El proyecto de decreto que crea la Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica) despertó reacciones en la industria y entre analistas. La norma propone un régimen diferencial para proyectos eólicos de entre 10 y 100 MW, con plazos reducidos, criterios claros de localización y exigencias tecnológicas.
Mientras el Gobierno lo presenta como un instrumento para destrabar inversiones, las voces del sector coinciden en que es una señal positiva, aunque con riesgos y ajustes necesarios.
Para Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE Energía, la iniciativa responde a los cuellos de botella acumulados: demoras ambientales, tensiones sociales y brechas de red que frenaron la cartera de proyectos y minaron la confianza inversora.
A su juicio, la LAEólica es lo que el sector estaba esperando: “reglas claras, estudios acotados y plazos definidos son el tipo de señal que pedía la industria para ejecutar CAPEX”.
En diálogo con Energía Estratégica, el abogado señaló que el texto debería precisar aspectos claves como el alcance del diagnóstico que entregará la ANLA junto con los Términos de Referencia y la vigencia exacta de estos, a la par que planteó la necesidad de un cronograma y metodología para la actualización de los cobros de la autoridad.
Asimismo, subrayó como positiva la decisión final en un plazo máximo de quince días tras la información adicional, la simplificación de trámites para mejoras tecnológicas y la posibilidad de que la compensación biótica se materialice a través de Comunidades Energéticas, “alineando licencia y valor social”.
Sectores como la autogeneración a gran escala en cementeras, minería, oil & gas, química e industrias con esquemas PPA, así como portafolios híbridos eólica-solar-almacenamiento, se verán especialmente beneficiados. “La gestión social será el paso clave”, advirtió.
Desde una óptica más crítica, un ensayo técnico-jurídico elaborado por el equipo de Óptima Consultores plantea dudas sobre la arquitectura normativa.
El documento reconoce que el decreto se asienta en un marco habilitante claro y que la estandarización de criterios ambientales aporta seguridad, pero advierte que la compresión extrema de los plazos podría tensionar el debido proceso y aumentar la litigiosidad.
“La racionalización de términos transmite el mensaje de agilidad, pero en expedientes complejos puede acrecentar riesgos de decisiones litigiosas si la capacidad instalada de la ANLA no acompaña el calendario”, menciona el ensayo.
También observa que los criterios espaciales, aunque prudentes para reducir riesgos de colisión y barotrauma en fauna, podrían empujar proyectos tierra adentro, encareciendo los costos de conexión.
Respecto a la línea base, alerta sobre el riesgo de subdetección al permitir solo una campaña de monitoreo antes de la construcción, lo que podría ser insuficiente para especies migratorias.
Aunque coincide con el abogado de OGE Energía, indicó sobre la gestión social que, al no estar anclada al Plan de Manejo Ambiental, puede debilitar su ejecutabilidad y trazabilidad.
“Resultaría más robusto anclar la Estrategia de Gestión Social en obligaciones con metas, cronogramas y medios de verificación”, manifestaron los expertos.
Otro de los puntos críticos son las «inconsistencias de técnica legislativa en el borrador»: referencias cruzadas a capítulos distintos, menciones a LASolar en lugar de LAEólica y la inclusión de proyectos solares en artículos dedicados a reservas forestales, lo que genera inseguridad jurídica.
Concluyen que el decreto es un paso en la dirección correcta, pero que necesita ajustes de precisión normativa, cláusulas de monitoreo estacional y un fortalecimiento de la capacidad de la ANLA para que la celeridad no sacrifique la suficiencia probatoria ni la confianza en los territorios.
El debate está abierto hasta el 15 de septiembre de 2025, fecha límite del plazo de consulta pública fijado por el Ministerio y el desenlace definirá si este decreto se convierte en catalizador de la transición o en fuente de nuevas controversias.
Greenwood Energy afianza su presencia en América Latina con una estrategia regional que combina adaptación regulatoria, visión local e impacto social. Con proyectos en curso en Panamá, Colombia y República Dominicana, la compañía impulsa un modelo flexible que va más allá de la generación eléctrica tradicional.
“En América Latina no existe un único modelo energético; cada país presenta particularidades regulatorias, de mercado y sociales”, explicó JuanPabloCrane, CEO de Greenwood Energy.
Esta realidad llevó a la firma a diseñar una aproximación que combina conocimiento técnico con inserción territorial. “Trabajamos de la mano con gobiernos, reguladores y comunidades para comprender a fondo cada contexto y sus problemáticas más apremiantes”, señaló el ejecutivo.
“En el corto y mediano plazo proyectamos construir entre 150 y 200 MW en el conjunto de países donde actualmente operamos”, indicó Crane. En total, la firma prevé ejecutar un portafolio de entre 250 y 300 MW, combinando distintas escalas y modalidades.
Juan Pablo Crane fue nombrado CEO de Greenwood Energy en diciembre de 2024, en reemplazo de Guido Patrignani, quien pasó a integrar la Junta Directiva. Desde entonces, Crane lidera una nueva etapa de expansión regional con foco en sostenibilidad e impacto social, consolidando alianzas estratégicas en mercados clave de América Latina.
Actualmente, la empresa impulsa una doble línea de desarrollo. Por un lado, se enfoca en proyectos a gran escala que integran sostenibilidad ambiental, inclusión social y respeto por el entorno.
Por otro, desarrolla iniciativas más pequeñas con tiempos de implementación más ágiles, especialmente mini granjas solares orientadas a aliviar la carga de sistemas interconectados.
TERRA INITIATIVE y nuevos mercados en desarrollo
Uno de los pilares de esta estrategia es TERRA INITIATIVE, un proyecto de 156 MWp en Colombia que fusiona generación solar con preservación cultural y ambiental.
La iniciativa se articula con la comunidad Arhuaco de la Sierra Nevada de Santa Marta y propone un modelo de co-beneficio social y energético. Actualmente, Greenwood se encuentra en la etapa de consecución de financiamiento para comenzar una primera fase de 52 MWp.
“TERRA INITIATIVE trasciende la generación eléctrica; es un modelo pionero que combina desarrollo renovable con recuperación cultural y ambiental”, destacó el CEO.
De forma paralela, la compañía planea instalar entre 50 y 100 MWp adicionales en Colombia mediante mini granjas solares, fortaleciendo la capacidad de respuesta del sistema energético nacional.
En Panamá, Greenwood ya opera el proyecto ALMA MATER —con 40 MWp en funcionamiento— y avanza con nuevas iniciativas solares en distintas fases de estructuración y permisos.
En tanto, en República Dominicana la empresa sigue de cerca los procesos de licitación pública, evaluando condiciones como la estabilidad normativa, la infraestructura de transmisión y la viabilidad financiera.
“Seguimos de cerca estos procesos de licitación, no solo en Panamá y República Dominicana, sino también en otros países de la región”, confirmó Crane.
Según detalló, Greenwood prioriza proyectos que no solo sean competitivos en costos, sino que generen un impacto positivo en las comunidades locales.
Más allá de los megavatios instalados, Greenwood mide su expansión en función del valor generado para las personas.
“Nuestro propósito es que el crecimiento de la compañía no se mida únicamente en megavatios instalados, sino también en la cantidad de vidas que podemos mejorar”, sostuvo su CEO. Bajo esta lógica, la estrategia es regional en visión y local en ejecución, con sostenibilidad e innovación como pilares centrales.
BGH Eco Smart refuerza su posicionamiento en el mercado de la generación distribuida en Argentina con una estrategia basada en tres modelos de negocio diferenciados: la distribución de productos, la ejecución de obras directas para proyectos de gran escala y la venta de energía a través de contratos (PPA).
Este enfoque le permite adaptarse a distintos perfiles de clientes y demandas técnicas en un contexto donde la generación distribuida duplicó su potencia instalada en solo un año.
«Nos estamos posicionando fuertemente en el segmento de generación distribuida en algunos nichos particulares como imprentas y distintos tipos de agroindustrias», manifestó Manuel Pérez Larraburu, Gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart, en diálogo con Energía Estratégica.
Entre los sectores más activos, señala a la industria agrícola en regiones pujantes como Entre Ríos, Córdoba, Salta y Buenos Aires, con proyectos que oscilan entre 40 y 250 kW, y destaca que en el caso de algunas industrias de Buenos Aires se han alcanzado instalaciones de hasta 2,2 MW en techos industriales.
El crecimiento del sector se refleja en los datos oficiales. Según la Secretaría de Energía de la Nación, ya hay 3034 proyectos habilitados como usuarios-generadores (U/G), que suman un total de 82,43 MW de potencia instalada, lo que representa el doble de capacidad que hace un año.
La empresa articula su estrategia según el tamaño del proyecto y el perfil del cliente. Posee una red de integradores que alcanzan a los clientes residenciales, comerciales e industriales, y se trabaja conjuntamente sobre los usuarios con proyectos superiores a 1 MW. Mientras que en proyectos de alrededor de 10 MW, implementa un modelo de venta de energía.
“La diferencia principal radica en que cambia el producto sobre el cuál se acuerda un contrato. En un caso el producto es el proyecto, donde uno paga la instalación del sistema de generación distribuida en un acuerdo que fuese (o no) financiado”, indicó Manuel Pérez Larraburu.
Mientras que en último caso se paga la energía que genera el parque, que se comercializa a través de un contrato, siempre enmarcados en la legislación de generación distribuida, o si excede la potencia o el nodo, enmarcados en la Ley N° 27191, teniendo como ventaja el congelamiento el precio de la energía a largo plazo.
“Nuestra estrategia es profundizar en las tres verticales mencionadas y con mucho foco en proyectos de mayor potencia”, agregó el gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart.
Y cabe recordar que la compañía cuenta actualmente con alianzas tecnológicas estratégicas, como Trina Solar para paneles fotovoltaicos, y comercializa inversores propios y de la firma Huawei, por lo que brinda productos y servicios de garantía para alcanzar tal objetivo.
Sin embargo, los desafíos financieros persisten, ya que el principal reto del año es el financiamiento. Aunque se registró una mejora a finales de 2024 e inicios de 2025, el incremento de tasas en los últimos meses ha complicado el acceso a crédito para muchos clientes. En este escenario, el modelo de venta de energía se presenta como una herramienta viable para impulsar proyectos de mayor escala.
Desde el punto de vista regulatorio, también hay puntos de mejora, mayormente vinculados a la celeridad de trámites y que los requisitos sean los menores posibles para no encarecer las inversiones.
Estas oportunidades de mejora aplican especialmente a la generación comunitaria, que avanza de forma dispar según la región, y a los casos donde las demoras en habilitaciones generan incertidumbre. «Impacta mucho a la hora de decisión y genera una brecha entre la realidad y las expectativas», advirtió el entrevistado.
El rol emergente del almacenamiento
Uno de los frentes donde la empresa también proyecta crecimiento es en el despliegue de sistemas de almacenamiento energético, una tecnología que comienza a emerger en aplicaciones industriales en Argentina. Aunque aún en fase incipiente, su adopción se acelera impulsada por la baja de precios y la identificación de usos concretos, más vinculados a la calidad de red que a tarifas horarias.
«Empieza a evaluarse y a consultarse cada vez más. Especialmente para mitigar microcortes o inestabilidad de red,», confirmó el entrevistado.
Y desde BGH Eco Smart ya han concretado soluciones en este campo, por lo que buscan transferir ese conocimiento al mercado y que el sector tome esa experiencia de manera positiva.
“Los sistemas de 10 a 40 kW con capacidad de acumulación comienzan a masificarse en los sectores residencial y comercial, y se abre la posibilidad de abordar proyectos industriales de 1, 2 y hasta 5 MW”, sostuvo Pérez Larraburu.
El almacenamiento de energía se posiciona como un pilar estratégico para el futuro energético de Panamá. Con una matriz cada vez más penetrada por fuentes variables como la solar y la eólica, la incorporación de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) será esencial para mantener la estabilidad y avanzar en la descarbonización.
“La integración de baterías será fundamental para superar el desafío de la intermitencia”, afirmó el Project Manager de AG Proyectos y Servicios, Félix Linares, quien también advirtió que “los costos iniciales aún son altos, lo que limita su adopción masiva”. Según el especialista, el almacenamiento no solo permitirá una operación más eficiente del sistema eléctrico, sino que facilitará la sustitución progresiva de las centrales térmicas utilizadas como respaldo.
Actualmente, Panamá muestra un crecimiento renovable sostenido, especialmente en el segmento solar fotovoltaico. En 2024, el país incorporó 143,39 MW de nueva capacidad solar, alcanzando un total cercano a los 700 MW instalados. Esto permitió que la generación solar representara el 7,76% del total eléctrico nacional, en una tendencia que sigue desplazando a los combustibles fósiles.
Durante la temporada lluviosa, el sistema eléctrico panameño logró un desempeño notable: hasta el 98% de la demanda fue cubierta por fuentes renovables. Linares sostuvo que estos resultados demuestran que “el sistema es capaz de operar con una alta penetración de fuentes limpias”.
Ese avance fue posible gracias a políticas públicas como la Agenda de Transición Energética y al impulso de la generación distribuida, tanto en grandes parques como en sistemas de autoconsumo en techos comerciales y residenciales. “La energía solar fotovoltaica tiene el mayor potencial de crecimiento a corto y mediano plazo”, destacó el directivo.
En particular, la región del “arco seco” —que incluye las provincias de Coclé, Herrera, Los Santos y Veraguas— concentra las condiciones más favorables para la expansión de este tipo de tecnología. “Allí los sistemas pueden operar con mayor eficiencia y generar una cantidad significativa de energía”, indicó Linares.
Marco regulatorio, hidrógeno verde y desafíos financieros
Junto al almacenamiento, otro vector de crecimiento es el hidrógeno verde, cuya hoja de ruta nacional ya está en desarrollo. “Panamá busca convertirse en un hub de hidrógeno verde, aprovechando su posición estratégica y la infraestructura del Canal”, explicó Linares. Se están llevando a cabo estudios de pre-factibilidad para proyectos que combinen energía solar y eólica con electrólisis, lo que permitirá avanzar hacia nuevos modelos de descarbonización y exportación energética.
No obstante, para sostener este crecimiento se deben superar retos importantes. “Los desarrolladores aún reportan demoras significativas en los permisos de interconexión”, señaló el ejecutivo, quien consideró urgente una modernización de los procesos regulatorios. En paralelo, también es necesario fortalecer la red eléctrica, incluyendo la digitalización y la integración de tecnologías inteligentes que garanticen la estabilidad operativa ante la mayor presencia de energías variables.
En el plano financiero, Linares remarcó que “aunque los costos han bajado, el acceso a financiamiento para proyectos pequeños y medianos sigue siendo limitado”. En ese marco, propuso incentivar créditos verdes y nuevos instrumentos que faciliten la inversión tanto para empresas como para usuarios residenciales.
Panamá avanza con decisión en su transición energética, pero el futuro dependerá de su capacidad para incorporar tecnologías clave como el almacenamiento, junto con marcos normativos más ágiles y financiamiento accesible. Con una matriz limpia en expansión y un entorno natural privilegiado, el país se consolida como referente regional en energías renovables.
A medida que Solis se acerca a su vigésimo aniversario, la marca hace un repaso de un recorrido definido por la innovación, la confiabilidad y una visión clara hacia un futuro más verde.
Desde sus inicios en 2005, Ginlong (Solis) Technologies se ha consolidado como uno de los principales fabricantes mundiales de inversores string y de almacenamiento para sistemas fotovoltaicos. En estas dos décadas, Solis ha contribuido a transformar el panorama de la energía renovable a nivel global, impulsando a millones de hogares y empresas en más de 100 países y regiones.
Lo que ha distinguido a Solis no es solo la tecnología, sino también un firme compromiso con la calidad y la cercanía con sus clientes. Esto se refleja en los 10 años consecutivos de reconocimiento Top Brand PV por EUPD Research, votado directamente por instaladores; en la inversión en Declaraciones Ambientales de Producto (EPD); y en certificaciones de prestigio como ISO 27001 (seguridad de la información) e ISO 14067 (huella de carbono). Asimismo, el respaldo del sector financiero se hace patente con la inclusión constante de Solis como fabricante de inversores Tier 1 por BloombergNEF, lo que subraya su solidez financiera y bancabilidad corporativa. En conjunto, estos logros destacan la dedicación de Solis hacia la satisfacción del cliente, la sostenibilidad y el desarrollo de energía solar de clase mundial.
Hoy en día, las soluciones de Solis están diseñadas para hacer que la energía solar sea sencilla y efectiva; desde pequeños sistemas para balcones hasta proyectos de gran escala en el segmento utility. La más reciente sexta generación de inversores híbridos permite sistemas avanzados de almacenamiento de energía a nivel comercial e industrial (C&I), integrando múltiples funciones dinámicas y potenciadas por SolisAI dentro de SolisCloud.
Con más de 5000 colaboradores en todo el mundo, Solis lleva su tecnología a comunidades globales a través de equipos locales de expertos que contribuyen a un centro de I+D dedicado exclusivamente a mejorar y desarrollar tecnologías que respondan a las necesidades de los clientes en todos los mercados.
Al conmemorar sus 20 años, Solis continúa mirando hacia adelante con la visión de hacer que la energía limpia sea accesible, confiable y sostenible para todos. El camino para lograrlo sigue siendo claro: desarrollar tecnología para alimentar al mundo con energía limpia.
