almacenamiento de energía en gabinetes, tales como el ESS-AELIO y el ESS-TRENE.
Sin embargo, la gran apuesta de SolaX Power para 2025 sería en el campo de los inversores con el modelo X3-GRAND, que estará disponible para producción masiva en el primer trimestre de este año. “Este equipo, que va desde 300 kW hasta 350 kW, está diseñado pensando en las demandas del mercado de generación distribuida y las minigranjas solares”, señala Castillo, añadiendo que este modelo responde a las necesidades específicas de la región, como el límite de 999 kW en Colombia.
Presencia global y enfoque estratégico en Latinoamérica
Con oficinas en mercados clave como Japón, Alemania, Estados Unidos y Brasil, y cuatro fábricas en China, SolaX Power ha consolidado una red de manufactura robusta y diversificada. “En Hangzhou, producimos inversores y baterías, mientras que en Shenzhen estamos muy enfocados en equipos de almacenamiento”, detalló Castillo durante su keynote en FES Colombia.
En Latinoamérica, el punto de entrada fue Brasil, seguido de México, el Caribe y Colombia, donde la empresa está adaptando su portafolio a las normativas locales, como el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE). Castillo enfatiza: “Nos adelantamos a tener todo nuestro portafolio certificado según la nueva versión del RETIE lanzada en abril. En pocos meses ya cumplíamos con los requisitos”.
Respaldos corporativos y visión futura
La estabilidad financiera y gobernanza de SolaX Power están respaldadas por su cotización en bolsa y el apoyo de accionistas y socios como China Three Gorges Corporation (CTG) y State Power Investment Corporation (SPIC). Estas entidades son líderes en generación de energía renovable, como CTG que gestiona cerca de 30 GW de capacidad instalada.
En términos de expansión, la empresa ha logrado posicionarse con fuerza en Europa, alcanzando una participación del 30% en el mercado de inversores híbridos en países como Alemania y República Checa. De acuerdo con Castillo, este éxito inspira la ambición de conquistar mercados complejos en Latinoamérica:
“Lo que corresponde a mi injerencia estamos entre Colombia, Centroamérica y el Caribe, en varios mercados que estamos viendo muy interesantes, incluso en Sudamérica Venezuela también nos está llamando fuertemente la atención. Allí, buscamos apoyar la transición energética y cubrir los gaps de infraestructura eléctrica que los distintos países necesitan”, finalizó Luis Castillo, Sales Manager Nola and the Caribbean de SolaX Power.
Risen Energy, fabricante líder mundial de soluciones fotovoltaicas, reafirmó su liderazgo global en la transición hacia tecnologías más eficientes y sostenibles durante el evento organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Santiago, Chile.
Juan Gattoni, director global de Grandes Cuentas de la compañía, dio a conocer los próximos pasos de la estrategia de Risen Energy, tanto para la producción de módulos solares como de sistemas de almacenamiento en baterías.
La compañía ya cuenta con una capacidad de producción de 50 GW de módulos fotovoltaicos, de las cuales la mitad de esa capacidad corresponde a la tecnología HJT (Heterojunction Technology) y actualmente es capaz de tener módulos de 720 W en producción en masa.
Sin embargo, el gran foco para el 2025 estará en aumentar la potencia de sus soluciones y posicionarse aún más fuerte en mercados estratégicos de Latinoamérica.
“La idea de avanzar en Q1 de 2025 con módulos de 730 W de potencia y terminar el año en la producción masiva de módulos de 740 W. Hecho que se logra a través de años de investigación y desarrollo”, indicó Gattoni frente a un auditorio de más de 400 líderes del sector renovable de la región.
“2025 será un año de consolidación del HJT. El mercado empezará a tener nuevos jugadores con esta tecnología. Además, a partir del 2025, Risen brindará la opción de que sus módulos tengan un marco de acero, sin costo adicional. Está comprobado que tiene mejores propiedades mecánicas y también es recubierto con níquel, lo cual puede ser una buena alternativa para las zonas con alto contenido de oxidación”, añadió.
Mientras que la hoja de ruta hacia futuro proyecta la incorporación de tecnología Back Contact HJT hacia el año 2026, a fin de lograr mayor eficiencia y mejorar las soluciones que ofrece al mercado.
Por el lado del almacenamiento BESS, seguirá apostando por su empresa emblema en dicho negocio, anteriormente conocida como SYL (adquirida por Risen en 2018) y que recientemente fue denominada Risen Storage.
“Tenemos un fuerte track récord de más de 3 GWh instalados a la red con Risen Storage. Y junto a la producción de módulos fotovoltaicos, son los dos modelos de negocios estratégicos que la compañía quiere apuntar en Latinoamérica”, insistió Gattoni.
“En storage somos N°1 en Reino Unido, dentro del top 5 en Estados Unidos, a la vez que somos un jugador importante en China y Australia, y queremos traer todas las prácticas para la región de LATAM. Risen tiene muy claro la misión de liderar la transición energética, con alta tecnología de eficiencia y haciendo redituable sus productos para los clientes”, concluyó.
Dado que las baterías de ion de litio tienen una densidad energética más alta que otros tipos de baterías, son más propensas a la fuga térmica, lo que puede generar grandes cantidades de gases inflamables, llevando a incendios y explosiones significativas. Sin embargo, Pylontech, con su tecnología única de celdas de batería, controla firmemente el riesgo de fuga térmica. ¿Cuál es el código de seguridad de las celdas de batería de Pylontech?
Selección de materiales
Basado en el modelo de fuga térmica desarrollado por los investigadores de Pylontech, la compañía domina la clave para mejorar la seguridad de las celdas de batería optimizando los materiales de los electrodos, membranas y electrolitos para reducir la tasa de reacción de fuga térmica, disminuir la producción de calor y reducir el contenido de gases combustibles. Además, Pylontech adopta una estructura de celda que puede aislar eficazmente los electrodos positivo y negativo, evitando cortocircuitos internos, utilizando materiales como cerámica, papel de membrana recubierto con adhesivo, etc., para mejorar la estabilidad mecánica y el margen de seguridad de la celda.
Control de calidad
Pylontech lleva a cabo un control estricto de las impurezas metálicas, las partículas metálicas y el aislamiento interno durante el proceso de fabricación de las celdas de batería de la siguiente manera:
Las impurezas metálicas magnéticas en los materiales de la celda de batería se mantienen en ≤1ppm.
5 dispositivos de eliminación limitan las impurezas en la pasta recubierta ≤ 200ppb.
La vida útil de las herramientas de corte se controla estrictamente.
Un dispositivo de eliminación de polvo ultrasónico elimina el polvo y las partículas metálicas.
Las dimensiones del embalaje se miden y controlan en ≤0.2 mm.
El proceso de prensado en caliente de la membrana recubierta con pegamento evita riesgos de aislamiento.
4 pruebas HIPOT eliminan los riesgos de micro-cortocircuitos internos.
Un sistema integral de seguimiento de calidad durante todo el proceso de producción.
Pruebas y certificaciones
Pylontech es uno de los fabricantes de almacenamiento de energía más calificados, con sus productos principales de celdas de batería certificados por normas internacionales como IEC, UL y JIS, así como las normas nacionales, incluidas las normas chinas GB/T 36276, GB/T 34131, etc. Estas certificaciones garantizan la seguridad y confiabilidad de nuestros productos.
Además, las celdas de Pylontech pasaron la prueba de fuga térmica en cumplimiento con la norma UL9540A. Según los datos de la prueba, la celda de batería de Pylontech alcanzó los 280°C antes de que ocurriera la fuga térmica, mientras que las celdas de litio generales experimentaron fuga térmica al calentarse por encima de los 200°C.
Capacidad de la celda
Pylontech ha analizado la seguridad de las baterías de diferentes capacidades y ha descubierto que, durante las pruebas de sobrecarga y calefacción, los sistemas de baterías pequeñas de bolsa blanda muestran varias ventajas sobre las baterías LFP de gran capacidad. Para los productos de almacenamiento de energía residencial, Pylontech prioriza las baterías pequeñas de bolsa blanda para mejorar la seguridad.
Diseño de la estructura
Para los productos de almacenamiento de energía C&I, Pylontech hace hincapié en la investigación y desarrollo independiente y la producción de celdas de batería con carcasa de aluminio cuadrada, que ofrecen una mejor seguridad y longevidad en comparación con las baterías de bolsa blanda y las cilindricas, debido a las siguientes características:
El ingreso masivo de fuentes de generación renovables desde hace una década, en particular eólica y solar, ha transformado completamente la forma de generar energía en Chile y, con ello, el sector vuelve a batir todos los récords en el avance de la transición energética.
Así lo confirma el último reporte de Generadoras de Chile, principal gremio del sector, que señala que el 70% del total de la electricidad producida en el país en 2024 fue generada por energías renovables, de acuerdo con datos preliminares del Coordinador Eléctrico Nacional.
Se trata de la cifra más alta desde que hay registro y significa un aumento de siete puntos porcentuales en comparación con el 63% alcanzado en 2023. La tendencia se ha incrementado durante los meses de octubre y noviembre, donde la generación renovable superó el 80% de la generación total.
Al distinguir los tipos de tecnología, la generación hidráulica nuevamente se convirtió en la principal fuente de generación, representando el 32% de la generación total, seguida por la generación solar con un 22%. Además, por primera vez, la energía sumada por centrales solares y eólicas (35%) superó a la generación térmica (30%).
En cuanto a máximos históricos, el 4 de noviembre se alcanzó el récord de máxima participación renovable horaria alcanzando un 95,7% a las 16:00. Esto no fue un evento único, ya que, en más de 400 horas del año, la generación renovable horaria superó el 90% del total generado. Por otro lado, la energía solar alcanzó una participación horaria de un 67,3% el 28 de diciembre, mientras que la generación eólica logró un 38% el 1 de agosto.
“Estos resultados dan prueba del compromiso de las empresas generadoras, que están trabajando día a día por impulsar la transición energética de forma segura y responsable, relevando la importancia de esta industria como pilar estratégico para el desarrollo del país y el crecimiento de otras industrias”, señaló Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile.
Capacidad instalada y almacenamiento
En 2024, la capacidad instalada de generación alcanzó los 36,6 GW a noviembre de 2024, de los cuales casi un 70% corresponde a centrales renovables. Del total de centrales conectadas al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), un 30% corresponde a centrales solares, 20% a centrales hidroeléctricas y 14% a centrales eólicas.
En cuanto al almacenamiento de energía, 2024 marcó un ‘boom’ para esta tecnología. Los proyectos de almacenamiento en baterías totalizaron 3.081 MW, de los cuales 915 MW están en operación, 116 MW en fase de pruebas y 2.050 MW en construcción. En 2023, solo había 771 MW registrados entre operación, pruebas y construcción.
De acuerdo con Generadoras, durante la última década, el sector eléctrico ha invertido USD 35 mil millones en infraestructura de generación renovable y almacenamiento (operacional y en construcción). “Es importante destacar que el almacenamiento energético desempeña un papel crucial y su relevancia seguirá en aumento para garantizar una operación segura y eficiente de una matriz con altos niveles de energía renovable variable (solar y eólica), consolidando así un sistema más robusto y preparado para los desafíos energéticos del futuro”, explicó Charme.
Gran avance en la reducción de emisiones
De acuerdo con los datos, el CO2 que emite cada unidad de energía que se genera en la matriz eléctrica chilena (factor de emisiones) ha experimentado una notable reducción en la última década. En 2013, Chile registraba un factor de emisiones de 0,53 toneladas de CO₂ por MWh (valor similar al promedio mundial de ese entonces), generando un 45% de su energía a partir de carbón, mientras que solo un 30% provenía de fuentes renovables, principalmente hidroelectricidad.
Desde 2013 a 2024, el país ha retirado 1.679 MW de centrales a carbón, incorporando más de 19.000 MW de nuevas centrales de energía renovable y sistemas de almacenamiento. “Este avance ha permitido reducir la participación anual del carbón al 14% y aumentar la de las energías renovables al 70%, disminuyendo el factor de emisiones promedio a 0,2 toneladas de CO₂ por MWh, lo que equivale una reducción del 63% respecto a 2013. “Estos logros reflejan el compromiso firme del sector eléctrico chileno con la descarbonización, consolidando su liderazgo en los esfuerzos nacionales para enfrentar el cambio climático”, indicó Charme.
En cuanto al avance respecto a los países vecinos, este fuerte recambio tecnológico permitió que, en 2022, Chile superara a Argentina, y en 2023, a Perú y Colombia en términos de emisiones de CO₂ por cada MWh generado. Este logro es aún más significativo considerando que Colombia y Perú dependen en gran medida de la hidroelectricidad, sumada al uso significativo de gas natural en Perú y Argentina. Así, Chile se posiciona como un referente regional en transición energética y sostenibilidad.
“Chile lidera el proceso de descarbonización y es un ejemplo a nivel mundial. Pero la transición energética no está asegurada y hay una serie de desafíos que son urgentes para abordar. Necesitamos terminar con las discusiones que entrampan los avances de la industria y del país -como lo es el proyecto de ley de ampliación del subsidio eléctrico, el que está solucionado en base al pilar del IVA-, para ponernos de acuerdo en lo que es relevante: cómo implementamos las condiciones para avanzar en un proceso de descarbonización progresivo, cómo mejoramos el sistema de permisos y los criterios de evaluación ambiental para invertir en más energías renovables y sistemas de almacenamiento; cómo agilizamos el desarrollo de redes de transmisión que efectivamente sean necesarias; cómo reformamos el mercado eléctrico para operar altos niveles de generación renovable de manera segura y eficiente, y cómo reformamos el sistema de distribución para hacerlo más resiliente permitiendo la electrificación continua de los consumos. En definitiva, trabajamos de verdad en una transición energética eficiente, responsable y segura para todos”, concluyó Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile.
Los precios del crudo bajaron el lunes, pero se mantenían en su nivel más alto desde mediados de octubre, ya que el clima frío estimula las compras, mientras que persisten expectativas de un endurecimiento de las sanciones a las exportaciones de petróleo iraníes y rusas.
El lunes 6 los futuros del Brent perdían un 0,4 %, a 76,18 dólares por barril, y el West Texas Intermediate en Estados Unidos cedía 0,5 %, a 73,61 dólares. No obstante, ambos siguen en máximos desde el 14 de octubre.
El petróleo vino acumulado sesiones de subas impulsado por la expectativa de un aumento de la demanda por la ola de frío que vive el hemisferio norte, y además de estímulos fiscales para revitalizar la economía china, señalan los expertos de este mercado.
Por su parte, Saudi Aramco, el mayor exportador petrolero mundial, elevó los precios del crudo de febrero para los compradores de Asia, la primera alza en tres meses. Una subida de estos precios suele indicar expectativas de demanda más firmes.
Cerro Vanguardia, con más de 26 años de trayectoria en la minería de oro y plata, firmó un acuerdo con Minera Don Nicolás para adquirir los derechos mineros del proyecto Michelle, una propiedad de 14.328 hectáreas ubicada al noroeste de su operación.
Este proyecto, que se encuentra en una etapa temprana a intermedia de exploración, representa una nueva oportunidad para extender la vida útil de Cerro Vanguardia más allá del año 2028, siempre y cuando los resultados de las tareas de exploración sean positivos, lo que fortalecerá la operación de la compañía, se indicó.
Además, durante 2025, la compañía implementará un plan de exploración e inversión que permitirá cuantificar los recursos existentes y descubrir nuevas oportunidades en esta área estratégica.
Francisco López, gerente general de Cerro Vanguardia, destacó que “La potencial adquisición del proyecto Michelle refuerza nuestro compromiso con el crecimiento sostenible de Cerro Vanguardia y con el desarrollo de la minería en Santa Cruz. Este paso refleja nuestra visión a largo plazo y nuestra apuesta por seguir creando valor compartido para nuestros empleados, proveedores, comunidades y otras partes interesadas”.
El yacimiento Cerro Vanguardia está ubicado en la meseta patagónica, a unos 150 km al noroeste de la ciudad de Puerto San Julián, en el Departamento Magallanes, Provincia de Santa Cruz.
China puso en pleno funcionamiento Fengning, la central hidroeléctrica de almacenamiento más grande del planeta, informó Xinhua.
Con la entrada en operación de su última unidad en Chengde (Hebei) el 31 de diciembre, la planta alcanza una capacidad instalada de 3,6 millones de kW y una capacidad de generación anual de 6.610 millones de kWh.
Según expertos, Fengning permitirá equilibrar el suministro energético, produciendo más electricidad durante los picos de demanda y almacenando energía en los momentos de menor consumo, suficiente para cubrir las necesidades anuales de 2,6 millones de hogares.
Se espera que la central hidroeléctrica de Chengde, que constituye una importante fuente de electricidad limpia, también reducirá las emisiones de dióxido de carbono en 1,2 millones de toneladas al año y ahorrará 480.000 toneladas de carbón.
La compañía estatal, al mando de Horacio Marín, firmó un Memorándum de Entendimiento para exportar la materia prima a tres empresas del país asiático. YPF firmará a mediados de este mes acuerdo con el gobierno de India con el fin de venderle Gas Natural Licuado de Vaca Muerta a tres compañías de ese país. El presidente de la empresa estatal, Horacio Marín, será el encargado de cerrar el pacto estratégico, quien por estos días se encuentra en Asia en la búsqueda de clientes que financien su nuevo proyecto con Shell. Vaca Muerta: YPF se asocia con empresas de la India […]
Los Kirchner fracasaron en hidrocarburos. En 2024 la Argentina vuelve a exportar gas. El gran cliente ya no es Chile sino Brasil: hasta 15 millones de m3/d. La Argentina exportaba gas natural hasta que los Kirchner llegaron a la Casa Rosada. Si bien su origen político fue la Patagonia, ellos nunca entendieron el negocio de los hidrocarburos. En los ’90, el gas natural argentino saltaba las fronteras hacia Chile. Luego, en el siglo 21, todo se interrumpió. Hoy día cruzan la Cordillera 5 millones de m3 diarios (difícil que Chile confíe en la Argentina tal como otrora). Entonces, hay demasiado […]
Con exportaciones que podrían triplicarse en menos de una década, el país busca convertirse en un actor clave en el mercado internacional de litio y cobre. «Nuestro país, con el litio y el cobre, tiene una importante ventana de oportunidad para ser proveedor en el comercio internacional de estos metales», dijo hace unos días el Secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, en declaraciones a medios internacionales. Con este optimismo como telón de fondo, se conocieron los números de las exportaciones mineras de Argentina, que cerraron 2024 en torno a los 4.000 millones de dólares en 2024 y treparían […]
El boom de los hidrocarburos no convencionales alienta planes para construir nuevas plantas de producción de urea. La conexión con Santa Fe. Vaca Muerta y Vaca Viva. La emergente región del petróleo y gas no convencional y la tradicional zona núcleo apropecuaria pampeana mantienen vasos comunicantes. Ambas son consideradas por la política pública como grandes tractores de la economía, en el presente y por los próximos años. Hay complementariedad aunque también disputa por la centralidad a la hora de las decisiones estatales, que involucran regímenes especiales de inversiones como el Rigi. Y si bien las dos son vistas como fuentes […]
Bruchou & Funes de Rioja asesoró a VMOS S.A. (“VMOS”), una empresa de petróleo midstream de propósito especial, cuyos accionistas iniciales son YPF, Vista Energy, Pampa Energía y Pan American Energy, en un proyecto de infraestructura de midstream orientado a la exportación de USD 3 mil millones. Además, Chevron, Pluspetrol y Shell Argentina ejecutaron opciones para ingresar al proyecto en los próximos meses. Varios otros estudios asesoraron a ciertos accionistas y tenedores de opciones en el proyecto. A saber, Martínez de Hoz & Rueda asesoró a Chevron, Bomchil asesoró a Shell Argentina, y Nicholson y Cano asesoró a Vista Energy […]
El desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta está posicionando a la Argentina en un lugar expectante dentro del mercado global de la energía. Para el autor de esta columna, que recientemente editó el libro De Neuquén a Rusia, este es el momento para que los distintos actores de esta industria se pongan de acuerdo para consolidar esa posición y no dejar pasar la oportunidad histórica. Vivimos en un mundo en crecimiento, con una población que ya superó el inquietante número de 8.000 millones de seres humanos, y en una etapa histórica en cuanto los adelantos científicos, tecnológicos e industria del […]
El sector se posiciona entre las industrias con los salarios más altos, junto al del petróleo y el gas. En algunos puestos clave, alcanzan a superar hasta en un 30% el promedio del mercado general. La minería viene mostrando un crecimiento destacado en los últimos meses en la Argentina debido, en gran parte, a las inversiones en nuevas explotaciones y a las mejoras en los procesos productivos para satisfacer la creciente demanda global de minerales. Además de su impacto económico, el sector impulsa una dinámica laboral expansiva y desde hace un tiempo, ya, ofrece sueldos que se ubican entre los […]
En San Patricio del Chañar reactivaron la finalización de las obras para la construcción de 76 viviendas con fondos municipales y provinciales. Además, impulsan la capacitación para responder a la demanda de mano de obra calificada en Vaca Muerta. La localidad de San Patricio del Chañar acompaña el boom de la actividad de Vaca Muerta con iniciativas en educación y capacitación técnica para jóvenes y la construcción de viviendas con fondos municipales y provinciales. Según comentó el intendente Gonzalo Núñez días atrás, la localidad neuquina está un paso más cerca de cumplir «el sueño de la casa propia» para los […]
Las empresas interesadas en exportar gas natural licuado (GNL) argentino a Europa comenzaron a prestar atención a las derivaciones de una flamante directiva europea en materia de ambiente y derechos humanos que regirá sobre todas las actividades económicas. La directiva establece que todas las empresas deberán notificar o medir las emisiones de nivel 3, forzando a los importadores de energía a conseguir información de las productoras de gas y petróleo que les abastecen. El tema ya generó una fuerte advertencia de Qatar, uno de los principales abastecedores de GNL. La Unión Europea aprobó a mediados de 2024 la directiva de […]
La Dirección de Minas adjudicó la mina de potasio La Teresa, en Neuquén, a Servicios de Minería S.A. y Bunge Minera S.A. por enviar su solicitud a las 8:00. La disputa por la mina de potasio La Teresa, ubicada al norte de la provincia de Neuquén, comenzó en junio de 2024, cuando Servicios de Minería S.A. y Bunge Minera S.A. y Cancambria Exploración S.A. enviaron sus solicitudes de adjudicación. Y finalizó cuando pasó a manos de la primera por un minuto de diferencia. El desenlace llegó, por supuesto, después de un proceso administrativo y legal pero en el cual un […]
Un edificio de un centro de entrenamiento de la central nuclear de Zaporiyia (CNZ) fue atacado por un dron ucraniano este domingo, informó el servicio de prensa de la central citado por la agencia de noticias china Xinhua.
“Un dron ucraniano impactó el techo del edificio ‘G’ de la CNZ, donde se localiza el único simulador de escala real de la sala de reactor del mundo”, dijo el servicio en un comunicado en Telegram. Además puntualizó que no se reportaron heridos ni daños a causa del ataque.
La CNZ es la central nuclear más grande de Europa, con una capacidad total de seis gigavatios. A fines de febrero de 2022, tras invadir Ucrania, Rusia tomó el control de la instalación. Es una de las 10 mayores del mundo.
La central está situada en el Sur de Ucrania, en Enerhodar, cerca de la ciudad de Zaporiyia, en la orilla Sur del embalse de Kajovka en el río Dniéper.
Tiene seis reactores de agua presurizada VVER-1000 cada uno con un rango de potencia de 950 MWe con una salida de energía total de 5.700 MWe.
Luego que los cortes de luz afectaran a más de cien mil usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el empresario Daniel Vila sostuvo en diálogo con El Destape 1070 que se deben a un “factor climático”. El accionista de Edelcos, empresa controlante de la distribuidora de energía Edenor, dijo que su compañía es la que “menos cortes tiene”. Más allá de los aumentos que hubo en las tarifas a lo largo del último año permitidas sobre la base del decreto 70/2023, dijo que aún “están atrasadas”. Por otro lado, criticó al Gobierno de Javier Milei por “falta de sensibilidad social”.
“En el caso de AMBA somos dos prestadores de servicio eléctrico. Edenor es la compañía que menos corte tiene y los de las últimas horas fue por un factor climático a un problema técnico”, dijo Vila. En ese sentido, aclaró que el servicio está preparado para veranos de temperaturas “normales” y reconoció que “si las temperaturas extremas no sucedieran, no debería haber problema. Para que el servicio se corte tiene que haber temperaturas de arriba de los 40 grados”.
Vila, además, sorprendió al hacer referencia al cambio climático como principal factor que “altera al soporte técnico” es el cambio climático, una variación significativa del clima a lo largo de los años producida, principalmente, por la mano del ser humano que el Gobierno de Milei niega. “Esta es mi opinión. Creo que existe y se manifiesta permanentemente en todas las partes del mundo”, señaló.
Por otro lado, hizo referencia a una revisión tarifaria integral “que debió haberse hecho hace dos años y si miramos esa revisión, las tarifas siguen atrasadas”. A lo largo de la gestión ultraderechista, que comenzó el 10 de diciembre de 2023, hubo numerosos aumentos en los servicios, entre ellos, la energía, basados en el decreto 70/2023 de cuestionada constitucionalidad que declara la “pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, sanitaria, tarifaria y social”. Sobre él, el Gobierno pudo declarar la “emergencia energética” que renovó a fines del año pasado a través del decreto 1023/2024.
“La inversión se ha hecho y se viene haciendo, sino estaríamos sin energía. Se invirtió en líneas de alta, media y baja tensión, pero a no tener a tarifa acordada”, insistió.
Argentina se prepara para dar un paso importante hacia la modernización de su sector energético con la futura autorización del autoservicio de combustibles. Esta iniciativa permitirá a los usuarios despachar su propia nafta o gasoil, tal como ocurre en otras partes del mundo, lo que transformará la experiencia en las estaciones de servicio del país.
En este contexto, la marca turca Mepsan ha desembarcado en Argentina a través de NCM Servicios, una empresa familiar marplatense. La firma se anticipa a la desregulación del sector y traerá consigo su tecnología de surtidores de autodespacho, compatible con el sistema de autoservicio que se implementará en el país.
Luciano Martín, socio gerente de NCM Servicios, destacó que el acuerdo con Mepsan, que se venía gestando durante los últimos cuatro años, busca consolidar la expansión de la compañía. Para 2025, NCM invertirá más de u$s 2 millones en la comercialización de los surtidores de la marca turca, con el objetivo de competir con las dos marcas ya establecidas en el mercado argentino: Wayne y Gilbarco.
Los surtidores Mepsan, que incluyen una pantalla táctil y computadoras incorporadas, destacan por su innovación. Según Martín, la línea Pro Smart, que incorpora un QR integrado, permitirá realizar el autodespacho directamente desde el surtidor, sin la necesidad de un tótem adicional.