Vestas, líder global en soluciones de energía eólica, reunió en Buenos Aires a expertos del sector energético y líderes técnicos para debatir los desafíos más urgentes de la transición energética en Argentina y presentar soluciones concretas para acelerar su implementación.
El encuentro giró en torno a la temática “Maximizando el Valor del Viento”, destacando cómo la innovación tecnológica y la colaboración entre los agentes del sector permiten aumentar la eficiencia, certidumbre del caso de negocio y rentabilidad de los parques eólicos, especialmente en contextos de alta variabilidad.
Argentina avanza hacia su meta de alcanzar un 20% de cobertura renovable en su matriz energética para diciembre de 2025, habiendo superado el 17% en 2024. Con factores de capacidad eólica que duplican los de otros mercados, el país se posiciona como un líder regional en generación renovable.
“La convergencia entre tecnología, colaboración en el sector y políticas públicas estables es clave para acelerar la competitividad del sector y fortalecer la seguridad energética. La energía eólica puede redefinir el futuro energético del país si se superan las barreras estructurales con soluciones resilientes”, afirmó Andre Bortolazzi, Head de Soluciones Tecnológicas de Vestas LATAM.
Durante el TechDay, se destacaron temas clave para el desarrollo del sector renovable. Uno de ellos fue el rol de tecnologías avanzadas, como el Power Plant Controller (PPC) de Vestas, que puede actuar como master controller e integrar distintas fuentes renovables, como la solar y la eólica, sin diferenciación del recurso. Estos sistemas permiten un control eficiente de los principales parámetros eléctricos, como voltaje, frecuencia y potencia, asegurando la estabilidad de la red y eficiencia de la operación.
También se subrayó la importancia de realizar evaluaciones energéticas robustas y transparentes, condición esencial para atraer inversiones y garantizar la viabilidad financiera de los proyectos. Por último, se discutió la necesidad de modernizar la infraestructura de transmisión, elemento crítico para habilitar la incorporación de nuevos parques eólicos y acompañar el crecimiento del sector.
“Más allá de la operación técnica convencional, la tecnología está redefiniendo el desarrollo del sector eólico en múltiples dimensiones. Desde el diseño inteligente de parques que optimiza el uso del recurso, hasta tecnologías de aprendizaje adaptativo que maximizan la producción energética en la operación de turbinas eólicas, lo que incrementa la competitividad del sector, reforzando su sostenibilidad.”, complementó Bortolazzi.
La agenda incluyó un panel especial sobre la creciente tendencia de hibridación de tecnologías renovables, una solución estratégica para enfrentar los desafíos de variabilidad, curtailment y eficiencia en la operación del sistema eléctrico. “La hibridación no solo mejora la eficiencia técnica y económica de los proyectos, sino que también fortalece la resiliencia del sistema eléctrico y contribuye a una transición energética más robusta, sostenible y alineada con los objetivos climáticos del país”, dijo Carlos María Ríos, responsable de conexiones eléctricas de Vestas para Latinoamérica Sur.
Este enfoque permite que distintas fuentes de generación compartan infraestructura, operen de forma coordinada y se complementen en sus curvas de producción. Por ejemplo, mientras la generación solar alcanza su pico durante el día, la eólica puede mantener niveles altos durante la noche o en estaciones con menor radiación solar. Esta complementariedad mejora el factor de capacidad del punto de conexión a la red y permite una mayor firmeza en el suministro eléctrico, incluso con la posibilidad de hacerlo sin incrementar la potencia nominal instalada. Además, los proyectos híbridos reducen la necesidad de nuevas líneas de transmisión y subestaciones, lo que implica menores costos de inversión, menor impacto ambiental y mayor agilidad en la puesta en marcha. En contextos como el argentino, donde la infraestructura de evacuación está saturada en varios nodos, la hibridación representa una vía eficiente para optimizar el uso de la red existente.
En este marco, PCR, empresa argentina con amplia trayectoria en el desarrollo de proyectos eólicos e infraestructura, recientemente ha seleccionado a Vestas como socio tecnológico para la gestión integrada de una planta híbrida de última generación en San Luis Norte. La elección se basó en la capacidad de Vestas para ofrecer una solución técnica avanzada que permite integrar y gestionar de forma centralizada y eficiente fuentes eólica y solar. Según Ríos, “Lo innovador de esta iniciativa no radica únicamente en la coexistencia de dos fuentes renovables, sino en la forma en que ambas serán gestionadas de manera centralizada y eficiente mediante un sistema de alta tecnología ofrecido por Vestas”,
La iniciativa del Vestas TechDay 2025 se alinea con el compromiso de Vestas de mantener un rol activo como orquestador del ecosistema energético argentino, articulando tecnología, conocimiento técnico, colaboración multisectorial y visión estratégica para acelerar una transición energética sostenible y la evolución continua del sector eólico. Su presencia en el país no solo impulsa el desarrollo de proyectos, sino que también fortalece capacidades locales, fomenta la innovación y promueve un modelo energético más resiliente y competitivo.
El Mercado Electrónico del Gas realizó (viernes 5) una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 15/09/2025 al 28/09/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 41 ofertas que totalizaron un volúmen de 40,3 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,74 por MBTU en el PIST, y de U$S 4,79 por MBTU en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde U$S 3,11 hasta U$S 4,16 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde U$S 3,68 hasta U$S 5,02 el MBTU, según cuenca de orígen.
Desde Neuquén llegaron 14 ofertas por un total de 15,1 millónes de m3/día; Desde Tierra del Fuego se anotaron 9 ofertas por un volúmen total de 13,5 millones de m3/día; Desde Santa Cruz llegaron 8 ofertas que totalizaron 5,0 millones de m3/día; Desde Chubut 5 ofertas por un total de 3,9 millones de m3/día; y desde la cuenca Noroeste 5 ofertas por un volumen total de 2,8 millones de m3/diarios.
Chile atraviesa un punto crítico en su transición energética. A pesar de haber alcanzado una matriz eléctrica con un 68% de generación renovable, el país mantiene una fuerte dependencia de los combustibles fósiles en su consumo total de energía, según información compartida por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA).
“La electrificación no avanza ni ocurre al ritmo que debería en Chile para disminuir la dependencia de fósiles”, planteó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, durante #NosVemosenFES, el ciclo de streamings virtuales que organiza Future Energy Summit (FES) y que busca conversaciones descontracturadas para conocer a los líderes del sector renovable de Latinoamérica y Europa.
El rezago se evidencia con fuerza en el ritmo de crecimiento de la demanda eléctrica. En 2024, el consumo aumentó solo un 1,8%, y para 2025 se prevé un crecimiento nulo.. La consecuencia directa de este estancamiento es que el 64% del consumo energético total del país sigue basado en combustibles fósiles, a pesar de tener disponible una matriz limpia.
Rojas identificó varios factores que contribuyen a esta situación. Uno de ellos es la falta de foco en los sectores productivos con mayor consumo energético, donde se debería priorizar la electrificación. En ese sentido, destacó el caso de la minería, donde las decisiones aún se definen por criterios de costos y seguridad de suministro, lo que ha limitado su avance en materia de electrificación.
“También hay grados de electrificación residencial que ocurren en algunos nichos de mercado. Y a futuro debemos ser capaces de doblar el chair de electricidad actual y aspirar a un 45-50% en los próximos 20 años”, afirmó Rojas, apuntando a un salto estructural que permita acelerar la transición energética.
Además del impacto ambiental, la directora ejecutiva de ACERA enfatizó que la electrificación representa una oportunidad para el desarrollo industrial de Chile, donde todas las tecnologías convivan y se pueda implementar en base a renovables, almacenamiento y gas.
Sin embargo, advirtió que el país ha desviado su atención de este objetivo estratégico, atrapado en discusiones de corto plazo o en aquellas que ya llevan tiempo de debate sin definición clara.
“Las políticas que apuntarían a ese largo plazo no las estamos pudiendo desarrollar porque nos hemos dedicado a muchos temas que desviaron el foco, como por ejemplo 4 años de congelamiento de tarifas, la discusión de los subsidios eléctricos hace más de un año, retrasos en procesos de líneas de transmisión y distribución, entre otros”, subrayó.
Falta de institucionalidad y planificación a largo plazo
Uno de los vacíos estructurales que más preocupa a ACERA es la ausencia de una política nacional de electrificación. Según Rojas, no existe un organismo con atribuciones específicas para liderar esta transición, lo que deja al país sin una brújula para avanzar de forma ordenada y sostenida.
Este vacío institucional permite que la coyuntura invada constantemente la planificación energética, restando continuidad a cualquier estrategia de largo plazo. Para la ejecutiva, este problema estructural compromete la viabilidad de alcanzar los objetivos climáticos y de desarrollo industrial del país.
“El corto plazo y la coyuntura terminan por invadir la planificación de la estrategia de largo plazo”, concluyó Rojas, con un llamado claro a retomar el rumbo de la transición con una visión técnica, institucional y estratégica.
«Somos optimistas, pero hay elementos críticos que deben resolverse para que la inversión ocurra realmente», planteó Méndez Tronge ante un auditorio integrado por referentes del sector.
Uno de los ejes centrales de su exposición fue la contractualización del mercado. Si bien valoró el camino que se está transitando, dejó claro que la falta de seguridad en la demanda limita la toma de decisiones, ya que el nuevo esquema impulsa un modelo en el que la demanda —distribuidores y grandes usuarios— tenga la capacidad de gestionar su propio abastecimiento mediante contratos bilaterales, pero bajo la mirada del especialista resulta «fundamental que sean sujeto de crédito».
Desde su perspectiva, los nuevos lineamientos del MEM podrían funcionar como un disparador de inversiones, pero sólo si se acompaña de un entorno que garantice estabilidad jurídica, marcos normativos coherentes y condiciones reales de bancabilidad.
«El gobierno fue consciente de que no podía hacerlo de un día para el otro, lo está haciendo con un proceso, pero no está claro cuál es el final del proceso ni si va a generar el nivel de inversión que hace falta”, apuntó.
En ese marco, subrayó que uno de los principales cuellos de botella del sistema sigue siendo la infraestructura de transmisión, tanto troncal como de ampliación privada: «Si no logramos el tema de las obras de transmisión, no solo las que podemos hacer los privados desde propios proyectos, sino las líneas troncales que tiene que hacer el país, tendremos un problema de crecimiento”.
En referencia a la planificación estatal, Méndez Tronge enfatizó que aún no hay certeza sobre el final del proceso de contractualización. “El gobierno fue consciente de que no podía hacerlo de un día para el otro, lo está haciendo con un proceso, pero no está claro cuál es el final del proceso ni si va a generar el nivel de inversión que hace falta”, apuntó.
Y cabe recordar que PCR avanza en la construcción del parque eólico Olavarría (180 MW), proyecto que también contempla la repotenciación en la infraestructura de transmisión eléctrica, con intervenciones sobre las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, lo que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.
Además, fue adjudicataria de 210 MW de prioridad de despacho en la reciente licitación MATER Q1/Q2 2025, con el Parque Solar La Aconquija, de 230 MW, ubicado en Catamarca. Desarrollo vinculado a una obra de ampliación de capacitores serie en Monte Quemado, Santiago del Estero
Esas intervenciones les permite ganar capacidad de evacuación, lo que podría habilitar más proyectos futuros. Sin embargo, el financiamiento internacional exigido por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el PE Olavarría fue una condición compleja de cumplir.
«Teníamos que saber que el financiamiento tenía que venir de afuera», explicó el directivo. Además, destacó que la certeza sobre la adquisición de energía fue clave: «Tener un socio industrial que va a comprar el 50% de la generación te da una certeza enorme».
En cuanto a la competencia entre tecnologías, el ejecutivo fue contundente: «Estamos totalmente dispuestos a la libre competencia con las otras tecnologías, nos parece totalmente razonable», aunque subrayó que esa competencia debe darse en condiciones de equidad.
Finalmente, advirtió que la expansión de la generación renovable ya no depende sólo de la oferta, sino que requiere analizar con realismo la evolución de la demanda. «Los grandes usuarios ya tienen su compromiso, sus metas en gran parte cumplidas», afirmó, y anticipó que serán otros sectores, como la minería o los data centers, los que podrían motorizar nuevos proyectos.
«Hay un montón de proyectos que se analizaron y cuando llegaron al capítulo energía, no lo pudieron hacer», concluyó Méndez Tronge, dejando en claro que sin resolver los cuellos estructurales del mercado, las oportunidades que plantean los nuevos lineamientos del MEM corren el riesgo de diluirse.
La Fundación YPF organizó el 12° encuentro anual del programa de becas en Buenos Aires, con la participación de sus 300 becarios, estudiantes de carreras vinculadas a la energía de todo el país.
Durante las tres jornadas en las que se desarrolló el encuentro los becarios conocieron los RTIC de Upstream y comercialización de la torre Puerto Madero, el Buque regasificador, ubicado en Escobar, la Central Térmica Dock Sud de YPF Luz, entre otras instalaciones de YPF.
En el cierre del encuentro realizado en la Usina del Arte, el CEO de YPF, Horacio Marín conversó con los becarios sobre su trayectoria, los desafíos del desarrollo de Vaca Muerta, el plan 4×4 de YPF, la evolución de la energía en los próximos años y las tecnologías que se están incorporando para mejorar la eficiencia y rentabilidad.
“Me siento orgulloso porque este programa lo que hace es dar igualdad de oportunidades a través de la meritocracia”, destacó Marín.
El director ejecutivo de Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, comentó que “este encuentro nos permite acercar a nuestros becarios para que conozcan cómo son las operaciones clave de la producción energética”. Y agregó que “en Fundación YPF apostamos a la formación de quienes van a ser los futuros profesionales de la energía”.
El Encuentro Anual de Becarios es una iniciativa que tiene como finalidad acercar a los estudiantes a la industria y generar un espacio de intercambio entre ellos, sus mentores y profesionales de YPF.
Los becarios también visitaron el Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi, Y-TEC, la Planta de Toyota, el Puerto Dock sud, la CNEA en Ezeiza; y realizaron talleres de formación junto a los especialistas de YPF.
Durante el encuentro en la Usina se presentaron los proyectos ganadores del Ideaton, una competencia en la que becarios, reunidos en equipos con sus mentores, crean soluciones para resolver desafíos de la industria energética.
Acerca del programa de Becas
Son 300 becarios estudiantes de carreras vinculadas a la energía (Ingenierías, Física, Química, ciencias de la Tierra y del Ambiente) de universidades públicas.
Cada estudiante cuenta con un mentor, profesional de YPF de su misma disciplina, que lo guía durante toda la carrera y lo vincula a la industria energética.
96 % de los becarios es 1ra generación de estudiante universitario. El objetivo de las becas de Fundación YPF es contribuir a garantizar condiciones igualitarias de acceso a la educación universitaria y por eso prioriza su otorgamiento a jóvenes en condiciones socioeconómicas desfavorables.
El Gobierno Nacional informó que, durante el mes de agosto, “se identificaron y excluyeron del régimen de subsidios energéticos a 3.578 usuarios de alto poder adquisitivo residentes en barrios cerrados y countries del AMBA Norte y el barrio Puerto Madero”.
En mayo, gracias a la recategorización por geolocalización realizada por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, se había excluido del RASE (Registro de Acceso a los Subsidios de Energía) a 15.518 usuarios de manifiesta capacidad de pago. Sin embargo, 3.578 de estos usuarios intentaron reinscribirse de manera fraudulenta, modificando datos en sus declaraciones juradas para volver a acceder al beneficio, describió la cartera a cargo de María Tettamanti.
Y se hizo hincapié en que “Gracias al uso de herramientas de geolocalización y análisis masivo de información catastral y tributaria, el equipo de la Secretaría de Energía detectó estas irregularidades y garantizó que los subsidios lleguen únicamente a quienes realmente los necesitan”.
El Gobierno, se indicó, “continuará avanzando en la identificación de barrios cerrados y countries del interior del país para extender estos controles a nivel federal, asegurando un sistema más justo y transparente”.
Asimismo, se reafirmó “el compromiso de cuidar los recursos públicos y que los subsidios se asignen de manera eficiente”.
La compañía distribuidora metropolitana de gas por redes, MetroGAS, anunció la cancelación de la totalidad de su deuda financiera, y parcialmente la comercial, luego de un proceso de reestructuración de sus cuentas con el objetivo de robustecer la salud financiera de la empresa.
Para lograrlo accedió a un préstamo sindicado por 88.770 millones de pesos otorgado por el Banco Galicia y por el ICBC Argentina, que se pagará en nueve cuotas trimestrales hasta noviembre de 2027.
Los fondos se destinaron a saldar deudas anteriores con ICBC y Banco Macro, y a cancelar parcialmente obligaciones comerciales con Energía Argentina SA (ENARSA) y con YPF SA.
Esos préstamos habían sido tomados en dólares en 2018 y reestructurados, en una primera etapa en 2020, cuando la deuda inició un proceso progresivo de pesificación.
El nuevo compromiso considera condiciones de mercado en cuanto a moneda, tasa de interés y plazos, ya que será en pesos -la moneda en que se maneja la empresa- y en un plazo mayor a dos años. El monto del préstamo resulta inferior al EBITDA obtenido en 2024, lo que refleja la capacidad de repago y la sostenibilidad de su estructura de capital, se destacó.
La operación refuerza la solidez financiera de MetroGAS y le otorga mayor previsibilidad en un contexto de regularización y crecimiento para el sector energético.