A pesar de no haber sido diseñados específicamente para el autodespacho, los surtidores de NCM Servicios podrían adaptarse fácilmente al sistema de autoservicio, lo que abre nuevas oportunidades para las estaciones de servicio del país. En cuanto a la inversión, se estima que el costo por instalar tres islas de despacho con tecnología Mepsan oscila entre u$s 100.000 y u$s 150.000.
Mepsan, con presencia en 85 países y una sólida alianza con compañías globales como Total, Gazprom y Aramco, se consolida como uno de los proveedores más importantes en la industria. En Argentina, la empresa planea equipar 100 nuevas estaciones de servicio con su tecnología en los próximos dos años y construir una planta de ensamblaje en Mar del Plata con una inversión de u$s 1,5 millones.
El proyecto de ensamblaje local de surtidores tiene como objetivo abastecer no solo a Argentina, sino a toda la región, y contribuir al crecimiento de la industria de los combustibles en América Latina.
La Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero dio otro paso para encarar su proyecto de ser generadora de energía solar. La entidad seleccionó la empresa que construirá su primer parque solar, un nuevo emprendimiento con el que generará energía de fuente renovable desde un predio propio.
Sobre la evaluación que realizó un equipo de la propia institución, el consejo de administración que conduce la cooperativa adjudicó la obra a la empresa cordobesa Tecnored SA, que entre otras nueve se presentó a la licitación a la que se había convocado.
La obra fue licitada por 1.000 millones de pesos, con el objetivo de construir un parque solar con una potencia de un megavatio. No obstante, desde la cooperativa anticipan que la apuesta de la institución es llegar a dos megavatios, ampliando el diseño original.
El parque solar se construirá al norte de la ciudad, en barrio Intendente Magnasco, donde la institución tiene su Centro Operativo y las lagunas de tratamientos de efluentes cloacales
El predio que se destinará a este proyecto tiene tres hectáreas. Con la tecnología a la cual se puede acceder en la actualidad, esas tres hectáreas permiten construir un parque solar con hasta tres megavatios de potencia, según señalan desde la institución.
Se estima que se necesitarán instalar unos 2.000 panales solares por cada megavatio de energía. Si se llega al objetivo de generar dos megavatios, los paneles a instalar serán unos 4.000.
Para concretar esta inversión la Cooperativa recurrirá a un crédito que gestionó en el sistema financiero. En principio, la opción más accesible la ofreció el Banco Nación.
El objetivo es tener montado todo el sistema para julio próximo, el mes en que se cumple su aniversario la institución creada en 1933.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, capacitó durante 2024 a más de 3.000 personas en temáticas clave como energías renovables, minería sostenible y regulación de servicios públicos. Estas iniciativas, realizadas en conjunto con instituciones académicas y organismos técnicos, fortalecieron la preparación de agentes públicos, profesionales y ciudadanos en sectores estratégicos para el desarrollo provincial.
“En 2024 consolidamos un modelo de formación continua que no sólo potencia las capacidades de nuestra gente, sino que también genera un impacto directo en el desarrollo económico sostenible de Río Negro”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.
Entre las principales propuestas formativas, se destacan:
Curso de Instaladores de Sistemas Fotovoltaicos: desarrollado con la UTN, permitió formar a 17 instaladores calificados en generación distribuida, fomentando el uso de energías renovables en hogares y empresas de la provincia.Diplomatura en Sustentabilidad Minera: en colaboración con la Universidad Nacional de Río Negro, brindó herramientas conceptuales y prácticas a 150 personas para promover una minería responsable, alineada con los objetivos de Desarrollo Sostenible. Tendrá una tercera edición este año, con una propuesta gratuita, abierta a toda la ciudadanía, cuya inscripción permanecerá abierta hasta el 15 de febrero.
Diplomatura en Regulación de Servicios Públicos: orientada a la gestión energética, convocó a 70 participantes que adquirieron conocimientos sobre eficiencia, planificación y sostenibilidad de servicios públicos.
Curso “Descubriendo el Potencial Energético de Río Negro”: impulsado por el IPAP a través de su plataforma virtual, tuvo dos ediciones en 2024 con más de 2.800 inscriptos, abarcando minería, hidrocarburos y energías renovables.
“El éxito de estas capacitaciones reafirma el compromiso de nuestra provincia con la transición energética y el desarrollo sostenible, sentando bases sólidas para el futuro”, agregó Confini.
De cara a 2025, la Secretaría proyecta ampliar la oferta educativa con nuevas ediciones de los cursos existentes y módulos innovadores que incorporen experiencias prácticas y casos reales, consolidando a Río Negro como referente en formación energética y ambiental en el país.
El gobierno de Argentina prepara una nueva modificación para el Mercado a Término (MATER), con el objetivo de brindarle continuidad a uno de los principales drivers de crecimiento de las renovables en el país ante la magra capacidad de transporte disponible.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, se trabaja en ampliar el porcentaje del mecanismo de asignación “Referencial A”, el cual posibilita que los agentes generadores cuenten con prioridad de despacho con curtailment de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación.
La intención es elevar el umbral del 8% al 15%. Es decir que quienes sean ganadores del MATER por esa vía prevean limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del hasta el 95% (actualmente es de 92%), hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.
“Hace rato que viene pensando en habilitar otro escalón que podría andar en el orden de 85%. El tema se trata desde hace tiempo, pero todavía no tuvo definición concreta”, aseguró una fuente cercana de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).
Y si bien se desconoce cuándo se publicará esta nueva normativa, desde el sector energético confiaron en diálogo con este portal de noticias que la resolución gubernamental correspondiente saldrá “en los próximos días”.
Este hecho podría potenciar aún más al mecanismo “Referencial A”, que ya lleva más de 3110 MW adjudicados desde su implementación en julio de 2023, sobre un total de 6724,83 MW que se asignaron a lo largo de toda la historia del Mercado a Término (el MATER Pleno suma 3610 MW) para suministrar con renovables a los grandes usuarios del sistema.
Incluso, en el más reciente llamado del MATER, la mayor parte de la capacidad adjudicada fue a través de la herramienta que contempla el curtailment, dado que de los nuevos 561 MW con prioridad de despacho en el MEM, 366 MW lo lograron bajo el mecanismo “Referencial A”.
Aunque cabe aclarar que sólo 59 parques adjudicados por CAMMESA (de 133 asignaciones desde 2017) ya se encuentran habilitados comercialmente, sumando poco más de 2500 MW de potencia a noviembre del 2024 (último informe de CAMMESA).
A este cambio también se puede agregar la iniciativa de la Corporación Financiera Internacional, miembro del Grupo del Banco Mundial, que apunta a atraer más empresas que construyan, al menos, 700 MW de capacidad que suministren energía verde a las empresas mineras en el Noroeste Argentino (ver nota).
En aquel entonces, Energía Estratégica informó que será similar al Mercado a Término, 100% privado, sin garantías del Estado y con la posibilidad de vincularse con la línea ubicada en Salta que une Argentina y Chile, bajar hasta la provincia de San Juan y tener el anillo solar del Noroeste Argentino que serviría a todo el país”.
La primera fase del proyecto del IFC son alrededor de USD 400 millones y la segunda USD 500 millones en transmisión, por pedido expreso del ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, quien en su momento estuvo vinculado al Programa RenovAr al ser secretario y ministro de Finanzas de Argentina durante el gobierno de Mauricio Macri.
Por lo que resta esperar cómo repercutirán estas medidas en el sector y si el sector privado también tendrá el mismo interés que con el MATER 360 y si florecen nuevos proyectos de generación renovable en Argentina y la región.
La reforma de la Ley 6 de 1997, que regula el mercado eléctrico panameño, está bajo el escrutinio de expertos en el sector, quienes advierten sobre la necesidad de ajustes fundamentales para garantizar una mayor diversificación de actores y tecnologías en el mercado energético del país.
Luis Cuevas, director comercial de Aspinwall Corp, señala que uno de los principales retos es la competencia equitativa en los actos de concurrencia y las licitaciones. “Lo primero que se debe hacer es celebrar los actos de concurrencia como hace todo el mundo contra todo el mundo, y si se quiere hacer algo especial para renovables, pues también lo celebraría”, afirma Cuevas.
La Ley 6 establece en su Artículo 59 que las empresas de generación eléctrica no pueden exceder el 25 % del consumo del mercado nacional al momento de solicitar nuevas concesiones, con el objetivo de evitar monopolios. Sin embargo, para el director comercial de Aspinwall Corp, el modelo actual no está cumpliendo su propósito, ya que los mecanismos regulatorios permiten a algunas empresas, como AES, consolidar una posición dominante mediante un mix de licencias y concesiones.
“Entre licencias y concesiones, si sumamos todos esos activos de AES, ese 25 % se va a más”, precisa Cuevas, quien añade que esta situación limita la entrada de nuevos actores y la competencia real.
Los desafíos de concentración de mercado
Un ejemplo reciente que refleja los retos del sector es el caso de la planta Gatún, anteriormente NG Power, adquirida por un consorcio liderado por AES, InterEnergy y el gobierno panameño. Aunque esta asociación diversifica nominalmente la titularidad, Cuevas advierte que la mayoría accionaria sigue en manos de AES, consolidando aún más su influencia en el mercado. “El gobierno actualmente ha declarado que no tiene presupuesto para muchas inversiones, por temas de Estado, lo que deja a AES nuevamente con mayor influencia”, detalla.
Para el director comercial de Aspinwall Corp, esta concentración de activos demuestra la necesidad de ajustar las reglas de juego, considerando no solo las licencias y concesiones como entes separados, sino su acumulación como activos de generación en el mercado eléctrico nacional. En este sentido, llama a revisar de manera integral la Ley 6 y su regulación asociada, socializando con antelación los ajustes legales y normativos que proponen para el futuro del sector. “El Estado de Panamá debería planificarlo o hacer las consultas en 2025”, insiste Cuevas.
Revisión del marco regulatorio y metodologías de licitación
Cuevas destaca que los próximos actos de concurrencia y la convocatoria de largo plazo prevista para mediados de 2025 son una oportunidad clave para replantear las metodologías de licitación. Según explica, existe preocupación en el sector sobre la posibilidad de que se adopten mecanismos como las licitaciones inversas, donde los precios ofertados descienden progresivamente, similares a los implementados en Guatemala.
“Las licitaciones inversas son una carnicería. Lo que deseamos es tener una tarifa justa, no una tarifa barata, una tarifa competitiva en cuanto a la región, para hacernos más competitivos”, señala.
En este contexto, el Artículo 163 de la Ley 6 establece la promoción de fuentes renovables, otorgándoles una preferencia del 5 % en precio evaluado durante los concursos. Sin embargo, Cuevas sugiere que estos incentivos deben ir acompañados de una regulación más estricta para garantizar la diversificación tanto tecnológica como de actores del mercado. “Las renovables lo que buscan es un buen contrato para poder apalancarse y poder desarrollarse”, indica, subrayando que la normativa debe ser revisada para atraer inversión y generar condiciones más equitativas.
Futuro competitivo y sostenible
De cara a las próximas reformas, la diversificación de actores y tecnologías en el mercado eléctrico panameño no solo sería clave para garantizar tarifas competitivas, sino también para atraer inversión extranjera y consolidar una transición energética sostenible. Según la normativa vigente, el Estado está comprometido con la promoción de fuentes renovables y menos contaminantes.
Sin embargo, para Luis Cuevas, esto requerirá no solo incentivos económicos, sino también regulaciones que frenen la concentración del mercado. “Primero es revisar nuevamente las regulaciones, la Ley 6, y evaluemos las posibilidades de que sea solamente por tecnología o cómo se comporta todo el mundo contra todo el mundo”, concluye.
La reforma de la Ley 6 en Panamá será determinante para definir un mercado eléctrico más equitativo y eficiente. Las consultas públicas y los ajustes normativos de 2025 serán el escenario clave para dar respuesta a las preocupaciones del sector y consolidar un futuro energético sostenible.
EDF Renewables, empresa de origen francés con más de 70 años de experiencia en el sector energético, participó del mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que se realizó en Chile y detalló los retos y oportunidades que atraviesa la industria renovable en el país.
Matias Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile, reafirmó la apuesta de la compañía por un mercado al que consideran “clave” y “super atractivo”, a pesar de todas las dificultades regulatorias y operativas que enfrenta el sector, en el camino de la transición hacia un futuro energético más limpio
“Estamos adaptando nuestra estrategia para considerar todos los puntos en el negocio, como el curtailment o la evolución del almacenamiento, y tratamos de estar participando activamente en las distintas tecnologías”, ratificó frente a una sala llena de más de 400 líderes de las renovables de la región.
«Tenemos un pipeline de desarrollo y de hecho incorporamos proyectos en tramitación ambiental. Creemos mucho en la complementariedad de las tecnologías y en la diversificación tecnológica y espacial. Esa será la clave”, agregó.
Cabe recordar que EDF Renewables está presente en Chile desde el 2014 y ya cuenta con 770 MW de capacidad eólica y solar instalada (incluyendo la planta fotovoltaica CEME 1 que fue desarrollada por Generadora Metropolitana, empresa subsidiaria entre EDF Chile y AME) más un pipeline de desarrollo que supera el 1 GW de potencia.
A ello se debe añadir que avanza decididamente en el desarrollo de proyectos de baterías BESS asociados a sus parques renovables, o mismo proyectos de almacenamiento de larga duración, como por ejemplo el bombeo a gran escala.
“Miramos los proyectos solares con almacenamiento y en la diversificación hay valor. Por ello tratamos de incorporar bastante energía eólica porque hay un valor en proyectos que logren generar energía, complementando la gran capacidad fotovoltaica”, complementó.
“Por el lado de la eólica, estará a merced de lo que podamos incorporar conforme las restricciones de territorio. Pero los proyectos grandes en el sur estarán en torno a 200 MW de capacidad y en el norte podemos hacer solares muchos más grandes”, apuntó.