Sebastián Mazzucchelli, CEO de MetroGAS, destacó “Dimos un paso clave para consolidar la estabilidad financiera de MetroGAS. Regularizar y dar previsibilidad a nuestra deuda y hacerlo a través de un préstamo en pesos demuestra la fortaleza de la compañía y nos permite enfocarnos en lo más importante: seguir invirtiendo para brindar un servicio seguro, eficiente y de calidad a nuestros más de 2,5 millones de clientes y generar valor para nuestras partes interesadas”.
Este hito no solo marca un punto de inflexión en la estrategia financiera de la compañía, sino que también refuerza su control como actor clave en el sector energético argentino.
Al reducir su exposición a deuda en moneda extranjera y reperfilar los vencimientos se fortalece su balance y posiciona a MetroGAS con mayor solidez para acompañar los desafíos del mercado energético y garantizar el suministro a millones de hogares e industrias, señaló la Compañía.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.500.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su cobertura abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Luego del ajuste de precios del 22 de agosto, las principales petroleras – refinadoras – comercializadoras del mercado local volvieron a actualizar esta semana los precios al público de las naftas y gasoils a nivel país, por la incidencia principal de la suba de impuestos a los combustibles líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono, dispuesta por el ministerio de Economía.
A modo de referencia, cabe mencionar que en bocas de expendio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires de la marca YPF los nuevos precios por litro son : Nafta Súper $ 1.334; Infinia Nafta $ 1.581; Diesel 500 (común) $ 1.342, y el Infinia Diesel $ 1.546.
En lo que respecta a las estaciones de servicio de la marca Shell en CABA los nuevos precios de referencia por litro son: Para la Nafta Súper $ 1.412; VPower Nafta $ 1.713; Diesel Evolux $ 1.499; y VPower Diesel $ 1.683. Pueden registrarse leves variantes según la ubicación de las estaciones en CABA.
En el caso de AXION, en estaciones de CABA se paga el litro de la Nafta Súper a $ 1399, la Quantium Nafta a $ 1.699, y el Diesel Quantium a $ 1.689.
Los ajustes a la suba de los precios se corresponden a la actualización de los impuestos que gravan las naftas y gasoils; al traslado de la incidencia de nuevos precios de los biocombustibles de mezcla obligatoria con los hidrocarburos, a la variación en la cotización internacional del barril de crudo WTI (64 dólares) y Brent ( 67 dólares) relativamente estable en las últimas semanas, y la variación (mensual) del tipo de cambio Pesos vs Dólar,.
La XV Exposición internacional del petróleo y del gas, que se desarrollará del 8 al 11 de septiembre en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires, contará con más de 540 expositores, en una superficie de más de 35.000 metros cuadrados, anunció el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas.
Protagonistas de la industria de los hidrocarburos se reunirán en la Argentina Oil & Gas Expo 2025, donde se darán a conocer las últimas novedades del mercado, dirigidas toda la cadena de valor del sector, profesionales y jóvenes. Al momento, el evento cuenta con 23 % más de pre acreditados que para la misma fecha en 2023, y se esperan más de 25.000 visitantes.
En esta edición participarán comitivas provinciales de Neuquén; Buenos Aires (Mar del Plata); Córdoba, Santa Fe, Santa Cruz, Río Negro, Mendoza; y delegaciones de 13 países: Alemania, Australia, Brasil, Canadá, Chile, China, Colombia, Costa Rica, Ecuador, España, Taiwán, Suiza y USA.
En conferencia, el Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, expresó: “Esta es la exposición industrial más grande que se desarrolla en la Argentina”.
Con respecto al sector indicó: “Hoy el país está superando los 800 mil barriles por día de producción de petróleo, y Vaca Muerta está superando 500 mil barriles por día. Estamos a mitad de camino, el objetivo de la industria es llegar al millón o millón y medio y para eso se va a necesitar mucha actividad e inversión, pero también va a haber mucha exportación”.
Por eso dentro del ciclo de Conferencias en la AOG, se realizará el panel: “¿Cuántas divisas genera y generará la Industria hidrocarburífera para la Argentina?” y se presentará un estudio acerca de cómo impacta el ingreso de divisas al BCRA. “Esto no se había hecho antes y es importante para conocer, dentro la cadena de valor, cómo impacta y cómo nos va a impactar a todos nosotros”, señaló López Anadón. Para saber más de este ciclo de conferencias: https://aog.com.ar/conferencias-en-la-aog/
Otro de los infaltables en la AOG Expo es el Encuentro con los CEOs, donde los líderes de las empresas protagonistas de la industria compartirán su visión en una serie de paneles moderados por el presidente del IAPG.
Además, en el marco de la exposición, tendrá lugar el 5° Congreso Latinoamericano de Perforación, Terminación e Intervención de Pozos. Al respecto, el Director Técnico de Petróleo y Gas, Daniel Rellán, señaló: “Va a ser un congreso muy productivo para las operadoras. Esta edición tuvimos una gran convocatoria con récord de presentación de sinopsis”. A su vez, destacó los temas que se tratarán en las Mesas redondas del Congreso: Refractura de pozos en No Convencionales; Optimización y Eficiencia de los Controles Organizacionales y Administrativos de la Gestión de Riesgos; IA y Optimización de parámetros de Perforación, entre otras.
Con respecto al Innovation Day, que ofrecerá charlas inspiradoras, casos reales, networking y mesas redondas con referentes de la industria, Rellán señaló: “Es una actividad que busca romper paradigmas y ver cómo la innovación se fue implementando en distintas compañías y en otras industrias; y qué impacto y resultados obtuvieron”.
La gran novedad de esta edición es la Plaza de Máquinas que se realiza por primera vez en la exposición en Buenos Aires y contará con una superficie al aire libre de 2.000 m2 donde 22 empresas mostrarán maquinaria de gran porte.
A su vez, tendrá lugar la 9° edición de Jóvenes Oil & Gas (JOG), dirigida a estudiantes avanzados y recién graduados que quieren incorporarse a la industria. Allí se tratarán temáticas como los proyectos estratégicos de petróleo y gas, eficiencia y competitividad, ingreso y desarrollo de carrera, transición energética y sustentabilidad. Para conocer más: https://jog.iapg.org.ar/
En la conferencia de presentación también se destacó el crecimiento de las Rondas de Negocios, ámbito que conectará a potenciales compradores extranjeros con productores argentinos de la industria del petróleo y del gas en condiciones de exportar. Hasta el momento se han agendado 2.300 reuniones. “La AOG Expo es más que una exposición, es un encuentro de negocios, y esa ha sido la puesta del IAPG poniéndole valor agregado”, señalaron.
El IAPG es el referente técnico en la Argentina de la industria del petróleo y del gas en particular y la energía en general. Coordina encuentros técnicos internacionales y regionales; asiste en la capacitación de los recursos humanos de la industria y promueve la concienciación y mejora de la gestión ambiental, entre otras actividades. Cuenta con 157 empresas asociadas, nacionales y extranjeras y más de 700 socios personales.
Organizada por el IAPG y realizada por Messe Frankfurt Argentina, la exposición abre sus puertas del 8 al 11 de septiembre de 2025, en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires. Para conocer todas las actividades se puede ingresar en www.aog.com.ar. Además, para estar al corriente de las últimas novedades, pueden seguir las redes sociales del evento: LinkedIn: AOG Argentina Oil & Gas Expo Instagram: @aogexpo X: @AOGExpo Para más información sobre la exposición: www.aog.com.ar Más información sobre Shale en Argentina www.shaleenargentina.org.ar Redes Sociales: Facebook.com/IAPGinfo Instagram: iapg_argentina Twitter: @IAPG_info Google+: plus.google.com/+IapgorgAr Youtube.com/IAPGinfo
Evento exclusivo para profesionales y empresarios del sector. Con invitación: sin cargo. Para acreditarse debe presentar su documento de identidad.
El ministro de Planificación, Innovación y Modernización, Rubén Etcheverry, se reunió con los delegados de los trabajadores de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y les brindó información sobre las gestiones que se están realizando entre la provincia y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) para avanzar en la regularización de la situación financiera y en las posibilidades de reactivación de la planta.
La PIAP es propiedad de la CNEA y es operada por la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI). Actualmente, la CNEA mantiene con ENSI una deuda superior a los 4.000 millones de pesos correspondiente al contrato de conservación de la planta, y que ha generado demoras en los pagos de los salarios y de proveedores, entre otros inconvenientes.
Etcheverry se entrevistó con los representantes sindicales de ATE PIAP, ATE Senillosa, y los delegados a quienes manifestó que la intención es llegar -dentro de los próximos 15 días- a la firma de una hoja de ruta entre provincia y CNEA en la que se acuerde la regularización de la deuda, la continuidad de la conservación de la planta y las posibilidades de financiamiento para la reactivación del complejo y de compradores de agua pesada y de productos como amoníaco.
Hace pocos días Etcheverry y el gerente general de ENSI, Alexander Berwyn, se reunieron en Buenos Aires con el presidente de la CNEA, Germán Guido Lavalle, y el representante del área de Desarrollo de Negocios de CNEA, Daniel Amaya, y en ese encuentro se analizaron varios aspectos. Entre ellos, la deuda consolidada de CNEA a ENSI -que está generando demoras en los pagos de los salarios y de proveedores- y el futuro de la planta.
Situación incierta
Cabe referir sobre la PIAP que la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), dependiente de la Jefatura de Gabinete de Ministros, Candu Energy Inc., una empresa de AtkinsRéalis, y la firma CONUAR S.A. firmaron en mayo último un Memorando de Entendimiento (MOU) para colaborar en el suministro de agua pesada y el desarrollo de capacidades tecnológicas relacionadas con los usos pacíficos de la tecnología nuclear.
El MOU establece el suministro de agua pesada desde Argentina a Canadá, a través de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en la localidad de Arroyito, provincia de Neuquén. Para ello, se establece un marco jurídico para negociar contratos de compraventa de agua pesada, prestación de servicios de ingeniería, colaboración en la cadena de suministro de empresas argentinas y transferencia de conocimientos técnicos para proyectos mutuos, incluidos reactores de potencia.
Además, para garantizar el suministro de agua pesada a largo plazo, Canadá podría establecer una nueva planta de producción utilizando tecnología transferida desde la Argentina. Por su parte, la empresa CONUAR S.A. está posicionado como un proveedor calificado de componentes de tecnología CANDU.
“Este acuerdo representa un paso importante para la CNEA y para la provincia de Neuquén. La PIAP, ubicada en esta provincia, recibirá inversiones destinadas a su reacondicionamiento y a la incorporación de nuevo personal para trabajar y producir. En ese sentido, estamos orgullosos de haber alcanzado este entendimiento que permitirá poner en marcha la planta. Aunque la instalación lleva ocho años sin operar, se ha mantenido en buenas condiciones, lo que nos brinda una excelente oportunidad para reactivar su funcionamiento”, destacó en aquel momento Germán Guido Lavalle, presidente de la CNEA.
La producción de hidrocarburos en julio marcó récords tanto en gas como petróleo con Vaca Muerta y sus 529.291 barriles diarios de crudo y 113,92 millones de m³/día de gas, y el país con 811,2 mil barriles de petróleo por día (Mbbl/día), unos 127.932 metros cúbicos diarios, y 160,6 millones de metros cúbicos por día (MMm³/día) de gas.
El gran salto va de la mano del shale, de la producción no convencional y de la cuenca neuquina.
La actividad hidrocarburífera en Argentina tiene un protagonista estelar en Neuquén y en el séptimo mes del año se completaron 49 nuevos pozos productivos en todo el país, lo que llevó el acumulado anual a 1010, de los cuales 622 se perforaron en Vaca Muerta, 43 en julio.
Del total, el 81,7% de la actividad perforativa anual es de crudo, 825 pozos contra 185 de gas, y proviene en un 61,5% de la cuenca neuquina.
Según el Informe Estadístico de Oil Production Consulting de julio, de los 49 pozos que se perforaron, 39 fueron de petróleo y 33 se realizaron en Vaca Muerta. La única cuenca que también registró actividad fue Golfo San Jorge, en Chubut, con los seis pozos de crudo restantes y un acumulado en 2025 de 342, el 33% del total.
En gas, de los 185 pozos, la cuenca neuquina tiene 153, el 82%, mientras que Golfo San Jorge perforó 11 y la Austral 19.
La producción en julio y en el acumulado de 2025 muestra una gran preponderancia del no convencional, que registró 81.572 m3/d, de crudo, el 64%, y 46,360 m3/d de convencional, con 106.809 Mm3/d de gas 66%. Y Vaca Muerta pisa fuerte con 94.423 m3/d de shale oil y 118.927 Mm3/d de gas, el 74% de la producción, con un crecimiento del 5,6% en petróleo y 1,4% en gas en comparación con junio.
La producción en julio y en el acumulado de 2025 muestra una gran preponderancia del no convencional, que registró 81.572 m3/d, de crudo, el 64%, y 46,360 m3/d de convencional, con 106.809 Mm3/d de gas 66%. Y Vaca Muerta pisa fuerte con 94.423 m3/d de shale oil y 118.927 Mm3/d de gas, el 74% de la producción, con un crecimiento del 5,6% en petróleo y 1,4% en gas en comparación con junio.
La distribución es un espejo de la concentración productiva: Vaca Muerta es la madre de todas las cuencas, en cantidad de pozos, en actividad y en producción, con reservas probas, inversiones comprometidas y rentabilidades alentadoras.
El Gobierno nacional formalizó los aumentos en las tarifas de electricidad y gas a partir del 1 de septiembre de 2025, con subas que oscilan entre el 2% y 3%, según las resoluciones publicadas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Estas medidas impactarán en las facturas de los usuarios, con variaciones según la categoría de consumo y la región.
Detalles de los aumentos
Las resoluciones del ENRE establecieron un incremento del 2,97% en las tarifas de electricidad para los usuarios de Edenor y del 2,90% para los de Edesur, en comparación con los valores de agosto. El impacto en las facturas variará según la categoría de los usuarios: aquellos clasificados como Nivel 1 pagarán la tarifa plena, mientras que los Niveles 2 y 3 mantendrán bonificaciones, aunque sujetas a límites de consumo.
En el caso del gas, el ENARGAS determinó un aumento promedio del 2%. Sin embargo, calcular el impacto exacto es más complejo debido a la diversidad de segmentos de usuarios y las diferencias regionales en el servicio de gas. Estas subas buscan ajustar las tarifas a los costos operativos, en un contexto de esfuerzos por estabilizar el sector energético.
Impacto en los usuarios
Los incrementos reflejan la política del Gobierno de actualizar las tarifas energéticas para reducir subsidios y equilibrar las finanzas del sector. Sin embargo, las subas pueden agravar la presión económica sobre los hogares, especialmente para los usuarios de Nivel 1, que no cuentan con beneficios, y en regiones con mayor dependencia del gas. Los Niveles 2 y 3, aunque protegidos por subsidios, enfrentarán restricciones si superan los topes de consumo establecidos.
La provincia de Río Negro será protagonista en la Argentina Oil & Gas Expo 2025 (AOG), el evento más importante de la industria energética nacional y regional, que se desarrollará en el Predio Ferial de La Rural, en Buenos Aires.
En el stand institucional rionegrino se presentarán los proyectos estratégicos que posicionan a la Provincia en el mapa energético nacional: Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) con Southern Energy (SESA) y la exploración en la formación Vaca Muerta del lado rionegrino, con experiencias exitosas como la de Phoenix.
Una agenda con el sector empresario
Además del stand, Río Negro desplegará una amplia agenda de actividades que incluirá reuniones con cámaras empresarias, rondas de negocios y la firma de convenios estratégicos para el desarrollo del sector energético provincial. Estos encuentros, que se anunciarán en los próximos días, buscarán potenciar el crecimiento de la cadena de valor local y promover nuevas oportunidades de inversión.
“Este es el gran desafío que tenemos ahora: consolidar el desarrollo de proveedores locales, no solo para el VMOS, sino para todos los proyectos de gas. Estamos avanzando en un convenio con la Cámara de Comercio de Italia para acompañar este proceso”, afirmó la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini.
Y agregó: “Por primera vez Río Negro tendrá un stand en la AOG y estarán presentes las cámaras petroleras de la provincia. La idea es visibilizar nuestro potencial, pero también generar acuerdos concretos en reuniones y presentaciones que vamos a llevar adelante durante la feria”.
La presencia en AOG Expo 2025 refleja la estrategia provincial de fortalecer su perfil energético con visión de largo plazo, orientada a la exportación y al desarrollo de proveedores locales, como motor de empleo, crecimiento y competitividad para toda la región.
La Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) expresaron su apoyo al proyecto presentado por legisladores nacionales para prorrogar por dos décadas la Ley 27.191, que regula el desarrollo de las energías renovables en Argentina. Según la CEA, esta iniciativa fortalece la estabilidad fiscal y jurídica, factores esenciales para proteger las inversiones actuales y viabilizar nuevos proyectos de gran escala.
La propuesta busca extender la vigencia de la Ley 27.191, asegurando un marco normativo previsible que, según el sector, es clave para atraer financiamiento nacional e internacional, consolidar los avances logrados en la última década y promover una matriz energética más diversificada y competitiva.
“La industria renovable no depende de subsidios ni incentivos fiscales adicionales. Lo fundamental es la previsibilidad, un marco jurídico sólido y reglas claras que permitan sostener inversiones con financiamiento a largo plazo. La estabilidad es la mejor política de promoción”, afirmó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.
El proyecto, impulsado por veinte diputados nacionales, tiene como objetivo garantizar que las fuentes renovables no estén sujetas a tributos específicos, cánones o regalías en ninguna jurisdicción del país.
Esta estabilidad en las reglas de juego es considerada crucial por los inversores para comprometer capital en proyectos de generación con horizontes de largo plazo. La CEA subraya que el crecimiento económico de Argentina demandará, inevitablemente, una mayor oferta eléctrica, y las energías renovables se posicionan como una solución estratégica para satisfacer esa necesidad.
Facilitar la transición energética
En paralelo, el Poder Ejecutivo publicó en el Boletín Oficial la Disposición 5, que facilita la transición de proyectos renovables antiguos al Mercado a Término de Energías Renovables (Mater). Esta medida permite a generadores con contratos vigentes bajo el Programa de Generación de Energía Renovable (Genren) —que otorgaba contratos PPA con precios fijos garantizados por Cammesa— comercializar su producción directamente en el mercado privado.
En concreto, el texto oficial indica: “Los generadores renovables que hayan celebrado contratos de abastecimiento en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo la Resolución 108 del 29 de marzo de 2011 podrán comercializar su producción en el Mater”.
Aunque pocos proyectos siguen activos bajo esta resolución, representan aproximadamente 300 MW de capacidad instalada. Su integración al Mater abre nuevas oportunidades comerciales y asegura su continuidad en un mercado con dinámicas más modernas, similares a las que rigen los proyectos eólicos y solares más recientes.
La señal que el mercado espera
La CEA destaca que la continuidad de la Ley 27.191 es un pilar fundamental para cualquier política energética en el sector. La prórroga envía una señal contundente a los inversores sobre el compromiso de Argentina con la transición energética, al tiempo que refuerza la confianza en la estabilidad de los proyectos a largo plazo.
“La extensión de la Ley 27.191 es un instrumento esencial para atraer capital, consolidar los avances de la última década y fortalecer una matriz energética más diversa y competitiva”, expresó Ruiz Moreno.
El dirigente enfatizó que no se necesitan nuevos subsidios ni beneficios fiscales, sino marcos regulatorios estables que permitan financiar proyectos con plazos de amortización prolongados. “La prórroga de la Ley 27.191 es una oportunidad para consolidar el rol de las energías renovables como motor de desarrollo económico, social y ambiental en Argentina”, concluyó.
YPF Luz, una de las principales generadoras de energía eléctrica en Argentina, y Justoken, compañía especializada en soluciones Blockchain empresariales, formalizaron una alianza estratégica con un objetivo innovador: crear una plataforma digital que permita comercializar y gestionar energía eléctrica de manera automática, segura y confiable.
La iniciativa busca integrar la tokenización de contratos energéticos con la gestión digital, lo que permitirá dar trazabilidad a la energía contratada, reducir costos operativos y mejorar la eficiencia en procesos administrativos y comerciales. La propuesta marca un paso significativo en la convergencia entre Blockchain y el sector energético, indican ambas compañías en un comunicado enviado a DiarioBitcoin.
La plataforma y su alcance inicial
Sobre el lanzamiento de esta solución, las empresas indicaron que la plataforma estará operativa antes de finalizar el año en Argentina. En una primera etapa se aplicará a contratos de energía renovable que abastezcan la demanda de clientes industriales en el Mercado a Término de Energía Renovable (MATER).
La elección del MATER responde a la creciente necesidad de trazabilidad en proyectos verdes y al interés de las empresas en garantizar que su consumo energético provenga de fuentes renovables certificadas. La tokenización permitirá un registro seguro, transparente y con acceso en tiempo real a las condiciones contractuales.
A futuro, el sistema se ampliará a otro tipo de contratos y tecnologías, abriendo la puerta a una mayor participación de nuevos inversores e industrias. El roadmap de desarrollo también contempla la inclusión de otros generadores y la expansión a mercados de la región.
Beneficios para usuarios e industria
Los impulsores del proyecto destacaron varios beneficios clave. Entre ellos, la posibilidad de realizar un seguimiento en tiempo real de la energía contratada, sus condiciones contractuales y el estado de las cuentas. Además, los usuarios podrán participar en proyectos energéticos tokenizados, lo que democratiza el acceso a la inversión en energía.
La plataforma también promete eficiencia operativa mediante reportes instantáneos que facilitarán el monitoreo continuo y el cumplimiento regulatorio. Otro de los aportes señalados es la sustentabilidad, al contribuir al uso más eficiente de la energía y consolidar la innovación tecnológica dentro del sector energético.
Eduardo Novillo Astrada, CEO y cofundador de Justoken, subrayó la importancia de la iniciativa al afirmar que se trata de “un hito histórico en la industria energética”. Resaltó que la transparencia y la liquidez asociadas a la tokenización se integran por primera vez a un generador de energía de la magnitud de YPF Luz.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, explicó que este desarrollo facilitará nuevas formas de contratar energía. “Este proyecto modernizará el mercado eléctrico”, aseguró, destacando que la alianza abre un camino para transformar la manera en que empresas e industrias acceden a contratos energéticos.
La alianza entre ambas compañías sienta un precedente para el desarrollo de plataformas energéticas basadas en Blockchain en América Latina, con potencial de expansión regional y de impacto en la transición hacia modelos energéticos más limpios y transparentes.
Moscú y Pekín firmaron un memorando sobre la realización del proyecto y pronto debatirán y concretarán su financiación.
Los líderes de Rusia, China y Mongolia firmaron (hoy 2/Sep/25) un memorando para la construcción de los gasoductos Fuerza de Siberia 2 y Unión-Oriente, que suministrarán gas ruso al gigante asiático a través de Mongolia.
La firma del acuerdo fue anunciada por el director general de la empresa energética rusa Gazprom, Alexéi Miller. “El proyecto permitirá suministrar desde Rusia 50.000 millones de metros cúbicos de gas al año a través de Mongolia”, afirmó Miller, agregando que será el proyecto “más grande, más ambicioso y con mayor inversión de capital en la industria del gas a nivel mundial”.
Fuerza de Siberia 2 es el proyecto de un gasoducto que conectará Siberia occidental con China. Con una capacidad de 50.000 millones de metros cúbicos al año, podrá transportar recursos energéticos rusos desde los yacimientos de la península de Yamal y la zona de Nadym-Pur-Taz, en el Ártico.
El proyecto del Fuerza de Siberia 2 fue anunciado en 2020. Según los planes, su ramificación principal tendrá unos 6.700 km de longitud, de los cuales 2.700 km se encontrarán en territorio ruso. En cuanto al Unión-Oriente, que es como se llamará el gasoducto a su paso por Mongolia, se acordó en 2023 y tendrá una longitud de unos 1.000 km.
El viceprimer ministro ruso, Alexánder Nóvak,adelantó en diciembre de 2023 que el gigante energético ruso Gazprom había alcanzado acuerdos con la Compañía Nacional de Petróleo de China sobre la ejecución del proyecto y que ambas empresas estaban discutiendo las condiciones económicas finales de su realización. Al mismo tiempo, subrayó que el Fuerza de Siberia 2 podía sustituir el gasoducto Nord Stream 2, que unía Rusia con Alemania y que fue saboteado en un atentado en septiembre de 2022. El ducto podía transportar 55.000 millones de metros cúbicos de gas al año, una capacidad similar a la prevista para el Fuerza de Siberia 2.
El proyecto Fuerza de Siberia 2 tendrá una gran importancia tanto para Rusia como para China, ya que permitirá que Moscú suministre más gas al país asiático en sustitución de los antiguos suministros a Europa. Al mismo tiempo, gracias a él China podrá obtener a un precio reducido los recursos energéticos necesarios para el desarrollo de su economía.
Actualmente funciona el gasoducto Fuerza de Siberia, que une Rusia con China. Este gasoducto transporta gas desde los yacimientos de Kovyktinskoye, en la provincia de Irkutsk, y Chayandinskoye, en Yakutia, hasta los consumidores rusos del Lejano Oriente y China. La longitud de la tubería es de más de 3.000 km y su capacidad de exportación es de 38.000 millones de metros cúbicos al año.
La construcción de este proyecto se inició en 2014, tras la firma de un acuerdo entre Gazprom y la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) para el suministro de gas ruso. El gasoducto se puso en marcha en diciembre de 2019. Este martes, Moscú y Pekín firmaron un acuerdo según el cual los suministros a través de Fuerza de Siberia se incrementarán de 38.000 millones de metros cúbicos de gas al año a 44.000 millones de metros cúbicos, informó Miller.
Brasil superó en julio por primera vez los 5 millones de barriles de petróleo y gas natural equivalentes extraídos por día, informó la Agencia Nacional del Petróleo (ANP).
La producción promedio de petróleo y gas natural en julio fue de 5,16 millones de barriles, con un salto del 23,3% en la comparación con el mismo mes del año pasado y del 5,3% frente a la de junio, según los datos del regulador.
Según la ANP, la producción de petróleo fue de 3,96 millones de barriles diarios, con un aumento del 22,5% frente al mismo mes de 2024 y del 5,4% en la comparación con junio.
Petrobras, controlada por el Estado pero con acciones negociadas en Bolsa, se mantuvo como la mayor productora de petróleo de Brasil, con 3,16 millones de barriles diarios en julio.
Enseguida se ubicaron las multinacionales Shell (550.000 barriles diarios), TotalEnergies (250.000) y la china CNOOC (144.000 barriles). La producción de gas natural, por su parte, fue de 190 millones de metros cúbicos por día en julio, con crecimiento del 26,1% en la comparación interanual y del 5,1% frente al mes inmediatamente anterior.
Según las proyecciones del Instituto Brasileño de Petróleo (IBP), la producción de petróleo del país seguirá creciendo hasta los 4,5 millones de barriles diarios en 2031, cuando Brasil ascenderá al quinto lugar en la lista de los mayores productores mundiales.
La empresa de construcciones y servicios con más de 50 años de experiencia participará de la Exposición Internacional del Petróleo y del Gas, con un stand en el pabellón del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP).
Del 8 al 11 de septiembre en el Predio Ferial de La Rural de Buenos Aires, la AOG Expo 2025 reunirá a profesionales, especialistas y empresarios de toda la cadena de valor en un espacio clave para debatir el futuro de la energía, impulsar proyectos y fomentar alianzas estratégicas.
Milicic, empresa con más 50 años de experiencia junto a los principales sectores productivos, invita a visitar su stand 2G-20 del hall 2 del pabellón del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros. Se podrán conocer losprincipales desarrollos de Oil & Gas y los servicios que Milicic ofrece para esta industria.
Con la participación estimada de más de 400 empresas, se espera que la asistencia supere los 25.000 visitantes nacionales e internacionales. El evento es organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizado por Messe Frankfurt Argentina.
“El segmento de Oil & Gas ocupa un lugar relevante en nuestro portafolio. Desarrollamos actividades principalmente en Vaca Muerta, donde aplicamos nuestra experiencia de más de 20 años ejecutando exitosamente proyectos de obras civiles y de conducción de petróleo y gas. Trabajamos con los actores más importantes del sector y, desplegamos nuestras capacidades a partir de la base que poseemos en Añelo, Neuquén. Nuestras fortalezas son el expertise del equipo humano de la empresa y la disponibilidad de moderno equipamiento propio. Con una flota reforzada y nuestra reconocida orientación al cliente, somos una alternativa destacada para tener en cuenta en la implementación de los proyectos más exigentes”, expresó Gustavo Mas, gerente Comercial de Milicic.
Entre los grandes hitos de esta edición se encuentra el 5° Congreso Latinoamericano de Perforación, Terminación e Intervención de Pozos, una de las citas técnicas más importantes del ámbito energético regional. Otra propuesta destacada será el Innovation Day, que este año se presenta bajo el lema “Inspirar la transformación: innovación y colaboración en la industria”.
Desarrollos en el sector Oil & Gas
Actualmente, Milicic realiza trabajos tempranos para la Terminal Punta Colorada, ubicada en la provincia de Río Negro, un nuevo desafío en el sector de Oil & Gas con proyección internacional. El proyecto para Vaca Muerta Oil Sur contempla el
acondicionamiento de un predio para una futura terminal portuaria, que incluye movimientos de suelo y la construcción de fundaciones de anillos para cinco tanques de almacenamiento.
Además, la empresa desarrolla el reemplazo de dos tramos del oleoducto de 32’’ entre Puerto Rosales y La Plata, en Buenos Aires, y ejecuta acueductos colectores de 32” de diámetro, uno para inyección y otro para extracción, en Luján de Cuyo, Mendoza.
“Continuamos trabajando para materializar nuestra entrada en el negocio de biorremediación, a partir de contar con la tecnología y los permisos vigentes para brindar este tipo de servicio, en la provincia de Neuquén, Río Negro y Mendoza. Finalmente, nos mantenemos atentos al avance de los proyectos de construcción de infraestructura de exportación, los cuales presentan gran atractividad para empresas con capacidades para desarrollar grandes iniciativas de infraestructura como Milicic”, agregó Mas.
Acerca de Milicic
Milicic es una empresa de construcciones y servicios con más 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región.
Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda solucionespara los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.
El Gobierno Nacional adjudicó, a través de la resolución 361/2025 del ministerio de Economía, contratos correspondientes al proceso licitatorio “Alma-GBA”, destinado a la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS), en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La inversión prevista supera los 540 millones de dólares y se estima que los proyectos deberían estar operativos en un plazo de entre 12 y 18 meses, informó la Secretaría de Energía.
En total se adjudicaron 667 MW de capacidad de almacenamiento, superando el objetivo inicial de 500 MW. Este resultado se alcanzó gracias al alto interés del sector privado y la competitividad de las ofertas recibidas, lo que permitió adicionar 150 MW a la potencia prevista originalmente.
La licitación contó con la participación de 15 empresas que en total presentaron 27 proyectos por 1.347 MW. Los contratos de los proyectos adjudicados se celebrarán con las distribuidoras Edenor y Edesur, y con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) como garante de pago de última instancia.
“Alma-GBA” constituye la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala en Argentina, basada en sistemas de baterías de última generación (BESS) que mejorarán la confiabilidad del sistema eléctrico, permitirán asegurar el suministro en los picos de demanda reduciendo los cortes, disminuirán los costos marginales y aportarán mayor flexibilidad al despacho de energía, se argumentó.
De manera adicional la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía invitó a cinco proyectos calificados que no fueron adjudicados por precio, pero que no presentan limitaciones de transporte, a celebrar contratos de almacenamiento con las distribuidoras Edenor y Edesur a un valor de 12.591 U$S/MWh-mes, inferior al que habían ofertado. Estos proyectos, que en conjunto suman 222 MW, deberán manifestar su aceptación por escrito ante CAMMESA en un plazo de cinco días hábiles.
Está iniciativa se enmarca en el Plan de Contingencia lanzado en 2024 para recuperar la infraestructura del sistema eléctrico nacional y en el proceso de normalización del mercado eléctrico, que devuelve a las distribuidoras su rol de contratación directa para mejorar la calidad del servicio, se indicó.
A través de una serie de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial el gobierno dispuso los aumentos que rigen desde el 1 de setiembre en las tarifas de los servicios de suministro de Electricidad, y de Gas por redes domiciliarias.
Las resoluciones del ENRE aplican subas que son el resultado de la evolución de precios mayoristas anunciados la semana pasada (POTREF, PEE), más un índice de actualización mensual del denominado Costo Propio de Distribución (CPD) que considera la combinación del IPC y del IPIM (en proporciones del 33 y 67 % respectivamente).
También considera una actualización del Valor de Recargo destinado al Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE) y un aumento en el Valor Agregado de Distribución (VAD).
Los nuevos cuadros tarifarios comprenden a usuarios residenciales y no residenciales del AMBA (Edenor y Edesur- Resoluciones 614 y 615/2025), con tarifa plena para los Residenciales Nivel 1 (altos ingresos) y tarifa parcialmente subsidiada para los Residenciales Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (Ingresos medios), con un mínimo de consumo, debiendo pagar tarifa plena por lo que exceda a los consumos básicos.
Para los usuarios del área a cargo de Edenor el incremento mensual es de 2,97 % con respecto a agosto, mientras que los usuarios de Edesur el aumento es de 2,90 %.
El ENRE, a cargo del interventor Néstro Lanboglia, emitió además las resoluciones 616 hasta 634/2025 que establecen incrementos en los valores horarios a aplicar al equipamiento regulado, a la remuneración por conexión, a la capacidad de transporte y de transformadores, para las empresas transportistas de electricidad, con porcentajes de subas que van desde 3,5 hasta 17 % según los casos.
Por su parte, El ENARGAS, a cargo del interventor Carlos Casares, dispuso ajustes en los cuadros tarifarios por el suministro de gas por redes considerando los márgenes de Distribución (IPIM e IPC mensual) y los precios del gas en el PIST definidos por la Secretaría de Energía en el marco del Plan Gas.Ar.
Las tarifas se actualizan además en base a la aplicación de 31 aumentos mensuales consecutivos considerando la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) resuelta a finales del año pasado.
En los considerandos de la serie de resoluciones el Enargas se puntualizó además “esta Autoridad Regulatoria advirtió errores materiales en los insumos utilizados para calcular el Requerimiento de Ingresos en el marco del procedimiento de RQT, el cual corresponde readecuar”.