A pesar de ese ímpetu por continuar con un porfolio de renovables en el país, Steinacker reconoció que existen ciertas preocupaciones regulatorias tras lo ocurrido en 2024, donde uno de los principales temas normativos fue el proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos, el cual generó incertidumbre en el sector.
“Tuvimos un 2024 perdido en regulación y me encantaría que en 2025 pasemos del proyecto de ley de estabilización tarifaria y nos enfoquemos en temas importantes, como los vacíos regulatorios asociados a la reforma a la distribución, incorporación de transmisión y en el mercado mayorista”, subrayó.
“Debemos seguir avanzando en la regulación que permita clarificar las condiciones de operación, la modernización del sistema de permisos para dar certeza a los accionistas y mantener el pipeline de proyectos renovables, ya que Chile tiene una gran oportunidad de convertirse en un suministrador local y en un puntal internacional para la electromovilidad y el hidrógeno”, concluyó.
El compromiso de GCL con la innovación tecnológica se reafirma con su apuesta por el silicio granular FBR, una solución que no solo optimiza la eficiencia del sector fotovoltaico, sino que también responde a la creciente demanda de sostenibilidad en la industria.
En el marco del Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Vitor Rodrigues, director técnico para Latinoamérica e Iberia de GCL, detalló los avances más destacados de esta tecnología y sus implicancias ambientales.
“El proceso en Siemens emite 75% más de CO2 que el proceso FBR. Por eso la gran parte de los fabricantes de módulos nos compran silicio”, afirmó Rodrigues, destacando que la tecnología también contribuye al ahorro de costos en la producción.
Según datos de GCL, cada 10.000 toneladas de silicio granular fabricado bajo este método reducen aproximadamente 389.000 toneladas de CO2 en emisiones. Además, las mejoras técnicas en el proceso CCZ permiten una disminución de 19% en los costes de fabricación de la materia prima.
La trazabilidad como clave de la sostenibilidad
Un aspecto destacado por Rodrigues fue el creciente enfoque en los criterios ESG (ambientales, sociales y de gobernanza), tanto por parte de las normativas internacionales como de los inversionistas.
“En 2026 en Europa entrará en vigor una directiva que va a obligar a controlar las emisiones. Significa, si yo produzco con más emisiones, voy a tener más aranceles a mis productos importados de Europa”, señaló. Para GCL la trazabilidad no solo es una exigencia legal, sino una ventaja competitiva.
“En GCL estamos ayudando no solo a GCL, pero a todo el sector, bajando el 75% de las emisiones de CO2 en el tipo de silicio”, indicó Rodrigues, resaltando también los esfuerzos por implementar auditorías de procesos con empresas de prestigio como TÜV Rheinland. “Hemos tenido auditorías del proceso porque lo podemos hacer, somos totalmente integrados, desde la mina hasta el módulo”, puntualizó.
Innovación tecnológica y desafíos del sector
El mercado fotovoltaico enfrenta retos significativos, entre ellos la necesidad de adaptar las soluciones tecnológicas a proyectos específicos. De acuerdo con Rodrigues, “el módulo se ha tornado una commodity”.
“Estamos aquí tres fabricantes y los tres estamos hablando de TOPCon N-type. Es una commodity y entonces, ¿dónde tenemos que hacer la diferencia? Es, por un lado, a nivel de diseños”, indicó en el marco de FES Colombia.
Para atender esta diversidad, GCL ofrece un portafolio versátil que incluye módulos para grandes proyectos, empresas y aplicaciones domésticas, todas soluciones compatibles con diversos componentes del ecosistema energético.
Con miras a continuar innovando, Rodrigues adelantó que la próxima gran revolución será la tecnología Tandem con Perovskita, que GCL planea introducir en el mercado en 2026.
“Creemos en GCL que la próxima tecnología la vamos a poner en el mercado en 2026. Vamos a tener los primeros proyectos con 2 GW de clientes. En nuestra opinión, será la Tandem con Perovskita. ¿Qué significa? Que vamos a soltar un poco la dependencia del silicio, porque el silicio compite en otras áreas, vamos a pasar a utilizar el 50% del silicio que utilizamos hoy”, explicó.
Chemik Group, empresa con 25 años de experiencia en la fabricación de cuadros eléctricos, fue una de las grandes firmas que acompañaron el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que se realizó en Chile.
La compañía de origen español ya ha suministrado 25 GW en más de 40 países a lo largo de cinco continentes y busca posicionarse aún con mayor fuerza, de modo que proyecta un gran crecimiento en 2025, apalancado en mercados estratégicos como Chile, Colombia y México.
“Durante el 2024 crecimos un 50% y para 2025 tenemos la previsión de otro 50%. El mercado americano tira mucho para Chemik y la oportunidad de poder estar en varios países a la vez nos facilita ese crecimiento”, destacó Héctor Erdociain, Chief Strategy Officer (CSO) de Chemik, durante el panel de debate “Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur”.
Además, remarcó la importancia de su portafolio de productos, especialmente aquellos diseñados para optimizar costos y facilitar la implementación de proyectos solares, como por ejemplo las soluciones “Chekness” y “String Plus”, a fin de brindar eficiencia y sostenibilidad”.
El Chekness permite monitorizar la corriente en los cables de los strings fotovoltaicos sin necesidad de desconexión. Este equipo, lanzado en 2022, ha alcanzado 4 GW instalados en proyectos globales y ha demostrado su efectividad en operaciones a gran escala, como un proyecto de 465 MW en Perú.
“Es una solución no invasiva que se alimenta de su propio módulo solar y facilita el monitoreo de los strings directamente, reduciendo tiempos y costos”, explicó Erdociain. Y cabe recordar que sólo en su primer año, este producto generó ventas de 30.000 unidades y alcanzó 1,5 GW de instalación.
Por su parte, el String Plus, lanzado en 2024, representa un avance significativo en la configuración de strings, ya que permite evitar la tensión de circuito abierto, aumentando la capacidad de cada string y optimizando los recursos del proyecto.
“Al introducir dos módulos más por string consigues que cada 28 string te ahorres dos trackers. Por lo tanto hay menos strings, cableados, zanjas y menos superficie real para introducir la misma potencia. Todo ello permite ahorrar un 4 o 5% del capex total del proyecto”, precisó ante un auditorio de más de 400 líderes del sector energético de la región.
El crecimiento sostenido de Chemik también se refleja en su capacidad de diversificar su presencia en la región, de modo que Chile es un mercado clave donde ya cuenta con 1,5 GW de suministro de productos de cableados, cajas de protección y diversas patentes.
“Mientras que en Colombia tenemos un portafolio completo y en México estamos ayudando a los desarrolladores a hacer sus proyectos más sostenibles”, aseguró Erdociain, a la par que aclaró que la compañía también ha logrado penetrar en Puerto Rico, donde actualmente suministra tableros en un proyecto de 220 MW en sistemas de almacenamiento, cumpliendo con normativas estrictas como la UL N°891.
Con un crecimiento del 50% registrado en 2024 y una proyección similar para el próximo año, Chemik Group refuerza su liderazgo en América Latina, consolidando su presencia y en la búsqueda de posicionarse como un referente clave en la transición hacia energías más limpias y accesibles.
En el marco del Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Marisol Neira Ardila, directora de cuentas clave para Latinoamérica de ZNShine, destacó los avances tecnológicos de la compañía en el desarrollo de módulos fotovoltaicos.
Fundada en 1988 e incorporada al sector fotovoltaico en 2007, ZNShine se ha consolidado como un fabricante Tier 1 desde 2015. Según comentó su referente en Latinoamérica, uno de sus principales diferenciales es el desarrollo de un revestimiento de grafeno para sus módulos.
«Lo que nos diferencia es que estamos trabajando el grafeno en el vidrio de nuestros paneles, lo que está ayudando a que los periodos de mantenimiento se acorten y eso lleve a un mejor cierre financiero en los proyectos», afirmó Neira Ardila en FES Colombia.
El grafeno, reconocido como el nanomaterial más delgado, ligero y resistente del mundo, confiere propiedades hidrofílicas y autolimpiantes a los módulos. Esto permite que el vidrio recubierto repele el polvo y la suciedad, reduciendo drásticamente la necesidad de limpieza.
ZNShine ofrece soluciones fotovoltaicas para diversas aplicaciones, desde residenciales hasta parques solares. Con módulos de alto rendimiento que alcanzan potencias de entre 360 y 700 vatios y eficiencias de entre el 20,5% y el 22,5%, la compañía asegura que hay un panel adecuado para cada tipo de proyecto. Sin embargo, su enfoque principal está en proyectos de gran envergadura, donde las innovaciones como el grafeno muestran su máximo potencial.
Neira Ardila resaltó la importancia de la colaboración y comunicación dentro de la industria para que la tecnología fotovoltaica siga imponiéndose como competitiva en el escenario global.
«Es importante tener mucha comunicación con los clientes y con los fabricantes de los otros componentes, eso también está jugando un papel supremamente importante para que todo se acople y se dé un buen cierre financiero en los proyectos», señaló.
Según la ejecutiva, esta sinergia es clave para garantizar que las innovaciones tecnológicas sean integradas de manera óptima en los proyectos. «Es importante entender los proyectos desde residencial, comercial, industrial y gran escala. Son diferentes, los componentes son diferentes y si hay una buena comunicación, así como va evolucionando la industria, la tecnología de paneles, pues también la de ellos», añadió.
Un enfoque hacia la sostenibilidad
ZNShine no solo innova con sus desarrollos tecnológicos, sino que también lidera en sostenibilidad acoplando su estrategia de negocios a una economía circular. Con programas de reciclaje como PV Cycle, la compañía garantiza que hasta el 98% de los materiales de los paneles desechados sean reutilizados, de acuerdo con Neira Ardila.
«Pertenecemos al programa de PV Cycle y ese programa tiene ya puntos de recolección en Brasil y en México que están disponiendo de esos paneles y ese 98% de ese material vuelve a reciclarse en un panel nuevo de una manera muy, muy satisfactoria», subrayó la referente de ZNShine.
Además, destacó que iniciativas locales, como una en Medellín, están empezando con experiencias de reciclaje tanto de paneles como de baterías, mostrando que la economía circular en la industria fotovoltaica es una realidad.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de TotalEnergies?
Una empresa como TotalEnergies está acostumbrada a tomar el “riesgo precio”, el petróleo y el gas (LNG en particular) cotizan mundialmente, además de manejar riesgos técnicos, geológicos y logísticos, entre otros. El gran desafío está en la estabilidad de las reglas de juego. Así que creo que es importante contar con condiciones macroeconómicas y regulatorias claras y sostenibles a largo plazo, es un dato clave para la competitividad. Estas reglas tienen que ver en particular con el acceso a divisas para pagos de deuda, servicios y dividendos, como también con la revisión de impuestos, precios y regulaciones que incentiven la inversión.
En un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando TotalEnergies?
Dada el crecimiento de la población a nivel mundial, sabemos que la demanda de energía seguirá creciendo. Al mismo tiempo, debemos asegurar que esa demanda sea abastecida de manera más asequible, confiable y limpia. Cada país transitará este cambio de paradigma de manera distinta, con desafíos y oportunidades particulares en base a sus necesidades y recursos. Lo que tiene Argentina a su favor es que cuenta con abundantes y excelentes recursos en todas las energías.
En TotalEnergies nuestro objetivo para los próximos años es generar más energía a través de una estrategia multienergías. Buscamos producir más energía con menos emisiones y abastecer así esa demanda que seguirá creciendo a nivel global. Con esta visión, nos basamos en 2 pilares: seguir produciendo hidrocarburos, por un lado, y desarrollar una actividad de generación integrada con presencia en toda la cadena de valor, con activos flexibles y energías renovables. Con esta estrategia apuntamos a ser Net Zero en gases efecto invernadero para 2050, junto con la sociedad.
Por otro lado, mirando hacia como operamos nuestras plantas, nos hemos comprometido a bajar las emisiones de GEIs de nuestros sitios (“Alcance 1 y 2”). Apuntamos a bajarlas de un 40% para 2030 en comparación a 2015. En la misma lógica de excelencia operacional, apuntamos a un “nearly zero methane” teniendo en cuenta que este gas tiene un poder de calentamiento mucho más importante que el CO2.
Concretamente en Neuquén, estamos construyendo una línea de alta tensión para electrificar nuestra planta de Aguada Pichana Este. Con unos 40km y más y 20 MUSD, esta inversión permitirá transformar esta planta completamente. También abasteceremos la demanda eléctrica de la planta con energía verde dedicada (parque solar “Amanecer” que opera TotalEnergies Renovables).
En Tierra del Fuego, donde somos el principal operador en el offshore y contamos con dos plantas procesadoras en el sector norte de la costa de la provincia, estamos desarrollando un sistema híbrido con energía eólica.
Para verificar el efecto de estos proyectos, TotalEnergies desarrolló la tecnología AUSEA (Airborne Ultralight Spectrometer for Environmental Applications), que permite medir emisiones en las 5 plantas que opera en la Cuenca Neuquina y en la Cuenca Austral.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
El recurso de Vaca Muerta es de clase mundial, todos estamos de acuerdo. El desafío está en la infraestructura de transporte para evacuar la producción hacia los mercados. Y también para hacer llegar los insumos necesarios para la actividad dentro de las cuencas; agua, arena, equipos, etc. La condición necesaria para liberar la potencialidad de Vaca Muerta es repensar a la Argentina como un país exportador de energía. Repensar la infraestructura, las regulaciones en toda la cadena, el esquema de exportación e importación, la disponibilidad de equipos, proveedores, servicios y logística, entre otros aspectos.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Argentina está conectada con ductos para poder exportar más de 76 millones de metros cúbicos de gas natural por día, y hoy exportamos menos de 20. Vemos un gran potencial para aumentar las exportaciones a nivel regional. Hace falta desarrollar oportunidades concretas con Brasil. Es lo que hicimos en noviembre de este año, cuando firmamos el primer contrato operativo internacional para viabilizar la exportación de gas natural argentino a Brasil a través de Bolivia. Este acuerdo es resultado de un trabajo coordinado que venimos haciendo hace tiempo entre tres empresas líderes en la región.
A través de Uruguayana, de Paraguay o de Bolivia, donde ya existen 30 MMm3/d de capacidad de gasoducto que nos conectan, el año que viene podríamos estar exportando entre 4 y 10 MMm3/d, con el Gasoducto Norte terminado. Y por qué no, también a Bolivia, que tiene sus campos convencionales en declino y está recorriendo el camino inverso a la Argentina, camino a ser importador neto de gas. El mercado regional es una low-hanging fruit que podemos empezar a aprovechar ya mismo. Y eso estamos buscando desde TotalEnergies en Argentina.
¿Qué rol juega Fénix en este contexto?
Fénix aporta opciones a nivel país: es la gran ventaja que tenemos estando presentes en ambas cuencas, neuquina y austral. Esta opcionalidad crea valor. Con una inversión de 700M USD, Fénix es el proyecto de energía convencional más grande en el país. Implementado en un tiempo récord de dos años, el primer pozo entró en producción en septiembre y está dando 5 millones de metros cúbicos de gas por día. A principios del 2025 conectaremos los dos restantes para llegar a los 10 millones de m3/d de gas natural de producción diaria adicional a la matriz energética argentina, el equivalente al 8% de la producción nacional
Además, ese gas que se extraerá de Fénix será acondicionado con mano de obra local e inyectado al gasoducto General San Martín, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país. Gracias a la aplicación de tecnología avanzada, la producción del gas natural será de muy baja intensidad de gases de efecto invernadero. Es por ello por lo que Fénix cuenta con una intensidad de carbono de 9kgCO2E/boe. Estamos cerrando un año de mucho crecimiento, con Fénix como nuestro gran hito. En paralelo, nos encontramos analizando nuevas oportunidades siempre con foco en el mercado regional, donde vemos un gran potencial de desarrollo en el corto plazo.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Tecpetrol?
La fluctuación de precios del petróleo y gas, en tanto se den en condiciones de libre mercado y estén alineados con los precios internacionales del petróleo, no afectan negativamente la planificación y competitividad de la empresa; salvo en los casos de crisis en el mercado internacional de petróleo que no es la situación actual.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Tecpetrol para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
Al mismo tiempo que estamos involucrados activamente en el desarrollo de nuestros recursos hidrocraburíferos, participamos activamente en proyectos relacionados con la transición energética entre los que se destacan los vinculados con el litio en Argentina.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
Para continuar aumentando la producción de petróleo y gas de la cuenca Neuquina, es esencial la ampliación de la capacidad de transporte de petróleo y gas desde allí. En 2025 se terminarán las ampliaciones de Oldelval para el transporte de petróleo desde Allen a Puerto Rosales y de la terminal marítima de Puerto Rosales. Luego se prevé realizar una ampliación adicional de Oldelval en este mismo tramo y la construcción del oleoducto Vemos desde Allen a Punta Colorada (Río Negro). Adicionalmente será necesaria la ampliación de la capacidad de transporte de petróleo desde Rincón de los Sauces hasta Allen. En transporte de gas se proyecta ampliar el gasoducto GPM y construir un nuevo gasoducto desde Neuquén hasta la Carlota (Córdoba) para una mayor capacidad de transporte hacia el Centro y Norte del país en el marco de la reversión del gasoducto Norte. Esto permitirá abastecer de gas esta zona del país ante la terminación de las importaciones de gas desde Bolivia y también concretar exportaciones adicionales de gas al Norte de Chile y a Brasil a través de Bolivia o de otras rutas alternativas.
¿Cómo inciden las políticas fiscales actuales, como los esquemas de subsidios o impuestos al sector, en las decisiones de inversión y en la rentabilidad de los proyectos?
La alta carga fiscal conspira contra las decisiones de inversión y la rentabilidad de los proyectos. Entendemos que el Gobierno tiene planificada una reducción para promover mayores inversiones. El RIGI es un buen paso de reducción de carga fiscal para los proyectos incluidos en este régimen pero falta que estas reducciones se generalicen a todas las actividades; entendemos que este es un objetivo del Gobierno. Las restricciones aún existentes en el mercado de cambio (cepo) también impactan negativamente en las decisiones de inversión pero estas restricciones se han comenzado a eliminar y entendemos que las restantes se eliminarán durante el 2025.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Estamos participando activamente de los mercados de exportación de petróleo y gas. Las exportaciones de petróleo se dirigen desde hace muchos años a numerosos mercados del exterior mientras que las exportaciones de gas por ahora están concentradas en los mercados regionales (Chile principalmente y Brasil en los próximos años). Sin embargo, a mediano y largo plazo, planificamos también participar en las exportaciones de LNG.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
Si bien nuestro foco está en el desarrollo de recursos ya descubiertos, participamos en la exploración off shore como no operadores. Los principales obstáculos para estos proyectos son los largos plazos desde las primeras inversiones hasta la puesta en producción en caso de éxito y, dependiendo de la localización de los proyectos, la falta de infraestructura de transporte.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Shell ?
La competitividad es la clave para poder desarrollar Vaca Muerta al máximo nivel. El acceso a divisas y contar con precios en línea con los internacionales son dos de los puntos básicos que necesita el sector para desarrollarse al máximo porque son condiciones que están presentes en todos los demás países con los que queremos competir.
En un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Shell para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
Shell tiene la meta de transformarse en una compañía con cero emisiones netas para 2050. Para eso, en Argentina tenemos un ambicioso plan de descarbonización de nuestras operaciones en Neuquén, con el que ya alcanzamos varios hitos. Uno de ellos es la erradicación de las emisiones de Alcance 2 por compra de energía para nuestras actividades de procesamiento. En los últimos años electrificamos nuestras plantas en Sierras Blancas y construimos 60 km de líneas de alta tensión para abastecerlas con energías renovables que demandamos de la red nacional a través de un acuerdo con Genneia. Nuestra meta es generar más energía y más limpia para abastecer la demanda de energía, que va a seguir creciendo en el mundo, cumpliendo al mismo tiempo con la transición.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
La infraestructura de transporte de crudo ha sido el principal desafío técnico a la hora de escalar proyectos en Vaca Muerta en los últimos años. Hoy podríamos estar produciendo mucho más en toda la cuenca si no existiera esa limitación. Pero la industria se ocupó de ese cuello de botella y ya está en marcha varios proyectos para ampliar la red de transporte y abrir nuevas vías de exportación competitivas. Hacia adelante, no se llega a un millón y medio de barriles, o el número al que apuntemos, sin vencer otros desafíos, como tener un capital humano capacitado para entregar un trabajo seguro y competitivo.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
El crudo argentino es muy bueno. Es muy demandado por los clientes. El desafío para conquistar esos mercados es que vean a la Argentina como proveedora segura y confiable en el largo plazo. Vamos camino a eso.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
Actualmente estamos produciendo 50.000 barriles de petróleo diarios y tenemos planes de llevar ese número a 70.000 en el corto plazo. Llevamos invertidos más de 3.000 millones de dólares en la cuenca, cerca de 600.000 este año, y si seguimos viendo una mejora del entorno de inversión y competitividad tenemos planes para multiplicar esos números.
¿Qué impacto tiene para su empresa la posibilidad de extender las concesiones por 20 años?
En principio, la extensión de la licencia permitirá reafirmar el cabal cumplimiento de las obligaciones por parte de tgs, su incuestionable responsabilidad y compromiso con el servicio público de transporte de gas natural, con la comunidad en la que desarrolla sus actividades, con el ambiente, y con quienes trabajan formando parte de la compañía. Al inicio de las actividades de tgs en el año 1992, la capacidad de transporte del sistema era de 43 MMm3/d. A lo largo de estos años, hemos ejecutado obras de ampliación que permitieron casi duplicar esa capacidad que hoy alcanza un total de 82 MMm3/d en términos de entregas de gas natural, incorporado más de 2.600 km de cañerías y duplicando la capacidad de compresión instalada, que permiten en la actualidad abastecer más del 60% del gas consumido en nuestro país.
Además, año a año, hemos realizado fuertes inversiones en mantenimiento para preservar el estado de la infraestructura, e incorporamos nuevas tecnologías y mejores prácticas para garantizar la seguridad, eficiencia y confiabilidad de las operaciones. No obstante, es importante resaltar no solo el compromiso asumido por tgs en la operación de su sistema de transporte licenciado, sino también puntualizar su involucramiento y proactividad en el desarrollo de infraestructura energética en general. Un claro ejemplo son las inversiones en infraestructura midstream ejecutadas por tgs en Neuquén que impulsaron el desarrollo de las reservas de Vaca Muerta que hoy permiten saturar los gasoductos troncales.
Como es de público conocimiento, la reciente ampliación del Gasoducto Perito Moreno propuesta por tgs bajo la figura de Iniciativa Privada, que contempla además obras de ampliación en el sistema de transporte licenciado, no hace más que reforzar la vocación inversora de tgs en obras de infraestructura estratégicas que contribuyen al interés público nacional, y al crecimiento económico y social de Argentina.
En ese sentido, la extensión del plazo de licencia por 20 años resulta fundamental para viabilizar obras de ampliación de transporte, considerando que involucran inversiones de capital intensivo y requieren largo plazo de recupero para lograr tarifas competitivas para el usuario final, y que además tienen un fuerte impacto positivo por su contribución al desarrollo de la industria energética con recursos propios.
¿Consideran que el marco regulatorio actual es adecuado para garantizar la estabilidad durante este nuevo período de concesión?
La actividad regulada de transporte se rige bajo la Ley 24.076, la “Ley del Gas”. Por lo tanto se cuenta con un marco regulatorio; el problema es que no ha sido respetado a lo largo de la historia de tgs.
Es por eso que hoy resulta clave recrear el ambiente de confianza y certidumbre que despierte nuevamente el interés de las Licenciatarias de retomar el rol inversor, para ofrecer a la sociedad un servicio seguro, confiable y de calidad, operando con un marco regulatorio que sea sostenible a largo plazo.
Todo el sector energético e industrial necesita contar con reglas claras y previsibles, estabilidad fiscal, condiciones tributarias y cambiarias que atraigan la inversión y faciliten el acceso al financiamiento. Solo así Argentina podrá aprovechar la ventana de oportunidad de explotar sus inmensos recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta en el período de transición energética que atravesamos.
En ese sentido valoramos las recientes medidas adoptadas por el Gobierno Nacional tendientes a promover la inversión y el desarrollo. El desafío de Argentina será respetar los marcos regulatorios a través del tiempo, es decir sostener y dar continuidad a las políticas energéticas a largo plazo.
¿Tienen proyectos que podrían beneficiarse del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)?
En junio de este año, hemos elevado al Ministerio de Economía una propuesta de obras que involucran 700 MM U$S de inversión, que incluyen la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno para aumentar su capacidad de transporte de 21 MMm3/día a 35 MMm3/día desde Tratayén hasta Salliqueló, y una ampliación complementaria en el sistema regulado de tgs para que el gas natural incremental acceda a las áreas GBA, Litoral y Norte del país en el invierno 2026.
La Iniciativa Privada de tgs ha sido declarada por el Gobierno de Interés Público Nacional, por los significativos beneficios en la balanza comercial de más de 700 MM U$S por año y ahorros ficales de más de 500 MM U$S por año, todo ello por sustitución de importaciones de energéticos.
La ampliación propuesta en el Gasoducto Perito Moreno será adjudicada por el Gobierno en el marco de un proceso de Licitación Pública que encarará a tal efecto. En caso que tgs resulte adjudicada desarrollará el proyecto bajo el Régimen de Incentivos de Grandes Inversiones.
¿Qué inversiones planean realizar si se confirma la extensión de la licencia?
Más allá del resultado de la licitación de la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, en la cual tgs podrá o no resultar adjudicada, tgs financiará y ejecutará la ampliación de su sistema regulado bajo el amparo de su licencia y en los términos de la Ley del Gas, para que el gas natural puesto en Salliqueló acceda a los usuarios, asegurando de esta manera los objetivos de abastecimiento y el interés público perseguido.
Adicionalmente, tgs continuará invirtiendo en obras y trabajos que apunten a la seguridad y confiabilidad del sistema, y encarará un proceso de modernización tecnológica de las operaciones y del negocio adecuado al nuevo contexto, lo que se traduce en calidad del servicio y satisfacción de nuestros clientes.
¿Consideran que los incentivos fiscales y aduaneros son suficientes para atraer nuevas inversiones al sector?
Considero que el Gobierno Nacional ha dado pasos ciertos para recrear condiciones de confianza en Argentina con el objetivo de atraer inversiones. Ya son varias las empresas del sector que inscribieron o inscribirán próximamente sus nuevos emprendimientos de manera oficial en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que ofrece condiciones de previsibilidad, incentivos fiscales y jurídicos durante 30 años, los que resultan fundamentales para lograr la competitividad de los proyectos, y disminuir riesgos de recupero de inversiones de gran magnitud. También ha sido considerado de sumo valor las medidas adoptadas por el Gobierno que flexibilizan las importaciones y exportaciones, en un marco de libre mercado y alineamiento con los precios internacionales, que permitirá reducir las distorsiones actuales.