“Como resultado de dicha adecuación, se ha obtenido una nueva estimación del monto del Requerimiento de Ingresos de la Licenciataria para el quinquenio, que resulta necesario para una prestación adecuada del servicio, el cumplimiento del plan de inversiones propuesto y una remuneración justa y razonable al capital invertido”, argumenta el Ente.
Asimismo, cabe referir que, la semana pasada, Economía oficializó un incremento al 6,8 % sobre el recargo en el precio del gas PIST que se factura con el objetivo de financiar los descuentos en facturas que reciben quienes habitan en zonas frías del país.
A modo de referencia cabe señalar que, para el caso de usuarios Capital Federal atendidos por MetroGas, Categoría R2-3, la nueva Tarifa Final Nivel 1 (sin subsidio) comprende un Cargo Fijo mensual de 14.239, 97 y un Cargo por metro cúbico de consumo de $ 222,07. Si el usuario se domicilia en Buenos Aires (provincia) el Cargo Fijo es de $ 12.765,27, siendo igual el Cargo por metro cúbico de consumo.
Para el caso de usuarios de Naturgy BAN de categoría R2-3 el nuevo Cargo Fijo mensual es de $ 8.806,70, y el cargo por metro cúbico de consumo es de $ 206,46.
Las boletas de las distribuidoras debe detallar el precio del gas, los subsidios aplicados y las bonificaciones para hogares de menores ingresos.
Las resoluciones del ENARGAS oficializadas van desde la 622/2025 hasta la 641/2025 y establecen tarifas de transporte interrumpible por cada 1.000 m3, según origen y destino del gas. Comprenden a TGS, TGN, GasAndes, Gasoducto Norandino, Enel Generación, Gas Link, Transportadora de gas Mercosur, Compañía Enterriana de Gas, Refinería del Norte, ENARSA, MetroGas, Naturgy BAN , Naturgy NOA, Litoral Gas, Distrbuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gas Nea y Redengas.
El proyecto político de Javier y Karina Milei se enfrenta al límite natural de las apuestas maximalistas: la realidad. La economía no respondió con la rapidez prometida, la inflación no bajó a los niveles que se anticipaban y la estabilidad cambiaria sigue lejos de consolidarse.
El riesgo país, a pesar del ajuste fiscal más severo en décadas, no cede porque la confianza del mercado depende tanto de la macroeconomía como de la política, y allí la intransigencia y la soledad parlamentaria del oficialismo han revelado su costado más vulnerable. La idea de que la pura voluntad bastaba para torcer inercias históricas se estrelló con la crudeza de un país acostumbrado a los ciclos de ilusión y derrumbe.
En el discurso de la Bolsa de Comercio de Rosario, Javier Milei dijo: “ Se va a desacelerar la inflación? Claro, obvio, porque en el caso alternativo, no sólo que las tasas de interés se les van a ir a las nubes, porque el salto del tipo de cambio va a tener convalidación monetaria, y las tasas de interés nominales se van a ir a la estratosfera, sino que además van a romper también el equilibrio monetario, van a romper el tipo de cambio, van a romper la inflación.” Es decir, el presidente anticipa caída de ventas internas, encarecimiento del crédito, menor rotación de capital de trabajo y riesgo de reducción en la utilización de capacidad instalada. El discurso confirma lo que los empresarios temen: que en el corto plazo habrá recesión o al menos fuerte ralentización de la economía.
En el terreno político, la estrategia personalista y excluyente mostró su agotamiento con la fragmentación del propio espacio libertario, que hoy convive con minibloques críticos y voces disidentes que antes compartían la visión presidencial.
Los desplantes y maltratos internos derivaron en rupturas que erosionan la ya escasa musculatura parlamentaria del oficialismo, mientras se acumulan sospechas de corrupción y escándalos administrativos que golpean la figura de Karina Milei y tiñen la narrativa de pureza ética que el gobierno quiso cultivar. La paradoja es evidente: un proyecto nacido bajo la bandera de la transparencia y la lucha contra la “casta” comienza a reproducir las mismas prácticas que prometió desterrar.
No obstante, las encuestas indican que los hermanos Milei mantienen un alto grado de fidelidad de un importante grupo de seguidores, respaldado por algunos sectores de la economía con buenos resultados.
Denuncias
En la última semana, la tormenta política y económica que atraviesa el gobierno de Javier Milei, se intensificó con una sucesión de hechos de alto impacto. Primero, estallaron denuncias de corrupción por parte del exdirector de la Agencia Nacional de Discapacidad y abogado personal del presidente, Diego Spagnuolo: según audios filtrados, la hermana del presidente, Karina Milei —secretaria General de Presidencia— estaría recibiendo entre el 3 % y el 4 % en coimas provenientes de contratos farmacéuticos, escándalo que derivó en allanamientos y una causa penal por asociación ilícita, sobornos y administración fraudulenta.
En paralelo, la investigación judicial por el escándalo del fentanilo contaminado sigue en el tapete, en especial en Rosario en una causa que ya suma casi un centenar de víctimas fatales confirmadas, y que destapa graves deficiencias regulatorias en ANMAT y los laboratorios involucrados. La erosión institucional se agrava ante el cierre de filas reciente dentro del oficialismo, mientras crece el escrutinio público sobre cada paso del gabinete.
Guarismos
En lo económico, el gobierno mantiene tasas de interés estratosféricas —cercanas al 48 % en cauciones bursátiles y al 46 % en plazos fijos— con el objetivo de contener la volatilidad del dólar. Por eso, los mercados proyectan un salto significativo de la cotización del dólar, en función de la emisión “invisible” de pesos que alimenta la desconfianza: se proyecta una cotización de entre 1.400 y 1.453 pesos por dólar hacia fin de año. Esta “emisión invisible”, junto con la curva de tasas, pone en jaque no solo el crédito para pymes y hogares, sino también la sostenibilidad del esquema económico, muy vulnerable a la volatilidad electoral. Javier Milei sigue sin recibir señales claras de respaldo internacional, especialmente de EE. UU.
A pesar de sus gestos de acercamiento ideológico al entorno de Donald Trump, aún no se ha concretado una audiencia formal entre ambos mandatarios, lo que evidencia una distancia latente con el establishment estadounidense que se mantiene expectante. Mientras tanto, se acumulan las advertencias sanitarias, financieras y geopolíticas que revelan la fragilidad de un modelo sostenido por la voluntad de Milei, pero cada vez menos respaldo por parte del “establishment”.
La caída interanual
La Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL) difundió su Índice de Producción Industrial (IPI) correspondiente a julio de 2025. De acuerdo con el informe, la actividad fabril se contrajo 3,3% en la comparación con igual mes del año pasado, marcando así la primera baja interanual desde noviembre de 2024. Con este resultado, la mejora acumulada en los primeros siete meses del año se redujo al 1,7%. (tabla 1)
La contracción de julio estuvo signada por paradas técnicas programadas en ramas que venían liderando la recuperación. La industria automotriz registró el mayor retroceso, con caídas en la producción de automóviles y utilitarios a raíz de vacaciones y mantenimientos, en un contexto donde las ventas mayoristas y patentamientos se mantuvieron dinámicos pero las exportaciones se desplomaron tras cuatro meses de alza.
Otro sector que interrumpió su secuencia positiva fue el de minerales no metálicos, que había crecido de manera sostenida desde febrero. La producción de alimentos y bebidas, en tanto, igualó el récord de un año atrás: se observó un retroceso en alimentos –luego de doce meses de recuperación– y un leve avance en bebidas.
Mediciones
Los índices comienzan a ponerse en duda con la renuncia de dos funcionarios clave del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), se trata de los responsables de las mediciones más sensibles del organismo, que se alejaron por discrepancias en la metodología de medición. Georgina Giglio, quien estaba al frente de la Dirección de Índices de Precios de Consumo (IPC), y Guillermo Manzano, titular de la Dirección de Estadísticas de Condiciones de Vida, encargada de analizar pobreza, indigencia y empleo. La salida de Giglio fue atribuida a razones personales, mientras que Manzano habría renunciado debido a discrepancias metodológicas y diferencias en la gestión del equipo Sus renuncias se producen en un momento político candente para el gobierno: denuncias de corrupción que apuntan directamente al corazón del “triángulo de hierro”, muertes por fentanilo atribuidas a la impericia, negligencia y corrupción de los funcionarios del área, lo que deja al asunto de la implementación de una nueva metodología estadística ya habían generado tensiones internas y cuestionamientos externos.
Avances y retrocesos
En el acumulado enero-julio, los minerales no metálicos moderaron su crecimiento al 10,4%, y la automotriz al 10%. Con mejoras superiores al promedio industrial, alimentos y bebidas crecieron 3,6% y las industrias metálicas básicas 3,3%. Más modestos fueron los avances del proceso de petróleo (+0,5%) y de insumos textiles (+0,4%). En cambio, retrocedieron los despachos de cigarrillos (-1,2%), la metalmecánica (-1,7%), y con mayor fuerza el papel y celulosa junto a químicos y plásticos, que quedaron 6,4% por debajo del nivel del año anterior.
En términos desestacionalizados, julio volvió a mostrar una baja (-1,4%) frente a junio, que ya había retrocedido 1,3%. Así, la industria acumula una mejora de 2,4% respecto a abril de 2024 –cuando comenzó la fase de recuperación– pero se ubica 4,6% por debajo del pico de febrero de 2025. Con este desempeño, el crecimiento anual equivalente de la industria en los últimos 15 meses fue de apenas 1,9%, el más bajo entre los ciclos de expansión registrados desde 1980. FIEL advierte que todos los indicadores sugieren un agotamiento de la recuperación iniciada el año pasado.
Petróleo
La OPEP se mantiene optimista respecto al futuro a mediano plazo del crudo, respaldando sus perspectivas con previsiones sólidas en materia de demanda y señales claras de ajuste en la oferta. Según el Secretario General de la entente, Haitham Al Ghais, las expectativas sobre el crecimiento de la demanda global de petróleo se mantienen firmes: se proyecta un aumento de 1,3 millones de barriles diarios (bpd) tanto para 2025 como para 2026, cifra que se mantiene sin cambios en el último Monthly Oil Market Report (MOMR).
En el horizonte más largo, el World Oil Outlook 2025 eleva sus estimaciones de demanda para mediados de siglo: proyecta un consumo de 122,9 millones de bpd en 2050 (por encima de los 120,1 millones de la edición anterior), y de 120,0 millones de bpd para 2040, frente a los 117,8 millones anteriores, según Argus Media. La OPEP resalta que, dado este escenario de crecimiento sostenido, no hay señales de un pico en la demanda global a la vista, argumentando que muchos países en desarrollo continúan incrementando su consumo de petróleo.
Por su parte, Juan Martín Bulgheroni, vicepresidente de Planificación y Estrategia de Upstream de Pan American Energy, advirtió que el presente ciclo de precios bajos plantea un escenario muy distinto para la Argentina. Desde su visión, los recortes de producción de la OPEP sostuvieron valores elevados que alentaron el ingreso de nuevos jugadores —como Guyana, el Mar del Norte y Estados Unidos—, generando una sobreoferta que ahora presiona a la baja al crudo.
Para Bulgheroni, lejos de ser una amenaza, esta coyuntura representa una oportunidad para que Vaca Muerta se afiance como polo exportador, siempre que logre un salto en competitividad frente a sus pares globales. El ejecutivo propone un “desafío tripartito” como respuesta a la volatilidad de precios: un trabajo coordinado entre el ámbito laboral, el industrial y el gubernamental. En lo laboral, el énfasis está puesto en la adopción de tecnologías digitales y en la capacitación de los trabajadores para operar procesos cada vez más automatizados y eficientes. En lo gubernamental, subraya la importancia de un marco estable y previsible como el RIGI, que ofrezca seguridad jurídica y fiscal para proyectos de más de 20 años.
Y en lo industrial, destaca la necesidad de cooperación entre compañías, uniendo esfuerzos para concretar inversiones de gran escala que permitan monetizar los recursos argentinos. Como ejemplos de esa visión, Bulgheroni resaltó dos megaproyectos: el oleoducto VMOS, que con una capacidad inicial de 500.000 barriles diarios permitirá exportar hasta un millón en el futuro, y el plan Argentina LNG, que prevé exportar 6 millones de toneladas de gas natural licuado por año a partir de 2028. Ambos esquemas —con financiamiento récord y el apoyo de varias productoras— buscan consolidar al país como exportador energético global.
De este modo, frente al optimismo de la OPEP por la demanda mundial, la apuesta de Bulgheroni es clara: Argentina debe blindar su competitividad para no quedar al margen en un mercado donde los precios seguirán siendo cíclicos y la eficiencia marcará la diferencia.
Combustibles
En julio de 2025, el mercado de combustibles mostró un quiebre luego de cuatro meses de crecimiento consecutivo: las ventas totales cayeron 1,16% interanual, alcanzando 1.447.866 metros cúbicos frente a los 1.464.850 del mismo mes de 2024. No obstante, en la comparación con junio se verificó un repunte del 2,17%, lo que revela una dinámica marcada por el calendario y la demanda estacional. En el desagregado por productos, las naftas premium lideraron con un salto de 12,5%, seguidas por el gasoil grado 3 con un 9%, mientras que la nafta súper retrocedió 1,1% y el diésel grado 2 sufrió la mayor contracción, con una caída del 12,2%. (Grafico 1)
A nivel territorial, diez provincias registraron alzas interanuales, con Tierra del Fuego a la cabeza (+9,7%), seguida por Buenos Aires (+6,2%) y San Juan (+4,9%).
En contraste, Tucumán experimentó un desplome de 19,3% —su sexto mes consecutivo en baja—, mientras que CABA (-10,1%) y La Rioja (-10,5%) también se ubicaron entre las más afectadas. Buenos Aires consolidó además su lugar como principal mercado, con más de 505 mil metros cúbicos comercializados, muy por encima de Córdoba (159 mil) y Santa Fe (116 mil), que también mostraron retrocesos en la comparación interanual. En el análisis por empresas, YPF mantuvo su liderazgo con 804.416 metros cúbicos vendidos y un crecimiento de 3,5%, seguida por Shell con 334.451 m³, aunque esta última retrocedió 7,4% respecto de 2024. Axion (-0,3%) y Puma (-3,5%) también cedieron terreno, mientras que Dapsa volvió a destacarse con la mayor suba relativa, del 8,2%. En el balance por tipo de combustible, el consumo de naftas en general creció 2,1%, pero el gasoil en su conjunto cayó 5,4%, reflejando un cambio en las preferencias de los consumidores y en el peso del transporte pesado en el mix de ventas.
Tarifas y subsidios
Por su parte, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) publicó su reporte mensual de agosto 2025, que ofrece una radiografía precisa del costo de los servicios públicos, la evolución de los subsidios y la incidencia de las tarifas sobre los salarios. El documento evidencia una dinámica compleja: mientras la canasta de servicios se desacelera levemente por factores estacionales, los subsidios muestran una fuerte contracción y la cobertura tarifaria de los costos se mantiene en torno al 50%.
Canasta
Un hogar promedio del AMBA, sin subsidios, destinó en agosto $181.194 para cubrir electricidad, gas natural, agua potable y transporte. Este monto, aunque se redujo 2,7% respecto a julio por menor consumo energético, es 35% superior al de igual mes de 2024. El transporte explica casi el 40% del gasto total, con un costo promedio de $73.019 mensuales. Desde diciembre de 2023, la canasta acumula un incremento de 578%, muy por encima de la inflación general (158%). (Gráfico 2)
Subsidios
La política de subsidios atraviesa un fuerte proceso de ajuste. Entre enero y agosto de 2025 los subsidios económicos a agua, energía y transporte cayeron 57% en términos reales. Energía concentra el 67% de las transferencias, con una caída del 63% real, especialmente por menores aportes a CAMMESA y ENARSA. El transporte, en cambio, explicó un tercio del total y mostró una reducción real de 29% anual. El ajuste en subsidios se traduce en un mayor peso de las tarifas sobre los usuarios y en el fortalecimiento del superávit fiscal primario. (Gráfico 3 y 4)
Tarifas residenciales
La cobertura de los costos del sistema energético continúa siendo parcial. En electricidad, los usuarios pagan en promedio el 52% del costo, mientras que el Estado cubre el 48%. En gas natural, la cobertura alcanza solo el 41% del costo, quedando el 59% a cargo del Tesoro.
La segmentación de ingresos acentúa la disparidad: en agosto, los hogares de altos ingresos (N1) cubrieron el 81% del costo eléctrico y el 68% del gas, mientras que los de ingresos bajos (N2) apenas el 26% y 18%, respectivamente.
Tarifas eléctricas entre provincias
El análisis federal revela fuertes disparidades. La factura eléctrica promedio país asciende a $65.242 para un hogar N1, $39.158 para N2 y $46.095 para N3. Un hogar de altos ingresos paga en promedio 1,7 veces más que uno de ingresos bajos y 1,4 veces más que uno de ingresos medios. Las diferencias responden no solo a los marcos regulatorios provinciales y municipales, sino también a estructuras tarifarias, composición impositiva y frecuencia de actualizaciones.
Tarifas por redes
En agosto se aplicaron nuevos cuadros tarifarios que impactaron en todo el país. La factura promedio mensual para usuarios N1 es de $65.133; para N2, $47.229; y para N3, $52.623. En los hogares de altos ingresos, la factura se compone en un 52% por el precio del gas, 27% por VAD y 22% por impuestos. Para los de menores ingresos, el peso del gas se reduce al 44%, mientras que el VAD asciende al 34%.