Por ultimo destacar que, tgs continuará trabajando fuertemente para reforzar su posicionamiento y protagonismo como “Integrador” de todos los eslabones de la industria energética, desde la boca de pozo hasta los centros de consumo, entendiendo que la integración coordinada genera una sinergia virtuosa que da valor a los productores, a los consumidores, a la compañía y al País en su conjunto.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Excelerate Energy para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
En Excelerate Energy creemos que la transición energética es un proceso que el mundo ha encarado de modo muy responsable y para Argentina, como país productor de gas y potencial exportador de GNL es también una gran oportunidad económica.
En este sentido, tenemos estrategias integrales para garantizar la sostenibilidad de la operación de nuestra empresa y acompañar así, con un impacto positivo, los esfuerzos que realiza el mundo para reducir las emisiones de carbono.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Nuestra empresa tiene la capacidad de consolidar el offtake de GNL argentino en los principales mercados del mundo. En este sentido, vemos que el desarrollo de Vaca Muerta y de proyectos de GNL, que comienzan a mostrar avances nos permiten pensar en el país como un exportador. La demanda hacia el 2030 crecerá de forma importante y tenemos la capacidad de tener un rol central en este contexto.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Aconcagua Energía?
Es positivo que el mercado local refleje el precio internacional, dado que acopla la visión de inversión a los pronósticos de todos los analistas del mundo. La clave está, entonces, en acompañar este proceso con una política fiscal y un marco regulatorio estable que ofrezca incentivos para fomentar inversiones estratégicas.
En Aconcagua Energía, trabajamos en escenarios de precios variables y ajustamos nuestra planificación estratégica para optimizar la producción y reducir costos; la volatilidad de precios representa tanto un desafío como una oportunidad para las empresas que gestionan eficientemente sus recursos y miran al futuro. Y nuestro modelo de negocios integrado nos permite hacer frente a los diferentes escenarios que se puedan presentar.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando su empresa para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
En Aconcagua Energía, adoptamos una visión integral que equilibra la producción de hidrocarburos con una transición energética que tiene como objetivo la sostenibilidad. Entendemos que la transición debe ser ordenada y pragmática, para no afectar el desarrollo económico ni la competitividad del país. Entonces, nuestra estrategia incluye la inversión en proyectos de energía renovable, lo que nos permite reducir la huella de carbono de nuestra actividad. Además, estamos comprometidos con la eficiencia energética y la modernización de nuestras operaciones para minimizar el impacto ambiental, mientras garantizamos la competitividad de nuestros productos y en definitiva la sustentabilidad del negocio.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
Independientemente que hoy Aconcagua Energía no se encuentra operando en la formación Vaca Muerta, sí podemos mencionar que los principales desafíos se encuentran en términos de infraestructura, transporte y logística; estos siguen siendo los cuellos de botella en los sistemas de oleoductos, gasoductos y la falta de vías de evacuación de la producción. En ello se está trabajando y vemos también un gran fomento por parte de los gobiernos de Neuquén, Río Negro y Mendoza, las plazas donde nosotros operamos, que están alineados con las iniciativas privadas que han tomando cartas en el asunto y cada provincia busca trabajar para que rápidamente se desarrolle la infraestructura que elimine los cuellos de botella.
Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para Argentina, pero su desarrollo requiere de inversiones significativas en infraestructura. La construcción y finalización de los nuevos gasoductos y oleoductos, así como la ampliación de los puertos para la exportación hará que ese problema comience a resolverse. La industria necesita de la planificación a largo plazo y la continua coordinación entre el sector público, el privado y todos los actores que conforman el entorno (incluyendo cámaras, sindicatos, empresas, gobiernos) para superar estos obstáculos trabajando de manera articulada.
¿Cómo inciden las políticas fiscales actuales, como los esquemas de subsidios o impuestos al sector, en las decisiones de inversión y en la rentabilidad de los proyectos?
Aconcagua Energía, al igual que otras empresas del sector, requiere un marco fiscal claro y predecible que impulse la inversión en infraestructura y exploración, sin distorsionar los precios de los productos. Solo con un enfoque diferenciado y estratégico podemos asegurar la rentabilidad y sostenibilidad de los proyectos a largo plazo. Las políticas fiscales, como los subsidios y los impuestos, juegan un papel fundamental en la toma de decisiones de inversión. Si bien los esquemas de subsidios pueden tener un impacto positivo a corto plazo, en el largo plazo generan distorsiones que afectan la competitividad del sector. Por otro lado, los impuestos y tasas elevados sobre la producción o las exportaciones dificultan la rentabilidad de proyectos clave, lo que no alienta la inversión y deja sin desarrollar reservas que podrían dar la respuesta laboral a las cuencas convencionales maduras del país.
En este sentido, creemos que es necesario un RIGI específico para las zonas o áreas de explotación convencionales (diferencial frente a los no convencionales), que permita reconocer las particularidades y desafíos propios de estos yacimientos que ya tiene muchos años de desarrollo y el margen de rentabilidad es muy inferior a los yacimientos no convencionales (que además, cuentan con incentivos fiscales a la medida). Una adecuación tributaria para este tipo de desarrollos, por ejemplo, podría ofrecer incentivos fiscales y normativos ajustados a las características de las áreas convencionales, facilitando la inversión en exploración y desarrollo de nuevas reservas.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
La apertura de nuevos mercados internacionales para la exportación es una gran oportunidad para posicionar el crudo y gas argentino a nivel global. En este contexto, estamos enfocándonos en mejorar la calidad y eficiencia de nuestros productos, para ser competitivos en mercados internacionales. Además, estamos invirtiendo en la reducción de la huella de carbono de nuestros proyectos, lo cual es cada vez más relevante en un mundo que prioriza la sostenibilidad y en el cual inversores y compradores cada vez son más exigentes con los controles que se realizan para tener una trazabilidad de la producción.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
En el corto y mediano plazo, estamos comprometidos con la exploración y desarrollo de nuevas reservas en áreas convencionales, particularmente en nuestras concesiones de Mendoza, Neuquén y Río Negro. Recientemente, obtuvimos la prórroga por 10 años más para una parte de nuestras áreas en Río Negro (las que operamos a través de un acuerdo con VISTA) y también nos adjudicaron el bloque Payún Oeste, en Mendoza, el cual cuenta también con una ventana de oportunidad a la formación Vaca Muerta. Aunque no descartamos la incursión en áreas no convencionales en el futuro, nuestra prioridad sigue siendo el desarrollo de campos convencionales, donde todavía hay mucho por desarrollar y producir, si consideramos que cerca del 40% de la producción nacional de hidrocarburos proviene de este tipo de yacimientos.
En este sentido, estamos invirtiendo en nuevas tecnologías para mejorar la eficiencia de la perforación y reducir los costos de producción, con un enfoque claro en maximizar la rentabilidad de nuestros proyectos convencionales.
También estamos certificando nuestros procesos para garantizar la confiabilidad en nuestra gestión operacional. En cuando a los principales obstáculos para avanzar en estos proyectos incluyen la falta de profundidad y plazo de financiamiento local, la limitación en la infraestructura para el transporte de hidrocarburos y a veces la falta previsibilidad regulatoria, variables esenciales para incentivar la inversión a largo plazo en estas áreas. A pesar de estos desafíos, seguimos apostando al sector convencional, con una mirada optimista sobre el futuro energético de Argentina, y seguimos invirtiendo en el desarrollo de estos recursos estratégicos para el país, y contribuyendo al desarrollo de nuestras comunidades, a través de la implementación de programas y el acompañamiento de actividades que agreguen valor social.
¿Solicitarán la prórroga de la concesión de acuerdo a la modificación de la Ley 24.076 por la “Ley Bases”?
Si, para el año entrante, nuestra expectativa central es la de lograr un dictamen favorable a nuestra solicitud de extensión de la Licencia de distribución por veinte años más. Recordemos que las Licencias otorgadas en 1992 tendrán un primer hito en 2027, año en que se producirá el vencimiento de la misma y en el que las licenciatarias que así lo deseen pueden solicitar, ad referéndum de lo que dictamine el Poder Ejecutivo, una extensión de esta por el lapso mencionado.
¿Qué ajustes o modificaciones esperan que se incluyan en la próxima revisión quinquenal para garantizar la sostenibilidad del servicio?
Esperamos que la nueva pauta tarifaria, emergente de un proceso de revisión quinquenal, permita establecer valores adecuados, que no sólo cubran todos los costos de prestación de servicio, sino que también sean accesibles para los usuarios, promoviendo un equilibrio entre sostenibilidad empresarial y bienestar del cliente. Tenemos confianza en que se abre un nuevo capítulo en nuestro sector, donde se dejen atrás años de funcionamiento irregular del marco regulatorio, y se normalice el negocio y la prestación del servicio en todos los aspectos.
¿Qué impacto prevén que tiene en la morosidad de los usuarios la quita de subsidios?
Los niveles de morosidad se mantienen en términos históricos.
¿Qué estrategias están considerando para mejorar la eficiencia operativa y reducir costos en un contexto de menor subsidio estatal?
Luego de varios años con actualizaciones tarifarias que no acompañaron el índice de inflación, las recomposiciones tarifarias de este último año, nos permitió tener los ingresos necesarios para continuar brindando un buen servicio, realizar las inversiones necesarias y desarrollar nuestros programas corporativos. Cabe aclarar que ni distribución ni transporte tienen subsidio del Estado. Lo único que está subsidiado es el costo del gas.
Dados los cambios del marco regulatorio y las restricciones en materia cambiaria que aún persisten, ¿cómo están gestionando las inversiones a largo plazo para garantizar la sostenibilidad y modernización de sus operaciones?
Desde la perspectiva de PCR, que somos una compañía de capitales nacionales, no hemos dejado nunca de asumir nuestros compromisos de inversión en nuestros proyectos en el país ante las restricciones cambiarias. En ese contexto pusimos en marcha 3 parques eólicos el último año y también realizado fuertes inversiones en nuestras áreas de producción y exploración de hidrocarburos en La Pampa y Mendoza. Para adelante tenemos un fuerte compromiso inversor para la construcción de unos 440MW eólicos sumado a unas obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico en la provincia de Buenos Aires y en la actividad petrolera adquirimos las áreas Llancanello del proyecto Andes de YPF.
Ambas iniciativas requieren importantes inversiones de la compañía que vamos a llevar adelante los próximos años. De todas maneras, entendemos que la eliminación de las restricciones cambiarias seguramente mejorarán las condiciones de la Argentina sobretodo para que aparezca una mayor oferta de financiamiento internacional proveniente de multilaterales y de bancos de desarrollo para asistir en este tipo de proyectos de empresas sólidas y con propósitos ajustados a la transición energética de la Argentina.
Respecto al marco regulatorio, en la actividad hidrocarburífera los cambios que introdujo la ley Bases fueron positivos para estimular la exportación de crudo y asimismo el sinceramiento de los precios de los combustibles contribuyeron a que en el mercado interno, la comercialización de petróleo también registre valores que mejoraron la rentabilidad del sector. En lo que refiere al mercado eléctrico, el marco general no registro cambios significativos a excepción de las tarifas que se ajustaron luego de muchos años de retraso y subsidios.
El actual esquema tarifario aún contiene un alto grado de subsidios, ¿cómo afecta esta política a la rentabilidad de su empresa y qué propuestas considera viables para lograr un equilibrio entre accesibilidad para los consumidores y sostenibilidad financiera para el sector?
El esquema tarifario eléctrico está en un sendero de normalización y las autoridades dieron los pasos posibles de ajustes para darle sostenibilidad al sistema en su conjunto. La sociedad entendió que muchos años se vivió una irrealidad en cuanto a las tarifas de los servicios y esta decisión fue necesaria para asegurar el suministro para evitar una crisis energética.
¿Es suficiente la infraestructura existente para lograr un abastecimiento adecuado?
Hoy la Argentina tiene una fuerte restricción en infraestructura eléctrica de transmisión para que pueda ingresar nueva generación al sistema. Es un enorme desafío, más aún si el país inicia una fase de crecimiento económico con lo cual sería un cuello de botella para un abastecimiento confiable para la industria, más allá de la vocación del sector eléctrico de invertir en nueva generación renovable. Confiamos en que se pueda dar prioridad a este aspecto en el corto plazo y se evalúen todas las posibilidades como si se despejó en la industria gasífera con la construcción del gasoducto Perito Moreno (ex Nestor Kirchner.)
¿Qué impacto tiene para su empresa la posibilidad de solicitar nuevas autorizaciones de transporte sin plazo?
Tiene un impacto muy favorable, dado que disipa la incertidumbre que existía en el pasado sobre la obtención o no de la extensión y permite así planificar y ejecutar con tiempo nuevas inversiones en infraestructura de transporte que requieren períodos largos de amortización.
¿Qué inversiones planean realizar si se confirma esta extensión?
Tenemos en nuestros planes invertir, en los próximos cinco años, unos 1.200 millones de dólares para seguir ampliando la capacidad de transporte de nuestro sistema y para obras de renovación de nuestros ductos actuales que incluye, entre otros, cambios de tramos por más de 200 Km.
¿Consideran que el marco regulatorio actual es adecuado para garantizar la estabilidad durante este nuevo período de concesión?
Si, lo consideramos razonable.
¿Tienen proyectos que podrían beneficiarse del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)?
Si, actualmente tenemos dos proyectos muy avanzados en carpeta que podrían beneficiarse del RIGI.
¿Consideran que los incentivos fiscales y aduaneros son suficientes para atraer nuevas inversiones al sector?
No. Vemos con mucha preocupación el impacto negativo que tiene el impuesto a las ganancias, actualmente vigente, que castiga impositivamente los saldos de deudas en moneda extranjera de las empresas. Esto va a total contramano de lo que se pretende con el RIGI. Hoy se está gravando impositivamente la deuda en moneda extranjera cuando el tipo de cambio crece en menor medida que la inflación. No se pueden hacer grandes inversiones en infraestructura sin tomar préstamos a largo plazo en moneda extranjera, por lo que los potenciales beneficios del RIGI no compensan la carga impositiva que se pretende hoy con el impuesto a las ganancias vigente. Esperamos que el Gobierno revise esta situación y se modifique rápidamente, de lo contrario, tomar deuda a largo plazo en moneda extranjera genera mucha incertidumbre fiscal.
¿En cuánto tiempo estima que las operadoras lograrán completar la capacidad de transporte que adicionará Duplicar al tramo Al-PR?
De acuerdo con la información que nos aportan nuestros clientes y el potencial de crecimiento de la producción no convencional de la cuenca neuquina, estimamos que para fines del año 2026 se estará completando la capacidad de transporte que adicionará el proyecto Duplicar cuyas obras concluirán en marzo del año 2025.
¿Cuál es su opinión sobre el estado actual de la industria en general?
Entendemos que el país se encamina hacia condiciones muchos más favorables, que en otras épocas, respecto al mercado de la energía.
¿Qué evaluación hace sobre el impacto de las medidas del gobierno en este primer año?
Creemos que el gobierno viene generando situaciones muy propicias para las inversiones, con todas las leyes y desregularizaciones puestas en marcha hasta el momento, aunque aún falta.
¿Cómo fue el desempeño de su empresa en este 2024?
Nuestra empresa, si bien redujo algunos horarios, transito el 2024 con obras importantes. Preparándonos para lo que nosotros creemos será un gran 2025, hemos agregado 4000 m2 más de naves productivas a los 9500 m2 ya instalados e incorporado una cabina de granalla y pintura que nos permitirá asegurar un acabado superficial de 600Ton/ Mes en un solo turno. Asimismo también nos encontramos evaluando la adquisición de un Robot de soldadura para vigas electrosoldadas, Tanques y estructuras
¿Qué perspectivas de expansión y desarrollo proyecta para su empresa?
Siempre estamos en búsqueda de nuevos mercados y atento a las posibilidades que vemos aparecerán en Argentina hemos entablado nuevamente contactos con nuestros parientes de CIMOLAI CONSTRUCCIONES en Italia, para establecer alianzas estratégicas
¿Qué criterios ESG (Social and Governance) aplican para priorizar la sostenibilidad en su modelo de negocio?
Siempre estamos trabajando en ese sentido y realizando mejoras para proteger el medio ambiente, como la adquisición de la cabina de granalla y pintura automática
¿Qué factores a su criterio obstaculizan o es necesario destrabar para impulsar la industria de la energía de la región?
Creemos que hay que seguir desregularizando el mercado, con acuerdos sindicales modernos que den sustentabilidad a las empresas, entre otras cosas y con un cambio de paradigma importante en lo cultural
¿Cuál es su prospectiva para el país en los años venideros?
Ojalá que el cambio cultural tan necesario para dar vuelta los fracasos, pueda sostenerse en el tiempo. Y que todos los que de una u otra forma aportamos algo para nuestro país, nos convenzamos de una vez por todas, que el esfuerzo, la calidad institucional y la seguridad jurídica son los pilares fundamentales para el crecimiento de una sociedad moderna, equilibrada y sin pobreza.
¿Cómo está viendo la situación del mercado?
Para nosotros como sector, la situación del mercado resulta desafiante. Por un lado, acompañamos decididamente las medidas macro, que son importantes y auguran esperanza, por el desarrollo de Vaca Muerta y donde todas las petroleras y en especial YPF con su plan 4x 4, marcan un norte, con la consiguiente expansión de la matriz energética de nuestro país. Pero desde la coyuntura sufrimos una pérdida de rentabilidad en nuestros negocios, de raíz multicausal, que nos preocupa. Ello deviene de que las variaciones en el precio de los combustibles no han acompañado la inflación; la caída de ventas interanuales en los meses de agosto, setiembre y noviembre fueron importantes; y el diferimiento de cargas impositivas, han mellado nuestros negocios.
¿Qué expectativas tiene respecto a 2025?
Esperamos que la reactivación económica nos permita recuperar los niveles de venta, y apostamos a ello. En todo caso, entendemos necesario, aggiornar los contratos vigentes de los operadores con las petroleras, que mantienen su estructura desde hace décadas, de modo de recomponer la ecuación económico financiera alterada en este tiempo, en forma justa, y tomando en cuenta el cambio copernicano de nuestros negocios, donde las billeteras virtuales; los requerimientos salariales; la estructura de nuestros costos; y en definitiva nuestro futuro, están sometidos a nuevas variables, que requieren un diálogo maduro, y de una reconversión estructural de nuestra parte, para resolver las asimetrías planteadas. En este contexto la posibilidad del autoservicio aparece como una herramienta útil a desarrollar en el futuro.
¿Cuáles son los temas que más les ocupan a los estacioneros actualmente?
Más allá de la coyuntura a la que ya hicimos mención, nos ocupa poder tener certeza en la transición energética en marcha, poder ser actores centrales de la nueva matriz energética, que con mucha fuerza se está impulsando en el país. Para ello necesitamos tener previsibilidad y diálogo, ahondar la interacción con los estamentos gubernamentales, petroleras, y demás actores del sistema, que nos permitan ir modernizando y haciendo más competitivos nuestros negocios. Debemos acompañar el crecimiento y transformación derivados de la mayor disponibilidad de recursos energéticos, como el gas, en un nuevo circulo virtuoso que proyecte nuestros negocios hacia el futuro. En ese contexto, el expendio de GNC al transporte de cargas y de pasajeros, son una oportunidad de negocio importante para el sector.
¿Considera que la gran competencia que se está dando entre marcas potenciará al total de las Estaciones de Servicio o dejará a muchas en el camino?
La competencia ha venido para quedarse y es muy positiva. Ello redunda siempre en un crecimiento, en la necesidad de ser mejores y prestar servicios integrales y de mayor excelencia. Y ese rumbo nos parece inexorable para crecer como empresas y como país. Debemos en ese proceso contemplar la situación particular de nuestras estaciones, que puedan quedar debajo de la línea de flotación, como consecuencia de este proceso. Competir es el eje, pero debemos generar valor en las estaciones de baja rentabilidad. Sino el crecimiento sería para unos pocos, y no podemos como sector permitirlo. Debe ser una competencia inclusiva, ello requiere creatividad y mucho esfuerzo de nuestras cámaras de acompañamiento a esos colegas, con nuestras estructuras profesionales tanto regionales como provinciales, que les permitan aprehender los nuevos desafíos de la Argentina. El nuevo mercado lo debemos construir entre todos.
*Presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina. (CECHA) Presidente de la Asociación Mendocina de Expendedores de Nafta y Afines. (AMENA)
¿Cuál es la visión y alcance de 360Energy en la industria de la energía solar?
360Energy nace a partir de nuestra convicción de que la energía solar será el principal vector de la transición energética mundial. Bajo esa visión es que hace más de 10 años trabajamos en el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala. 360E es una compañía solar integrada. Abarcamos el diseño, desarrollo, construcción y operación de los parques, como así también la comercialización de la energía. Hemos sido la primera compañía de la industria en utilizar paneles bifaciales y la primera en instalar un sistema de almacenamiento de energía conectado al SADI. Operamos en la industria solar de nuestro país proveyendo energía renovable tanto a Cammesa como así también a importantes industrias AAA de nuestro país bajo el programa MATER.
¿Cuáles son los últimos hitos de crecimiento o instalación dentro del país? ¿En qué cifras se encuentran hoy en día?
Hemos inaugurado recientemente el Complejo Solar 360Energy La Rioja con más de 120MW. El mismo está compuesto por tres parques contiguos, siendo uno de los más importantes en Argentina destinado al abastecimiento de energía renovable a empresas bajo MATER. Nuestros planes son continuar creciendo en este segmento y en el programa de RenMDI a través de potenciales proyectos en las provincias de La Pampa, Buenos Aires y Entre Ríos. Es importante destacar que de los proyectos adjudicados bajo el programa RenMDI, los de 360E han sido los únicos adjudicados con almacenamiento. A nuestros planes de crecimiento en Argentina se suman los proyectos que desarrollaremos para la firma Stellantis con destino de abastecer con energías renovables sus plantas automotrices de Palomar y Córdoba. A la fecha 360E cuenta con más de 247 MWdc en operación y 300+ MW bajo desarrollo en el país.
¿Qué significa para ustedes la alianza con el Grupo Stellantis?
Es un orgullo para 360E que uno de los grupos automotrices líderes del mundo nos haya elegido para acompañarlos en un proyecto tan importante y ambicioso como es la descarbonización de sus operaciones a nivel mundial. Para 360Energy es una oportunidad de crecimiento y una oportunidad de expansión formidable que pone en valor el prestigio y la calidad del trabajo que hemos desarrollado durante estos años en la industria de las energías renovables en Argentina. Estamos desarrollando más de 10 proyectos para abastecer de energía renovable a plantas industriales de Stellantis en Argentina, Brasil, México, España e Italia por más de 500 MW de potencia. Estos proyectos contarán con diferentes tipos de tecnología y, en algunos casos, incluirán también sistemas de almacenamiento de energía e hidrógeno verde. Adicionalmente, estamos explorando otras oportunidades en esos países que nos permitan expandir aún más nuestras operaciones bajo esquemas similares para abastecer a otras industrias.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrenta la industria solar en Argentina para su desarrollo y expansión?
El segmento de a gran escala en la industria solar está alcanzando un nivel de madurez significativo en Argentina, con más de 5 GW instalados en un corto período de tiempo. No obstante, el crecimiento futuro de la industria dependerá en gran medida de la inversión en infraestructura de redes de transporte, un aspecto crucial para garantizar resultados exitosos en el sector. Asimismo, es importante se mantengan políticas públicas que permitan a las energías renovables continuar desarrollándose en nuestro país y que permita aprovechar la potencialidad de recursos que sin duda es muy superior comparado con la gran mayoría de los otros países; y no debemos desaprovechar. Finalmente, vemos también en el corto plazo un crecimiento exponencial de los sistemas de almacenamiento, por lo que es necesaria una regulación específica que permita administrar y remunerar los beneficios que esta tecnología puede brindar, no solo a la demanda, sino también a la estabilización del sistema eléctrico.
¿Qué medidas administrativas serían clave para impulsar el crecimiento de la industria de energía renovable en Argentina?
La receptividad de las grandes demandas por la energía renovable ha sido importante en este último tiempo. Hoy hay más de 600 demandantes en la industria que comprendieron la competitividad de costo que tiene la energía solar y el valor intrínseco que conlleva en la descarbonización de sus operaciones. Argentina es aún tierra fértil ya que hay muchas oportunidades de negocio para explorar y explotar, pero es condición necesaria contar con mayor inversión en infraestructura de transporte. Es necesario trabajar en cuestiones arancelarias que faciliten el acceso a la tecnología, establecer políticas que fomenten la accesibilidad a los proyectos renovables. La estabilidad en los pagos y la cadena de suministro son fundamentales para mantener precios competitivos en un mercado dinámico.
Finalmente, la estabilidad macroeconómica es vital para una industria capital-intensivo como el requerido para nuestra industria. Un entorno de económico estable y favorable son pieza fundamental para atraer mayor inversión, acceder a tasas de financiamiento competitivas y brinden certeza y estabilidad jurídica.
Valmec es una de las empresas líderes en la fabricación de válvulas y soluciones para el control de fluidos. ¿Cuál cree que es el ADN de la filosofía que la ha conducido y la sostiene desde su fundación hace 47 años?
En la fabricación de válvulas, el mercado de Oil&Gas es una guía importante porque las compañías petroleras exigen todos los días la mejor calidad. Ahí no se puede “vender humo” porque el producto es testeado por inspecciones y auditorías. De ahí, nace la filosofía “mejora continua”, que es una frase muy corta pero en ella está el ADN de los productos de Valmec. También la inversión permanente en tecnología de máquinas y herramientas de mecanizado, junto con los diseños, nos llevó a obtener un producto de gran calidad; actualmente uno de los mejores que se fabrican en la República Argentina y todo Sudamérica.
Teniendo en cuenta que en los inicios de Valmec existía una fuerte política de importaciones ¿Cómo ve el panorama actual con la aparición de China como actor más que relevante?
El panorama actual es más difícil. En aquellos años, todavía se tenía en el subconsciente de los argentinos que los productos chinos eran de mala calidad. Tal vez, alguien recuerde la historia de los famosos “paraguas de Hong Kong”. China no era un referente. Actualmente, un producto chino es de muy buena calidad, o por lo menos, la mayoría lo son. Entonces, no podemos competir directamente con ellos porque los precios de nuestra materia prima son terriblemente superiores. Sin embargo, en Valmec tenemos una ventaja importante sobre el producto chino; la calidad garantizada y el servicio post-venta. Nosotros en 2024, tuvimos entre 6 a 8 reclamos de productos “no conformes” en un volumen de 80.000 unidades fabricadas. Lógicamente, trabajamos para el 100% de conformidad, sin embargo, esas cifras logradas son muy importantes y una garantía para los clientes.
Desde los comienzos de Valmec ¿Cuáles fueron las señales que advirtieron en el mercado respecto a la demanda de los materiales para la fabricación de válvulas ?