Tarifas en el AMBA
Pese a las recomposiciones de 2024 y 2025, tanto la factura eléctrica como la de gas natural continúan en niveles reales inferiores a los de febrero de 2019. En agosto, los incrementos nominales rondaron el 2% mensual, resultando en leves alzas reales de entre 1,5% y 1,8% según segmento de usuario. En términos de ingreso, las facturas energéticas representan el 4,7% del salario promedio RIPTE para un N1, el 2,8% para un N2 y el 3,3% para un N3. Si se mide sobre los ingresos mínimos de cada segmento, el peso relativo escala al 6,5% para los hogares de bajos ingresos.
A partir de las resoluciones oficiales dictadas en los últimos meses —entre ellas, la fijación de nuevos precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para junio y julio de 2025, así como la prórroga de la emergencia energética hasta julio de 2026— comenzó a circular en medios y ámbitos sectoriales la versión de que el Plan Gas.Ar podría concluir de manera anticipada.
El razonamiento detrás de esos rumores se apoyó en tres factores: por un lado, la instrumentación de medidas extraordinarias en el marco de la crisis de abastecimiento de julio, cuando Cammesa debió adquirir gas por fuera de los precios del Plan; por otro, la ausencia de anuncios oficiales sobre qué esquema sucederá al programa una vez cumplido el horizonte de 2028, fijado en los decretos de extensión de su vigencia; y, finalmente, la manifiesta intención del Gobierno de reducir el déficit fiscal, lo que alimenta la sospecha de un recorte en los programas de subsidios energéticos.
Si bien ninguna de estas decisiones implicó formalmente el final del Plan Gas.Ar, su combinación reforzó la percepción de incertidumbre y abrió paso a especulaciones sobre una eventual conclusión anticipada.
Durante 2025, el Plan Gas se mantuvo en el centro del debate. El Gobierno avanzó con un esquema de actualización mensual de los precios en el PIST, lo que significó ajustes sucesivos en junio, julio y agosto. Estas resoluciones buscaron ordenar el mercado, dar previsibilidad a las productoras y, a la vez, mantener subsidios focalizados para los hogares de menores ingresos. La señal fue clara: asegurar la continuidad del programa hasta 2028 sin alterar los contratos, pero adecuando el sendero tarifario a la nueva realidad macroeconómica.
El año también estuvo marcado por un cambio institucional de fondo. A través del Decreto 452/2025, el Ejecutivo oficializó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que absorbió las funciones de los historico ENARGAS y ENRE.
La decisión se inscribe en una lógica de simplificación regulatoria y reducción del gasto público, pero también responde a la necesidad de unificar criterios en un mercado que se prepara para una liberalización gradual de precios y contratos. El nuevo organismo se convierte así en un actor central para la transición del Plan Gas hacia un esquema más abierto y competitivo.
Cabe aclarar que ambos organismos ahora unificados, se financian con una tasa de fiscalización y control que no requiere de fondos del Tesoro. A partir de la decisión de unificación de ambos entes, se desató una puja sorda por el control a través de la conformación del futuro directorio.
En el actual contexto, todo indica que el sector no regulado de la cadena gasífera es el de mayor influencia: los productores buscan “capturar” al regulador, habida cuenta de que es el organismo que habilita el pase a tarifa de los precios pactados entre las empresas distribuidoras y los propios productores.
Antecedentes
Los primeros intentos, entre 2008 y 2013, se materializaron en programas como “Gas Plus”, que buscaban atraer inversiones hacia proyectos no convencionales. Con Cristina Fernández de Kirchner, el Plan Gas II, destinado a empresas con inyección reducida, fue lanzado en 2013 durante su segunda presidencia, en el marco de la misma Comisión de Planificación del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
Se estableció un esquema de precios escalonados en función del desempeño de cada productora respecto de su “base” de inyección y de las curvas de declino estimadas.
El estímulo máximo alcanzaba los 7,50 dólares por MM/btu cuando la inyección total superaba la base asignada; se reconocían 6 dólares .- si la producción se ubicaba entre la curva de –5% y la base; 5,00 dólares en el rango comprendido entre –10% y –5%; y US$ 4,- si se mantenía entre la base ajustada y la curva de –10%. En todos los casos, el tope máximo del incentivo fue de US$ 7,50 por millón de BTU.
La gestión de Mauricio Macri mantuvo la lógica, aunque con valores decrecientes y mayor concentración en Vaca Muerta, generando cuestionamientos por su alto costo fiscal. Alberto Fernández reformuló el esquema en 2020 bajo el “Plan Gas.Ar”: subastas a cuatro años con un precio promedio mucho menor (US$ 3,5 por MM/btu), acompañado por obras estratégicas como el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner.
El Plan Gas 5 (desde 2023) extendió contratos hasta 2028 y abrió la puerta a exportaciones estacionales a países limítrofes, con la aspiración de convertir a la Argentina en un exportador neto de gas. En paralelo, se dieron pasos en materia de infraestructura y proyección a largo plazo. En mayo, el Gobierno lanzó la licitación para ampliar el gasoducto troncal PNK -designado “Perito Moreno” por Javier Milei, que permitirá incrementar en 14 millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte desde Vaca Muerta, reforzando la balanza comercial energética.
Al mismo tiempo, un informe oficial confirmó que los recursos no convencionales de gas pueden cubrir la demanda interna entre 63 y 162 años, según los niveles de explotación y exportación. Estos anuncios se complementaron con gestos hacia el exterior, como el acuerdo firmado entre YPF y la italiana Eni para garantizar exportaciones de gas argentino a Europa. Todo ello confirma que el Plan Gas, lejos de agotarse, sigue siendo el eje de una estrategia que combina abastecimiento interno, equilibrio macroeconómico y la ambición de consolidar a la Argentina como exportador energético de escala global.
Un productor que habla
La posición de CGC, la petrolera del ex empleador de Javier Milei, Eduardo Eurnekián, introduce un matiz incómodo en la estrategia oficial de desandar progresivamente el Plan Gas: la empresa admite que es posible “discutir” la salida del esquema, pero advierte que cualquier transición debe preservar la seguridad de abastecimiento y permitir a los productores recuperar las inversiones comprometidas. Victoria Sabbioni, gerenta comercial, destacó que el programa permitió “llenar los caños” y forzó la construcción de nueva infraestructura, pero recordó que incluso con el plan vigente se produjeron crisis como la de julio pasado, cuando la demanda invernal obligó a racionar el suministro en distintas provincias. Para la compañía, trasladar íntegramente al mercado privado la responsabilidad del abastecimiento sin un rol amortiguador del Estado puede agravar esos riesgos y generar un cuadro de inestabilidad energética. En paralelo, la ejecutiva alertó sobre la necesidad de diseñar instrumentos contractuales capaces de cubrir la dualidad entre la demanda residencial de invierno y la térmica de verano, sin desarticular la ecuación económica de los productores.
A su vez, planteó que la desregulación incipiente en la generación térmica solo tendrá sentido si las eficiencias logradas se trasladan efectivamente al usuario final y se traducen en menores costos del sistema. En un tono más optimista, Sabbioni valoró la oportunidad de consolidar exportaciones de gas hacia Chile bajo reglas ya fijadas hasta 2028, aunque remarcó que la nueva demanda externa es distinta: de carácter horario y concentrada en franjas nocturnas, debido a la penetración solar durante el día.
Ese rediseño del mercado, concluyó, exige creatividad regulatoria y contractual, para evitar que la salida del Plan Gas derive en un retroceso de los logros alcanzados.
La Secretaría de Energía de Argentina definió los proyectos ganadores de la licitación de baterías AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en proyectos de almacenamiento stand-alone en el país.
Energía Estratégica accedió a la resolución antes que se publique en el Boletín Oficial de la República Argentina, donde se detalla que finalmente se adjudicaron 10 proyectos por 667 MW de potencia, repartidos entre las empresas Aluar, Central Puerto, Coral Energía, Genneia, MSU Green Energy, Rowing e YPF Luz.
¿Por qué más capacidad de la prevista? Si bien la licitación contemplaba 500 MW en baterías, el gobierno sumó algunas ofertas al listado ya que las mismas poseían precio menor al 90% del precio máximo.
Es decir que primeramente se adjudicaron 517 MW de manera directa, proveniente de los 7 proyectos que este portal de noticias adelantó días atrás (ver nota) y a un precio promedio ponderado de 11337 USD/MWmes (75,6% sobre el de Referencia).
A eso se debe añadir que el gobierno determinó la contratación de potencia adicional de otros 3 sistemas de almacenamiento que suman 150 MW, a un promedio de 12591 USD/MWmes (83,9% sobre el de Referencia).
De la totalidad de los ganadores, la mayor parte se instalará en las redes de Edenor, habiendo 7 proyectos por un total de 500 MW, mientras que para el ámbito de Edesur se asignaron 3 centrales por 167 MW de capacidad.
Por otro lado, la Secretaría de Energía de Argentina también invita a 5 sistemas de baterías mejores sus ofertas económicas (en los términos del Artículo 19.4 del Pliego de Bases y Condiciones) y puedan adjudicarse otros 222 MW de potencia.
Esto se debe a que no contarían con limitaciones en el sistema de transporte, pero su precio actual está por encima del valor asignable en esta oportunidad: promedio de 14729 usd/MWmes (98,2% sobre el de Referencia).
“Dichos Oferentes deberán manifestar su voluntad de acceder a la celebración del Contratos de generación de almacenamiento con distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en los términos y condiciones establecidos en el presente artículo en forma expresa y por escrito a CAMMESA, en el término de 5 días hábiles contados desde la notificación de la presente”, detalla la resolución.
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El complejo petrolero-petroquímico alcanzó un récord histórico con exportaciones por US$ 5.650 millones en el primer semestre de 2025, liderando el crecimiento de las ventas externas argentinas, que totalizaron US$ 39.742 millones, según el Indec. Las exportaciones argentinas alcanzaron los US$ 39.742 millones durante el primer semestre de 2025, un aumento interanual del 4% respecto al mismo período de 2024, según informó el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Este crecimiento fue impulsado por un incremento del 4,9% en las cantidades exportadas, que compensó una leve caída del 0,8% en los precios internacionales. Los complejos exportadores representaron el 92,9% […]
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Después de que Neuquén alcanzará un récord histórico con más de 529.000 barriles de petróleo por día, Argentina ya vislumbra la posibilidad de superar el millón de barriles diarios antes de 2030, apoyada en el desarrollo de los yacimientos con objetivo Vaca Muerta. Los especialistas señalan que la clave estará en el ritmo de actividad y la capacidad de sostenerlo en el tiempo. Según la consultora GtoG Energy, dirigida por el ingeniero Gerardo Tennerini, el futuro de la producción depende directamente del volumen de pozos que cada año se logren perforar y completar en la roca madre. Los niveles de […]
La cartera que dirige María Tettamanti quiere que las distribuidoras contraten capacidad de transporte en el gasoducto Perito Moreno —que hoy está en cabeza de Cammesa— para cubrir la demanda residencial durante el invierno. Para eso, la Secretaría contrató a la consultora Novix para rediseñar las rutas de acceso al sistema troncal de ductos de cada licenciataria. La secretaria de Energía, María Tettamanti, se reunió hace 10 días con los máximos directivos de distribuidoras y transportistas de gas natural para adelantarles que el gobierno apunta a realizar un open season para reasignar la capacidad de transporte de gas del Gasoducto […]
La Resolución 1271/2025 autoriza a Galán Litio a adherir al RIGI con su Proyecto Hombre Muerto Oeste en Catamarca, con una inversión de más de USD 217 millones y beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios. El Ministerio de Economía aprobó la adhesión de Galán Litio al RIGI con el Proyecto Hombre Muerto Oeste en Catamarca. La inversión será de USD 217 millones y permitirá producir 12.000 toneladas de carbonato de litio anual. El Proyecto Hombre Muerto Oeste de Galán Litio prevé una inversión de USD 217,09 millones, con una capacidad de producción de 12.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente. […]
YPF alcanzó un nuevo hito en la modernización de su Complejo Industrial Luján de Cuyo (CILC), en Mendoza, con la instalación del reactor HG-D-3501, pieza central del proyecto Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC). La compañía confirmó que la obra general ya supera el 85% de ejecución y que se prevé su puesta en marcha para 2026. El nuevo reactor, fabricado en Mendoza por la firma IMPSA bajo exigentes estándares internacionales, será determinante para reducir el contenido de azufre en el gasoil producido en la planta. Diseñado para operar en condiciones severas de presión y temperatura, actúa mediante un proceso catalítico […]
Un estudio de la consultora GtoG estimó el ritmo de inversión y de nuevos pozos por año que serán necesarios para sostener el ramp up de producción para cumplir las metas de la industria. La meta del millón de barriles de petróleo para la Argentina es uno de los hitos a los que apunta la industria de los hidrocarburos, y que de sostenerse ciertas condiciones de inversión, actividad y producción podrá alcanzarse bastante antes del comienzo de la próxima década. La producción de hidrocarburos llegó en junio —últimas cifras disponibles— a niveles no registrados desde diciembre de 2001, al lograr […]
Toro Brokers SA (TBSA) avanza con un tren de pasajeros y logístico entre Bahía Blanca y Añelo en Vaca Muerta, con 600 millones de dólares de financiamiento asegurado. El proyecto busca reducir hasta un 40% los costos logísticos, mejorar la conectividad y potenciar la competitividad de la formación. Entre los proyectos en análisis en la región, sobresale la iniciativa de Toro Brokers SA (TBSA), que ya cuenta con una carta de intención firmada y financiamiento garantizado por más de 600 millones de dólares. La propuesta forma parte de un plan para integrar la infraestructura ferroviaria al desarrollo de la cuenca […]
La economía de Perú crecería un 3,2% en promedio entre el 2026 y 2029, con inversiones mineras proyectadas por 8.600 millones de dólares en el periodo, dijo el jueves el Ministerio de Economía y Finanzas. El portafolio dijo además en un comunicado que se proyecta un déficit fiscal de 2,2% del Producto Interior Bruto (PIB) para 2025 y de 1,8% del PIB para 2026, según nuevas proyecciones aprobadas en el gabinete de Gobierno. Advertisement · Scroll to continue El ministro de Economía y Finanzas, Raúl Pérez, dijo en el comunicado que las estimaciones “confirman el sólido desempeño de la economía […]
Jinko Solar presentó oficialmente su nueva solución fotovoltaica Tiger Neo 3.0, en un evento online titulado «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0», organizado junto Energía Estratégica.
Durante el encuentro, Jeniffer Escobar, Technical Service Manager para Latinoamérica, y Miguel Covarrubias, Sales Director LATAM, ofrecieron detalles técnicos y comerciales del módulo, que se posiciona como una de las soluciones más avanzadas de la compañía que ya 330 GW suministrados a nivel mundial entre todos sus productos.
El Tiger Neo 3.0 se basa en la tercera generación de celdas TOPCon, alcanzando una eficiencia de módulo de hasta 24,8% y una potencia máxima de 670 W, con un rendimiento bifacial del 85%. “La optimización en la arquitectura TOPCon, los materiales de calidad y el diseño están orientados a maximizar la generación, incluso bajo condiciones más exigentes”, explicó Escobar.
Cuatro innovaciones estructurales respaldan estas cifras. En primer lugar, la mejora de pasivación de celdas bajo el concepto HCP permite manejar corrientes más altas sin elevar pérdidas. En segundo lugar, la estructura MAX incrementa la bifacialidad mediante una capa trasera más transparente y un mejor contacto, elevando el aprovechamiento de la irradiación solar.
A su vez, el diseño SMMB incorpora más barras colectoras finas, lo que reduce la distancia de conducción entre electrones y disminuye las pérdidas eléctricas. Por último, el esquema FP optimiza el comportamiento del módulo frente a sombras parciales, reduciendo el riesgo de puntos calientes.
Una de las principales ventajas del Tiger Neo 3.0 está en su rendimiento sostenido a lo largo del tiempo. “Presenta una degradación anual inferior al 0,35%, por debajo del estándar del 0,4% del mercado”, destacó Escobar, lo cual garantiza más producción durante sus 30 años de vida útil.
La nueva línea se adapta a distintos segmentos del mercado. El modelo de 66 celdas está destinado a proyectos utility scale, mientras que las versiones de 48 y 51 celdas están diseñadas para uso residencial. “También contamos con una versión bifacial de doble vidrio”, agregó Escobar, lo cual refuerza la adaptabilidad del producto a diversas configuraciones y necesidades del mercado fotovoltaico.
Desde el punto de vista productivo, la compañía trabaja con una estrategia de diversificación industrial para mitigar riesgos globales. Actualmente, el 99% de los módulos de Jinko Solar se producen en China, pero la empresa amplía su capacidad instalada para responder regionalmente en caso de restricciones logísticas, regulatorias o geopolíticas. “Estamos buscando la diversificación a nivel compañía y tenemos fábricas que responden a ciertos mercados ante posibles restricciones”, explica Covarrubias. El ejecutivo asegura que Jinko Solar cuenta con flexibilidad productiva: “Adaptamos nuestra capacidad y estamos constantemente en la optimización de las fábricas, lo que nos permite reaccionar rápidamente”.
Tecnología del futuro: Jinko avanza hacia las celdas Tándem
La evolución tecnológica de la compañía también contempla desarrollos más allá de TOPCon, tecnología con la que continuarán en el mediano plazo ya que consideran que aún queda espacio para optimizar aún más su eficiencia de la tecnología TOPCon.