Valmec comenzó fabricando válvulas de bronce y algunos pocos modelos de acero roscados. Con el paso del tiempo, construimos y nos mudamos al complejo industrial de Tortuguitas, en la Provincia de Buenos Aires, que es nuestra sede actual. En ese momento, comprendí que el 80% del mercado demandaba válvulas de acero y el 20% restante era una mezcla entre acero inoxidable y bronce. Es muy diferente mecanizar acero o acero inoxidable que mecanizar el bronce, que es un material muy noble. Teniendo en cuenta esa diferencia fundamental, desde ese momento, comenzamos a darle prioridad al acero, adquiriendo la mejor tecnología disponible para su mecanizado.
A partir de lograr un producto de calidad, Valmec ha mantenido un compromiso empresario verdadero, con mejora continua ¿Cree que estos son los pilares fundamentales para lograr la excelencia?
Sí, es muy importante agregar a esto los recursos humanos. Fundamentalmente, nuestros pilares son, un buen equipo de trabajo con profesionalismo, sumando la tecnología de punta y la mejora continua. La capacitación de nuestro personal y superarnos día a día en los servicios al cliente es muy importante; hoy Valmec no tarda más de 48 horas en viajar a cualquier parte del país y algunas horas más en el caso de otros países para solucionar cualquier problema técnico que un cliente haya tenido con un producto. Gracias a nuestro sistema de gestión de la calidad, tenemos muy pocos inconvenientes.
Como resultado de ese Sistema de Gestión de la Calidad para productos y servicios, lograron 8 certificaciones internacionales y una rápida aceptación de los mercados. ¿Cómo fue el proceso para llegar a esta distinción que confiere solidez a la marca ?
No hay que confundir diseño del producto con calidad. El proceso de lograr ocho certificaciones es arduo; preparar toda la organización para que los auditores externos certifiquen la calidad de un producto es bastante complejo, sin embargo, nosotros lo hemos logrado con esfuerzo y los resultados pueden verse. En la fabricación de válvulas, es fundamental mantener la capacitación del personal porque no es sencillo enseñar estos procesos de la noche a la mañana. Esto se logra con el tiempo; convencer al personal para adaptarlo a una cultura de trabajo asociada siempre a la mejora continua y a la calidad.
Argentina es un país que exige desafíos constantes y Valmec continúa día a día creciendo y apostando al futuro. ¿Tener un instinto de superación puede ser la base para encarar ese camino de dificultades?
Sin instinto de superación y sin la apuesta de mejorar día a día, semana tras semana, no es posible crecer. Encontrar en el trabajo que hacemos, aunque sea una pequeña mejora, es muy importante. En Argentina, no hay otra posibilidad de crecer si uno no se supera todos los días.
Reconozco que los primeros productos de Valmec necesitaban mejoras y me pasaba muchas horas al día pensando cómo lograr esos cambios; por ejemplo, la creación del asiento contenido que se aplica en las válvulas de vapor y añadió un sinónimo de calidad a nuestra marca. En ese momento, la competencia no logró tener resultados eficientes y la más importante empresa productora de aceites de oleaginosas me convocó porque no encontraba una solución a la medida. Y nosotros se la dimos. Fue como una jugada maestra de ajedrez cuya estrategia provino de analizar el asiento de la Serie 600 para gas. Le propuse al cliente que revisara periódicamente la válvula y progresivamente, fuera alargando el tiempo de revisión. El asiento de la válvula nunca falló. Esa fue una gran apuesta que nos aseguró un éxito enorme.
Valmec es una marca argentina asociada a la calidad y a la seguridad. ¿Existe en esto un orgullo como creador de una marca nacional que perdura en el tiempo ?
No utilizaría la palabra orgullo, pero si diría que existe una satisfacción personal muy importante y más recordando todo el esfuerzo que fue crear Valmec y establecer su marca. El orgullo está más cerca del ego, creo que lo que he sentido personalmente es una enorme satisfacción de haber podido lograrlo.
Responder con una marca argentina a las necesidades de un mercado que demanda soluciones cada vez más exigentes, seguras y sostenibles; además de satisfacción ¿Cree que formando parte de Valmec, existe un sentido de pertenencia al sentir que un producto argentino es distinguido y reconocido?
Existe un fuerte sentido de pertenencia. Nuestros productos son muy reconocidos; por ejemplo, el caso de una petrolera de Colombia. Esa empresa reconoce a nuestro producto por la garantía que le brinda y la seguridad de no tener ningún incidente. Ellos nos compran todas las válvulas de alta exigencia, como son las de serie ASME 900 y 1500. Eso demuestra que en la Argentina, se pueden hacer cosas de muy buena calidad y desde luego, refuerza el sentido de pertenencia. Siempre tengo en mente al equipo profesional de Valmec; cada uno de ellos, siente ese sentido de pertenencia y van aprendiendo a superarse con el transcurrir del tiempo, para lograr mejores diseños y desde luego, mejores productos. Nuestro presente es un ejemplo de todo eso.
Valmec es una empresa que siempre está comunicando innovación y crecimiento ¿Considera que actualmente está protagonizando una nueva etapa de expansión?
Sí, el proceso de expansión existe; ampliamos nuestro complejo industrial de Tortuguitas a 9.000 m², hemos incorporado nuevos centros de mecanizado en los últimos años, que hacen posible fabricar cuerpos de válvulas hasta 24”, en series ASME hasta 2500. También instalamos un centro de soluciones integradas en Neuquén, con una superficie total de 6.600 m², cerca del yacimiento Vaca Muerta, entre muchas otras mejoras.
Siendo su fundador ¿Cómo se siente ocupando en Valmec, un lugar de referencia e inspiración para el futuro de las nuevas generaciones?
Me siento satisfecho. Está vigente un proceso para reciclar los recursos humanos durante los últimos diez años; se hizo con bastante paciencia y resultó bastante efectivo. Considero que es necesario; que las nuevas generaciones vengan con ideas renovadas, pero continuando la misma filosofía. Esta nueva etapa la está llevando adelante con bastante firmeza mi hijo Leandro, que es el actual conductor de la empresa. No es fácil hacerlo, pero lo está logrando muy bien.
A partir de los cambios constantes y desafíos por venir, ¿Cómo cree que Valmec se adaptará en los próximos años y cómo está preparándose para afrontarlos y volver a superarse?
Hablar de futuro es bastante difícil. Creo que casi habría una sola filosofía; de existir el futuro como concepto, es el motor que te lleva a seguir mejorando los diseños y continuar adquiriendo tecnología para que cada día, la vida útil del producto sea mejor. Por ejemplo, el aporte de productos metálicos sobre algún otro metal; tecnología que no existía en Argentina 10 años atrás y que Valmec va a adquirir para mejorar la vida útil de su producto y para intervenir en otros nuevos mercados, como los que demandan metal-metal en las válvulas.
Para las aplicaciones de Oil&Gas, es muy importante que logremos fabricar la válvula con asientos metálicos y piezas recubiertas con productos como carburo de tungsteno y algunos otros complementos que mejoren la performance de la esfera. Otro punto importante es, mejorar el diseño en todos los aspectos posibles, seguir invirtiendo en la tecnología para obtener menores costos y continuar siempre con la mejora continua para lograr la mejor calidad jamás fabricada, como parte de nuestra filosofía. Ese es el único camino para el futuro.
Las expectativas de crecimiento del sector energético y minero continúan traccionando a paso firme un sinfín de inversiones, tanto en las industrias relacionadas con ambos sectores, así como también en proveedores de insumos que lideran la oportunidad única que vive el país de generar infraestructura de primer nivel, soluciones de vanguardia y nuevos puestos de trabajo. En este contexto, CIMC Wetrans, el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores, experimentó un crecimiento sostenido apalancado en un plan de expansión que incluyó la incorporación de nuevos servicios y productos, así como también el desembarco en algunas de las plazas más estratégicas de nuestro país.
A las oficinas en Buenos Aires, enfocadas en dar respuesta a los proyectos corporativos, y en Córdoba, destinadas a atender la demanda del centro del país, se sumaron las de Salta y Neuquén, que desde la primera semana de diciembre comenzaron a funcionar con personal local.
Nuevas oficinas
En el caso de Neuquén, el nuevo showroom se encuentra en construcción en el Parque Industrial Río Neuquén, un entorno propicio para visualizar las soluciones que cubren los requerimientos de los proyectos de Oil&Gas, incluyendo por ejemplo el estratégico yacimiento de Vaca Muerta, según precisaron desde la firma.
Por su parte, la oficina de Salta Capital apunta a dar respuesta a las iniciativas de minería y energías renovables.
Soluciones
Dentro de todas sus soluciones que ofrece la compañía, se destacan la construcción modular a partir de módulos de alta gama o edificios modulares que apuntan a transformar zonas desérticas en ciudades 100% operativitas.
También, la construcción personalizada permanente o transitoria a partir de módulos habitacionales completamente nuevos y desmontables para proyectos que demanden campamentos, más de 150 tipos de contenedores que incluyen dry y reefers para almacenamiento de muestras, químicos y reactivos.
A su vez, los contenedores offshore y onshore para operaciones de exploración y producción de petróleo y gas en alta mar y contenedores que se integran con equipos que requieren sistemas de almacenamiento de energías renovables y generación de energía respaldando la transición hacia fuentes de energía limpias y sostenibles, que se suman a tanques para gas líquido refrigerado, trailers y semitrailers para todas las industrias.
Innovación
Además, a esta oferta de soluciones se suma el Autoparking System, una nueva división que trae al país la tecnología patentada por CIMC en estacionamientos robotizados.
Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans, aseveró: “En lo personal, espero que haya un verdadero cambio a partir de esta oportunidad. Ante todo, tenemos la posibilidad de generar trabajo en las provincias que necesitan un crecimiento poblacional y por consecuencia económico e impulsar una infraestructura que promueva una mejor calidad de vida capitalizando la competencia que propone el gobierno nacional para ser más exigentes, y por lo tanto mejores, en cuanto a los productos y servicios a ofrecer».
La ejecutiva aseguró: «Trabajamos para integrar nuestra industrialización de avanzada y ser parte de la modernización y sustentabilidad para nuestro país.”
Un contenedor por minuto
Respecto a las ventajas competitivas, desde la compañía informaron que en sus plantas modelos se produce un contenedor por minuto, un total de 1440 contenedores por día, los cuales se entregan nacionalizados, bajo certificantes internacionales. Esta capacidad de producción se suma a la rapidez de instalación y su viabilidad económica, remarcaron.
Respecto al balance de este año, Romina Parquet afirmó: “Este año tuvimos la oportunidad de demostrar quienes somos y la magnitud de todo que hacemos. En otras palabras, un holding multinacional que por sobre todo tiene la visión y la capacidad para traer a nuestro país la tecnología que aún no tenemos e integrarla a la mano de obra local, en cada una de las industrias y provincias que así lo requieran, a partir de la oportunidad que se abre por los proyectos vinculados al RIGI”.
Además, sostuvo: “Somos una empresa con una gran facilidad de adaptación a los cambios que apoya todo lo que implique crecimiento. La diversificación local y nuestros lanzamientos de productos ininterrumpidos responden a esta demanda actual y apuntan a brindar no sólo equipos confiables y de alta calidad sino también un servicio post apuntalado por un equipo local e internacional indispensable para lo que hacemos».
Por último, Parquet mencionó: «Nuestros 20 años de trabajo en conjunto con China avalan no solo la trayectoria de nuestras empresas sino mi compromiso con la comunidad China en honor al apoyo que nos han dado en todas las crisis y han sabido esperar este momento, nuestro momento”.
Axion Energy y la Dirección Operativa del Comité Ejecutivo de Lucha contra la Trata, del Ministerio de Seguridad de la Nación, firmaron un acuerdo para sumar su red de estaciones de servicio a la campaña que dicho Comité Ejecutivo lleva adelante para alertar sobre el riesgo de captación y explotación de personas por parte de redes y organizaciones de tratantes dedicadas a tal fin.
Las estaciones de servicio de Axion Energy fueron pioneras en capacitar a su equipo en la prevención de trata de personas a través de un programa en conjunto con el ministerio de Seguridad que busca informar, educar y generar un cambio significativo en la percepción y acción frente a esta grave problemática.
Con la firma del acuerdo entre Verónica Toller, directora Operativa del Comité Ejecutivo para la Lucha contra la Trata y Explotación de Personas, y Agustín Agraz, vicepresidente de Asuntos Corporativos de Axion Energy, se relanzó el trabajo conjunto para sumar acciones destinadas a implementar políticas, planes y herramientas en materia de capacitación y difusión del flagelo de la trata de personas.
“Las estaciones de servicio son clave para la prevención de la trata”, indicó Verónica Toller. “El rol de quien atiende en dichas estaciones puede llegar a ser clave y de mucha ayuda en la identificación de posibles situaciones de trata. Este vínculo con Axion Energy es fundamental”, aseguró.
Agraz, por su parte, puso énfasis en que “la primera etapa de la capacitación de nuestros vendedores de playa sobre prevención de trata de personas ha sido realmente un éxito porque más del 90 % han realizado el curso que hemos brindado en conjunto con el Ministerio de Seguridad. Estamos convencidos de que podemos seguir por este camino, con las capacitaciones y acciones conjuntas para que nuestras estaciones de servicio sigan cumpliendo con su rol social en cada lugar donde están instaladas”, concluyó el vicepresidente de Asuntos Corporativos de Axion Energy.
La trata y la explotación de personas constituyen una de las más graves violaciones a los derechos humanos. Es sin lugar a dudas una problemática social cuyo combate debe potenciar los esfuerzos que realizan el sector público, la sociedad civil y el sector privado.
En este sentido, Axion Energy reafirma su compromiso de colaborar activamente en la erradicación de este flagelo, fomentando un entorno ético y seguro en sus estaciones, y uniendo esfuerzos para garantizar la protección de la dignidad y los derechos de todas las personas.