“Sin embargo, en paralelo trabajamos en celdas Tándem a nivel de laboratorio y quedan desafíos técnicos por resolver. Es decir que el paso siguiente son las celdas Tándem, pero seguramente de aquí a 4 o 5 años deberíamos lanzar algo comercialmente viable de celdas Tándem” anticipó Covarrubias durante el webinar.
Perú avanza hacia una expansión significativa de su generación fotovoltaica, en línea con la reciente Ley N.° 32249.. Con una capacidad solar nominal en operación de 730 MW, el país proyecta alcanzar los 3 GW acumulados para 2028. Este crecimiento responde a una combinación de factores: un recurso solar de clase mundial, nuevos incentivos regulatorios y la necesidad urgente de descarbonizar una matriz energética aún dominada por combustibles fósiles.
Según el reporte de Solar Power Europe, solo en 2024 se sumaron 195,48 MW al parque solar nacional, con plantas como Clemesí (114,93 MW) en Moquegua, Matarani (80 MW) en Mollendo, y Carhuaquero (0,55 MW) en Cajamarca. Además, San Martín (252,4 MW), desarrollado por Zelestra y puesto en marcha en julio de 2025, se posiciona como la mayor planta solar del país hasta el momento. Para finales de este año se espera que entren en operación proyectos clave como Sunny (204 MW), Illa (385 MW), Solimana (250 MW) y Sol de Verano I (45,34 MW), todos en Arequipa.
El desarrollo solar se concentra en el sur del país, donde los departamentos de Moquegua, Arequipa, Ica y Tacna presentan irradiaciones superiores a 6,0 kWh/m²/día y hasta 3.500 horas de sol al año, ubicando a Perú entre los países con mayor potencial fotovoltaico del continente. “Estas condiciones posicionan al país como uno de los destinos más atractivos de Latinoamérica para la inversión en proyectos de energía solar”, subraya el informe de Solar Power Europe.
Este salto ocurre en paralelo a un proceso de reforma legal crítica. La reciente aprobación de la Ley N.° 32249 introduce un nuevo régimen de licitaciones eléctricas con contratación por bloques horarios, plazos de hasta 15 años y prioridad para fuentes renovables en zonas aisladas. Cabe recordar que Energía Estratégica y Future Energy Summit lanzaron un reporte exclusivo y gratuito sobre el mercado renovable peruano que ofrece análisis especializado y exclusivo, datos confiables, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas, consolidándose como guía clave para empresas e inversores. (Descarga gratuita aquí).
“Esta ley podría impulsar un nuevo ciclo de inversión solar en Perú”, destaca el análisis, que también anticipa la creación formal del mercado de servicios auxiliares para finales de 2025.
A estos avances se suma la publicación del Reglamento de Generación Distribuida, que permitirá a los usuarios generar su propia energía renovable y compensar excedentes. El reglamento propone conexiones simplificadas, exenciones ambientales y condiciones comerciales estandarizadas tanto para usuarios regulados como libres. Este marco normativo apunta directamente a acelerar el crecimiento del segmento C&I, donde sectores como el cemento, minería, agroindustria y logística lideran el autoconsumo solar. El informe destaca que el sector cementero ya suma 31.070 kW de capacidad instalada, seguido por la minería con 12.410 kW.
No obstante, el país aún enfrenta desafíos estructurales. A pesar del empuje regulatorio, persisten cuellos de botella en la tramitación de permisos, incertidumbre regulatoria e infraestructura de transmisión insuficiente, especialmente en zonas de alto potencial solar. El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), aunque robusto en áreas urbanas, deja fuera a comunidades rurales en la Amazonía y los Andes. La cobertura nacional alcanza el 96,4 %, pero apenas 86 % en zonas rurales, lo que refuerza la necesidad de avanzar en proyectos solares autónomos o híbridos para electrificación rural.
Con este objetivo, el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) 2024-2033 prioriza el acceso universal con soluciones fotovoltaicas. “La energía solar fotovoltaica es una herramienta crucial para la electrificación de comunidades remotas e indígenas”, plantea el reporte, reforzando que la transición energética debe ser también una vía de inclusión social.
En cuanto a inversión, Perú ha comenzado a consolidar un ecosistema atractivo. La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) estima que existen más de 16 GW en proyectos solares en distintas etapas de desarrollo, de los cuales 2.127,3 MW ya cuentan con concesiones definitivas, según datos de OSINERGMIN. “Actualmente hay 1.755,5 MW eólicos y solare ya en operación en el SEIN, y el escenario realista proyecta 4.503,1 MW instalados para 2030”, indica OSINERGMIN.
Uno de los principales pendientes regulatorios es la planificación de la transmisión, que se propone modernizar mediante criterios territoriales, análisis de sensibilidad de demanda y herramientas geoespaciales, con foco en regiones con alta irradiación. A esto se suma la necesidad de una regulación específica para el almacenamiento de energía, que permita tratar a los sistemas BESS como entidades propias dentro del sistema, con esquemas de remuneración claros y sin doble penalización.
Finalmente, Solar Power Europe recomienda revisar el esquema de pago por capacidad del SEIN, actualmente diseñado para unidades térmicas, para incorporar metodologías que reconozcan la contribución horaria de las tecnologías solares a la confiabilidad del sistema.
Con un pipeline robusto, irradiación de primer nivel y una regulación en proceso de modernización, Perú tiene las condiciones para triplicar su capacidad instalada y consolidarse como uno de los polos solares más prometedores de la región andina. El desafío será traducir el potencial en realidad operativa, acelerando los procesos, alineando incentivos e integrando tecnología con inclusión.
Guatemala experimenta una reducción significativa en el precio spot de la electricidad durante 2025, con una baja superior al 40% en comparación con 2024. Esta tendencia, sustentada por un mayor aprovechamiento de las fuentes renovables, modificó de forma sustancial el panorama del mercado mayorista eléctrico.
“El 2025 tiene condiciones más favorables para las fuentes renovables, especialmente las hidroeléctricas”, manifestó el consultor financiero Leonardo David, especializado en energía solar, almacenamiento y tarifas eléctricas.
Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), el precio spot promedio descendió de US$214.17/MWh en mayo 2024 a US$124.07/MWh en mayo 2025. En ese mismo período, la generación hidroeléctrica aumentó en 46.6 GWh, mientras que el aporte combinado de las plantas solares y eólicas creció en 24.85 GWh. En contraste, la generación térmica a base de búnker y diésel se redujo en 85.1 GWh, disminución que tuvo un impacto directo en la caída de los precios.
“La reducción del uso de diésel y búnker, que suelen elevar los precios spot, es clave: en algunos meses su uso cayó más de 80% respecto a 2024”, explicó David. Este fenómeno no solo alivianó los costos inmediatos del sistema, sino que evidenció un giro estructural hacia una matriz más limpia.
Aunque la hidroelectricidad continúa siendo la tecnología dominante, 2025 mostró un impulso notable de la energía solar y eólica en Guatemala. Según David, este crecimiento respondió a factores diferenciados.
“En el caso de la energía eólica, 2025 ha tenido condiciones de viento mucho más favorables que el año anterior”, precisó el consultor, aunque aclaró que no se registraron ingresos de nuevos parques eólicos de gran escala.
Por su parte, la generación solar creció a partir del ingreso de nuevos proyectos. Entre ellos destacaron varias plantas de generación distribuida renovable (GDR) con capacidades cercanas a los 5 MW cada una, además del proyecto solar Magdalena, de 66 MW, ubicado en Escuintla. Este desarrollo diversificó la matriz y abrió nuevas dinámicas para el mercado, aunque también introdujo desafíos financieros.
“La reducción de precios spot genera incertidumbre para los proyectos solares bajo el esquema GDR, ya que influye directamente en su ingreso mensual”, advirtió David.
En este contexto, el especialista recomendó cautela al estructurar los modelos financieros. “Es importante hacer proyecciones realistas y evitar financiamientos muy ajustados, para que estos proyectos tengan flexibilidad frente a variaciones del precio spot”, indicó.
Desde una perspectiva regional, Guatemala conservó una posición sólida gracias a su marco regulatorio y experiencia en el mercado eléctrico. “Guatemala tiene uno de los mercados eléctricos más desarrollados de la región, lo cual brinda seguridad jurídica”, sostuvo David.
No obstante, el analista destacó que el país enfrenta el reto de completar con éxito las licitaciones PEG-5 y PET-3, claves para garantizar suministro a usuarios residenciales y pequeños comercios.
“Los grandes consumidores pueden construir o contratar su propia generación, pero los usuarios residenciales dependen de las contrataciones de las empresas distribuidoras”, señaló.
Además, el crecimiento de la demanda eléctrica sigue en alza, acelerado por la llegada de centros de datos para inteligencia artificial, lo que tensiona la necesidad de planificación y resiliencia.
“La reducción de precios spot puede generar una sensación de falsa seguridad. Pero hay que recordar que esto viene en gran parte por factores climáticos incontrolables”, subrayó David.
En 2024, la sequía redujo drásticamente la disponibilidad hidroeléctrica, lo que elevó los precios. Un escenario similar podría repetirse si no se gestiona adecuadamente la expansión del sistema.
“Tratar de predecir el precio spot es complicado, ya que depende de muchos factores, incluyendo el clima”, afirmó.
Si las condiciones actuales persisten, es probable que los precios se mantengan estables a corto plazo. Sin embargo, David identificó al menos tres riesgos concretos que podrían provocar un rebote en los precios: un crecimiento de la demanda mayor al esperado, retrasos en las licitaciones PEG-5 y PET-3, y el regreso de condiciones de sequía.
“Guatemala debe estar preparada para distintos escenarios y no depender exclusivamente de la buena suerte climática”, concluyó.
Con una demanda máxima que recientemente alcanzó los 3.923 MW y una capacidad instalada renovable de 1.554 MW, República Dominicana vive un crecimiento acelerado en generación limpia. No obstante, el avance renovable también expone tensiones en la red, donde la falta de flexibilidad provoca un alto nivel de vertimiento. Según Marvin Fernández, consultor en energía y medioambiente y CEO de GreenBox, el almacenamiento energético es la herramienta crítica para resolver esta problemática sin frenar la transición.
“El almacenamiento energético juega un papel fundamental en el SENI, eliminando el vertimiento de energía y dando mayor estabilidad a la red”, asegura Fernández, quien presidió la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) entre 2022 y 2024.
Solo durante el mes de junio se vertieron 18.549,41 MWh de energía renovable, lo que representa un 11,7% de la generación. Estas pérdidas no solo afectan a los generadores, sino también a las empresas distribuidoras, al deteriorar su flujo de caja. “Es precisamente en el horario nocturno donde el costo de energía en el mercado spot se incrementa en sus valores máximos, y los proyectos con almacenamiento vienen a reducir el mismo a través del arbitraje de energía”, explica.
A esto se suman los beneficios técnicos del almacenamiento, que permitirá brindar servicios complementarios a la red como regulación de frecuencia, tensión, arranque en negro, e incluso tecnologías más avanzadas como el grid forming. Para Fernández, estos atributos serán claves en la transformación operativa del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
Proyecciones del mix y planificación del sistema
De cara a los próximos cinco años, el mix energético dominicano estará liderado por el gas natural, con una participación proyectada del 51%, consolidándose como el combustible de la transición. Le seguirán el carbón mineral (26%) y el Fuel Oil #2 (1%), mientras que las renovables no convencionales mantendrán su expansión: energía solar (12%), eólica (5,3%) y biomasa (0,8%). La hidroeléctrica, aunque convencional, se mantendrá en un 4,7% del total.
Este nuevo panorama estará acompañado por más de 2.000 MW de nueva capacidad térmica, mientras que 12 proyectos actualmente en construcción ya contemplan sistemas BESS. “Se prevé que para 2027 entren de los primeros parques fotovoltaicos con almacenamiento”, anticipa Fernández. Esto permitirá reducir los costos en las horas punta del Mercado Eléctrico Mayorista, con impacto positivo directo en las empresas distribuidoras.
A su vez, la reciente licitación de 600 MW renovables representa una oportunidad para introducir ajustes que favorezcan proyectos con mayor grado de avance. “Entendemos que esta licitación es un buen punto de partida, y que debe ampliar su alcance para que también puedan entrar aquellos proyectos eólicos y solares que cuenten con concesión definitiva al momento de entregar su oferta técnico-económica”, señala.
De fondo, persiste una necesidad estructural: garantizar inversiones estratégicas y coordinadas en generación, transmisión y distribución. “El crecimiento marcado de la demanda indica que se deben seguir haciendo las inversiones estratégicas en los sectores generación, transmisión y distribución, para poder abastecer la demanda en horas pico, garantizando estabilidad en la operación de la red, reduciendo costos y emisiones de gases de efecto invernadero”, advierte Fernández.
En esa línea, también subraya que la clave es contar con generación flexible para permitir una mayor integración de renovables sin comprometer la estabilidad del sistema. “Es vital poder contar con generación flexible que pueda mantener ese balance entre la oferta y la demanda, para permitir una mayor integración de fuentes renovables, sin afectar la estabilidad de la red, que es al final lo que el país busca”, concluye.
Colombia alcanzó en agosto de 2025 un hito histórico en el desarrollo de energías limpias: 2376 megavatios en proyectos de mediana y gran escala en operación y otros 995 MW en autogeneración y generación distribuida. En total, ya funcionan 20.122 proyectos que consolidan el rol de las renovables en la matriz eléctrica.
El informe de SER Colombia detalla que la industria ha movilizado USD 2.500 millones en inversión privada, aportado 10 billones de pesos al mercado eléctrico y generado más de 22.000 empleos directos durante la fase de construcción, llevando nuevas oportunidades a regiones apartadas del país.
El gremio enfatiza: “Las renovables no son solo un sector. Son una causa nacional. Son empleo, inversión, desarrollo territorial, justicia social, competitividad, futuro”.
Sin embargo, los avances conviven con importantes cuellos de botella. El propio informe reconoce que “los tiempos de puesta en marcha de los proyectos son excesivamente largos”. La entrada en operación puede tardar entre 2 y 5 años sin licencia ambiental, y entre 3 y 7 años con licencia ambiental, a lo que se suman 247 trámites represados en distintas entidades, con demoras que alcanzan los 2000 días.
Otro de los retos señalados está en el plano financiero. De los proyectos en etapa de desarrollo, solo el 20% (1631 MW) está en condición Ready to Build, mientras que el 87% no ha alcanzado cierre financiero.
La falta de contratos de largo plazo limita la viabilidad de las iniciativas, agravada por un esquema de subastas que, bajo la normativa vigente, desincentiva la participación de las fuentes no convencionales.
El gremio también advierte sobre el riesgo de un déficit estructural en 2027, dado que el consumo eléctrico nacional crece al doble de la capacidad instalada.
“Si no actuamos ya, las cifras oficiales proyectan un déficit de energía eléctrica en 2027 y los tiempos de entrada de los proyectos siguen siendo excesivamente largos”, resalta el documento.
Para enfrentar estos desafíos, SER Colombia trabaja con el Gobierno en un plan de choque con ocho medidas regulatorias urgentes, entre ellas la simplificación de licencias ambientales, la liberación exprés de capacidad de conexión y la habilitación de subastas de contratos de largo plazo.
De estas iniciativas, cinco ya muestran avances regulatorios que podrían facilitar la entrada de nuevos proyectos en los próximos meses.
A pesar de los retos, el balance es positivo. El sector no solo aporta capacidad instalada y seguridad energética, sino que también impulsa la diversificación económica, la justicia social y la resiliencia del sistema eléctrico frente al cambio climático.
Como concluye el informe: “El potencial existe, pero se requiere seguir sumando esfuerzos para que los proyectos puedan desarrollarse oportunamente y de forma sostenible”.
El dinamismo se refleja también en los proyectos en curso. Para finales de 2025 se prevé la entrada en operación de 12 nuevas iniciativas que sumarán 419 MW y entre 2026 y 2027 se sumarán 493 MW adicionales. Además, el pipeline a largo plazo es robusto: 132 proyectos con 7.900 MW en desarrollo hasta 2029.
Con cifras récord de inversión, empleo y capacidad instalada, y con un portafolio en expansión que apunta a casi 8 GW hacia 2029, las energías renovables se consolidan como una de las mayores apuestas de desarrollo para Colombia.
Veinte legisladores de la Cámara de Diputados presentaron un proyecto de ley para prorrogar la estabilidad fiscal prevista en la Ley 27.191, que regula el desarrollo de las energías renovables en Argentina. La propuesta extiende hasta 2045 el marco vigente, una señal que desde la CEA se valora como un paso fundamental para garantizar la continuidad y el crecimiento del sector.
La iniciativa contempla que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía no estén alcanzados por tributos específicos, cánones o regalías en ninguna jurisdicción del país, asegurando que las reglas de juego permanezcan claras y estables en el tiempo.
Para la Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA), lo central de esta prórroga es que ofrece estabilidad fiscal y jurídica de largo plazo. Esto permite proteger las inversiones ya realizadas y dar viabilidad a nuevos proyectos de gran escala, en un contexto en el que el crecimiento económico del país indefectiblemente demandará mayor generación eléctrica.
“La industria renovable no necesita subsidios ni beneficios fiscales adicionales. Lo que requiere es previsibilidad, un marco jurídico confiable y reglas claras para seguir invirtiendo con financiamiento de largo plazo. La estabilidad es, en sí misma, la mejor política de fomento”, destacó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.
El sector de las energías renovables es intensivo en capital y demanda horizontes de planificación de entre 15 y 20 años. Por eso, la continuidad de la Ley 27.191 constituye un instrumento clave para atraer capital nacional e internacional, consolidar los avances logrados en la última década y contribuir a una matriz energética más diversificada y competitiva.
La CEA considera que esta prórroga refuerza la confianza de los inversores y brinda señales concretas para que Argentina pueda seguir ampliando su capacidad renovable, generando empleo y desarrollando la cadena de valor local.
El país cuenta con un potencial extraordinario en energía eólica, solar y otras fuentes renovables. En la última década, estos recursos han permitido diversificar la matriz eléctrica, generar miles de empleos y atraer inversiones millonarias en infraestructura.
“La prórroga de la Ley 27.191 representa una oportunidad para profundizar este camino, garantizando que las energías renovables continúen siendo un motor de desarrollo económico, social y ambiental para la Argentina”, concluyó Ruiz Moreno.
Costa Rica, reconocida por liderar la transición energética en América Latina, enfrentó en 2024 una serie de tensiones estructurales que pusieron a prueba su matriz renovable. La combinación de variabilidad climática, mantenimiento de plantas críticas y la falta de mecanismos de regulación rápida generó una mayor dependencia del respaldo térmico, con impactos en costos y metas de descarbonización.
Pablo Bermúdez Vives, asesor en Gestión Ambiental del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), explicó que el año cerró con una generación térmica equivalente al 12% del total, un nivel inusualmente alto para la matriz costarricense. “Estas cifras se debieron a condiciones climáticas que redujeron las lluvias y a la falta de flexibilidad operativa para responder con fuentes renovables”, indicó Bermúdez.
La situación llevó a que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) emitiera alertas sobre la necesidad de gestionar los riesgos operativos de cara a 2025. El análisis regulador anticipó presiones sobre los costos y posibles restricciones si se mantiene el patrón hidrológico y no se refuerzan las capacidades regulables del sistema.
Una parte crítica de esa presión provino de mantenimientos programados en grandes plantas hidroeléctricas y geotérmicas. Bermúdez detalló que “el Plan de Expansión de la Generación 2024 del ICE reportó intervenciones prolongadas que sacaron capacidad firme del sistema”, incluyendo centrales como Cachí, Arenal, Dengo, Ventanas Garita y Miravalles 1–2. La combinación de estas salidas simultáneas acentuó la dependencia del respaldo térmico.
Falencias estructurales del mercado y recomendaciones urgentes
A estos factores técnicos se sumaron obstáculos estructurales del mercado. Costa Rica no opera un mercado spot ni permite clientes libres, lo que limita la competencia y la flexibilidad en la gestión de la demanda. “Las compras de energía están concentradas en el ICE, bajo regulación directa de ARESEP”, señaló Bermúdez.
Además, el país no cuenta aún con la capacidad suficiente para absorber la creciente participación de renovables variables, como la solar y la eólica. “El propio Plan de Expansión recomendó aumentar la capacidad de regulación —como baterías y proyectos regulables— y ajustar la operación del sistema”, remarcó el funcionario.
ARESEP, por su parte, aprobó recientemente procedimientos técnicos en el marco del POASEN, pero los actores del sector advierten que aún existen rezagos normativos y operativos para responder con agilidad a las condiciones del sistema. La falta de una señal de precio dinámica y de herramientas de mercado robustas también dificulta el despliegue de soluciones rápidas.
“Costa Rica construyó una matriz ejemplar, pero los últimos años demostraron que mantener el liderazgo requiere ajustes estructurales, capacidades operativas y planificación más flexible”, concluyó Bermúdez.
Ampace, empresa innovadora mundialmente reconocida en nuevas tecnologías energéticas, se dedica a ofrecer soluciones de energía verde que combinan un alto rendimiento con una experiencia de usuario excepcional. Aprovechando su liderazgo mundial en almacenamiento avanzado de energía y tecnologías de simulación patentadas que mejoran la resiliencia ante los desafíos sísmicos, Ampace ofrece soluciones de energía limpia a medida y confiables, adaptadas a los diversos y exigentes entornos de Sudamérica. Hasta la fecha, la compañía ha abordado con éxito diversos desafíos energéticos en varios continentes, ejecutando proyectos emblemáticos en China, Japón, Estados Unidos, Alemania, Italia, Francia, etc.
Ampace ha llevado un trabajo pionero en la región andina de Chile, donde el proyecto proporciona electricidad estable y confiable a más de 200.000 habitantes, ofreciendo un modelo replicable para la implementación de energía limpia en todo el continente.
Como empresa innovadora global en tecnologías de baterías de iones de litio, Ampace presta servicio a más de 50 millones de usuarios en 30 países. Conocida por ofrecer soluciones de almacenamiento de energía ultra confiables y rentables, Ampace se especializa en afrontar condiciones extremas, desde sitios remotos sin conexión a la red eléctrica hasta complejas demandas energéticas comerciales e industriales.
En 2024, Ampace alcanzó un hito clave con la exitosa implementación de la primera subestación de almacenamiento de energía conectada a la red eléctrica de Chile en Nuevo Imperial. Ubicado en una zona sísmicamente activa y cada vez más dependiente de las energías renovables, este proyecto marca un punto de inflexión para las soluciones de almacenamiento de energía localizadas y de alta confiabilidad en Sudamérica.
Chile ostenta el récord del terremoto más potente del mundo y experimenta más de 1000 terremotos de magnitud 2,5 o superior al año. Sumado a su compleja geografía, que provoca pérdidas de transmisión a larga distancia y desequilibrios en la red eléctrica regional, estos desafíos ejercen una enorme presión sobre la resiliencia, la confiabilidad y la rentabilidad de la infraestructura eléctrica del país.
Reconociendo la urgente demanda energética y las condiciones únicas, los ingenieros de Ampace han aplicado tecnologías avanzadas y un profundo conocimiento para desarrollar soluciones personalizadas específicamente para Nuevo Imperial.
Diseñado para Resistencia Sísmica
Según el Servicio Geológico de Estados Unidos (2010), el 27 de febrero de 2010, la zona centro-sur de Chile experimentó el sexto terremoto más grande jamás registrado, con una potencia de 8,8 MW. El desastre dañó gravemente el Sistema Interconectado Central (SIC) chileno, que suministra electricidad a más del 93% de la población, provocando apagones generalizados en varias ciudades. En total, 4,5 millones de clientes se quedaron sin electricidad inmediatamente después del terremoto. Este evento puso de relieve el grave impacto que los desastres naturales pueden tener en la funcionalidad del sistema eléctrico, lo que convierte la resistencia sísmica en una prioridad crítica de diseño para los sistemas de almacenamiento de energía.
En respuesta, Ampace diseñó el UniC DG500 con resiliencia sísmica como base. Mediante análisis cuantitativo, el equipo de diseño optimizó cada componente para soportar los temblores típicos de la región. Tras analizar 20 años de datos sísmicos en un radio de 300 kilómetros del sitio de instalación, el equipo desarrolló espectros sísmicos detallados para simular y predecir la confiabilidad mecánica de los gabinetes durante terremotos. El UniC DG500 emplea un diseño de módulo presurizado y una estructura de gabinete con amortiguación de impactos para soportar réplicas continuas.
Para resistir los impactos sísmicos, Ampace implementó un extenso programa de pruebas que incluyó simulaciones de tormentas, venteo de explosiones, simulaciones de condiciones estacionales, pruebas de caída, pruebas de vibración y más de 2000 pruebas funcionales, 200 de confiabilidad y 150 de seguridad. Estos rigurosos ensayos validaron la integridad operativa del sistema en condiciones extremas. Como resultado, Ampace ha ayudado a reducir los cortes de energía debidos a las fluctuaciones de la red en aproximadamente un 80%, otorgando a 200.000 residentes de la región de los Andes acceso a un suministro de electricidad mucho más estable.
Diseñado para una mayor vida útil y una mayor rentabilidad
A pesar de su resiliencia sísmica, Chile también se ve afectado por la demanda de los usuarios comerciales e industriales (C&I), incluyendo problemas como la corta vida útil de las baterías y sus altos costos.
«El almacenamiento en baterías es eficiente, pero a muy corto plazo», afirma Enzo Sauma, profesor de Ingeniería Industrial y de Sistemas de la Pontificia Universidad Católica de Chile. «Si se almacena energía en una batería durante un mes y se desea utilizar al siguiente, no habrá energía porque se disipa».
Por lo tanto, Ampace introdujo las primeras celdas de batería Kunlun de 15.000 ciclos del mundo, superando desafíos como la corta vida útil de las celdas y la autodescarga irregular. Esta innovación mejoró significativamente el rendimiento general del sistema y la experiencia del usuario. Junto con una estación transformadora de alta tensión capaz de almacenar a nivel de red, el UniC DG500 permite la reducción de picos de demanda, el balanceo de carga y la regulación de frecuencia.
Gracias a su larga vida útil, el proyecto de almacenamiento de energía de Ampace reduce la necesidad de reemplazos y mantenimiento frecuentes. Los datos muestran que los operadores de la red han reducido los costos de desconexión durante la demanda máxima en un 30 %, ahorrando aproximadamente USD 1,2 millones anuales, según estimaciones de gastos generales de la red.
Una alianza basada en la confianza y la excelencia
Antes del despliegue, el equipo de Ampace creó simulaciones operativas reales para optimizar la depuración y la integración conjuntas. En colaboración con su socio FASTEN, también construyeron casetas de prueba impermeables y sistemas de drenaje para garantizar las operaciones dentro de los ajustados plazos del proyecto.
El 27 de septiembre de 2024, el sistema de almacenamiento de energía de Nuevo Imperial se conectó con éxito a la red eléctrica, lo que marcó la finalización de la primera subestación de almacenamiento de energía conectada a la red de Ampace. Este proyecto encarna una búsqueda compartida de la excelencia: resolver los desafíos locales de la electricidad y fomentar una alianza profesional y de confianza.
Como dijo Pablo Neruda: «Hoy, precisamente hoy, carga con el peso de todo el pasado y despliega las alas que se convertirán en todo lo que será el mañana». Este hito no solo honra el patrimonio energético de Chile, sino que también sienta las bases para un futuro sostenible y resiliente. Innovación Localizada con Versión Global
Además de Chile, Ampace también ha lanzado una serie de soluciones integrales de ESS en otras regiones sísmicas, como China, California y Japón, abordando desafíos geográficos y ofreciendo tecnologías avanzadas de almacenamiento de energía.
La rápida adopción de energías renovables y tecnologías de almacenamiento de energía en Japón presenta desafíos únicos, desde mitigar los impactos de desastres naturales extremos como terremotos y tifones hasta satisfacer las demandas de los usuarios de menores costos de vida y mayor eficiencia energética. En respuesta, Ampace ha desarrollado soluciones a medida que integran seguridad a nivel de celda, protección a nivel de sistema, ciclo de vida ultralargo y amplia adaptabilidad térmica.
Además de proporcionar productos, Ampace se compromete a construir un ecosistema de servicios de «distancia cero», brindando soluciones de almacenamiento de energía seguras y confiables para acelerar los objetivos de neutralidad de carbono de Japón.
Mirando hacia el Futuro
Las iniciativas de Ampace en Chile, Japón, Alemania, Italia, Francia y Estados Unidos ejemplifican su misión de empoderar a las comunidades de todo el mundo con sistemas energéticos más seguros, inteligentes y sostenibles. Mediante la innovación continua y la colaboración estratégica, la empresa está redefiniendo la resiliencia energética del siglo XXI, ofreciendo soluciones que no solo son tecnológicamente avanzadas, sino también socialmente responsables y ambientalmente sostenibles. Al combinar un profundo conocimiento local con experiencia global, Ampace sienta las bases para un futuro energético más limpio y resiliente, que trasciende estas tres regiones y llega a comunidades de todo el mundo.
Latinoamérica se encuentra expuesta a riesgos eléctricos críticos por falta de normativas claras, mantenimiento deficiente y ausencia de formación técnica especializada. Esta será la principal conclusión que dejará el IEEE Electrical Safety Workshop 2025, un foro técnico que se desarrollará del 15 al 17 de octubre en Ciudad de Guatemala, convocando a expertos de IEEE, NFPA, IEC y organismos industriales de referencia global.
Durante las jornadas, se analizarán estándares como NFPA 70E, IEEE 1584, IEC y OSHA, en un contexto donde la región sigue aplicando criterios dispares y, en muchos casos, desactualizados.
«Las normas se entrelazan para crear lugares de trabajo eléctricos más seguros, pero deben aplicarse de forma adecuada y contextualizada», destacó Michael Kovacic, consultor con más de 30 años de experiencia en auditorías de seguridad, quien será uno de los expositores.
Las sesiones anticipan una agenda crítica que también incluirá casos reales de fallas por errores de diseño. Se presentarán situaciones que derivaron en accidentes e incluso muertes, producto de planos mal ejecutados o decisiones técnicas desconectadas de la realidad constructiva.
«Muchos errores derivaban de no entender las prácticas reales de construcción», alertó James Mercier, ingeniero profesional y maestro electricista licenciado en Texas, que ofrecerá una exposición específica sobre este tipo de incidentes.
Otro eje de preocupación será el crecimiento de tecnologías que, pese a su potencial, presentan riesgos eléctricos severos. Se trata de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y de instalaciones fotovoltaicas de gran escala, que aún carecen de protocolos de seguridad ampliamente implementados en la región.
«Se cubrieron métodos de diseño para reducir el riesgo de los trabajadores y los incendios, así como evaluaciones específicas para bancos de baterías», expuso Lloyd Gordon, quien también analizará los peligros térmicos, de arco y acústicos en sistemas solares.
Falencias estructurales en mantenimiento y formación técnica
Las exposiciones también pondrán el foco en la debilidad del mantenimiento preventivo y predictivo como factor estructural de riesgo. Una de las soluciones que se presentarán es el análisis de firma electromagnética (EMSA), técnica que permite identificar fallos sin abrir equipos ni exponer a los técnicos.
«La prueba inicial podía ofrecer una comprensión clara del estado de los activos sin abrir gabinetes ni acceder a conductores energizados», explicó Marcelo Valdés, experto con más de 40 años de trayectoria en el sector eléctrico industrial.
Se sumarán también experiencias concretas sobre capacitación técnica. Desde Costa Rica, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz presentará un modelo educativo institucional aplicado a operarios en redes de alto riesgo.
«Queríamos fortalecer las conductas seguras y modificar aquellas inseguras en quienes trabajan con alto riesgo eléctrico», sostuvo Yuni Jiménez, directora de la CNFL, quien compartirá los detalles de este enfoque.
Además, se prevé una intervención magistral sobre la interdependencia entre infraestructura eléctrica y seguridad nacional, donde se abordará cómo una falla eléctrica puede provocar interrupciones críticas en salud, transporte o comunicaciones.
«Comprender estas interdependencias fue esencial para garantizar la prestación continua de servicios críticos», expresó el Dr. Luis Kun, exprofesor de Seguridad Nacional de EE. UU., quien participará como expositor.
El evento cerrará con un panel dedicado a los riesgos eléctricos en infraestructura de carga para vehículos eléctricos, un sector en plena expansión pero con brechas normativas preocupantes.
«Había riesgos eléctricos críticos en la infraestructura de carga de vehículos eléctricos que requerían abordajes normativos urgentes», indicó Gustavo Salloum, especialista en instalaciones de media y baja tensión, quien liderará el espacio de electromovilidad.
El IEEE ESW 2025 se anticipa como un espacio donde los diagnósticos superarán a las celebraciones. Las ponencias y discusiones dejarán claro que sin regulación clara, mantenimiento moderno y formación técnica sistemática, los riesgos eléctricos seguirán escalando en América Latina, incluso en sectores que pretenden liderar la transición energética.
Tango Energy S.A.U, co-controlado por Vista y Trafigura, asumirá el liderazgo de Petrolera Aconcagua Energía S.A. tras la reestructuración de sus pasivos financieros por la suma de aproximadamente U$S 220 millones.
VALO Columbus actuó como Asesor Financiero Exclusivo de Petrolera Aconcagua en el marco de la Reestructuración Integral de tales Pasivos Financieros.
“La transacción alcanzó una adhesión consolidada de más del 95 % en el canje de obligaciones negociables y pagarés bursátiles, y del 100 % en la reestructuración de préstamos bancarios, validando la solidez de la propuesta y evidenciando la confianza y apoyo mayoritario de sus acreedores. Esta transacción permite el ingreso del nuevo grupo de control”, describió VALO.
VALO Columbus agradeció a los accionistas de Petrolera Aconcagua Energía S.A. “por la confianza depositada en su equipo de Banca de Inversión.
VALO (Banco de Valores S.A.) fue fundado en el año 1978 por el Mercado de Valores (MERVAL) y desde sus orígenes es la entidad financiera especializada más identificada con el desarrollo del mercado de capitales en la Argentina.
Tiene liderazgo en sus roles de fiduciario financiero y depositario de fondos comunes de inversión y, a partir de la fusión por absorción de Columbus, es el único banco corporativo del país con una propuesta integral para empresas y clientes institucionales, liderando también en el segmento de investment banking. VALO tiene además presencia en Uruguay, Estados Unidos y Paraguay.
Ultrans Cargo SA. es una pyme con 20 años de antigüedad en el rubro logístico donde día a día nos esforzamos para ser su socio estratégico en la cadena de suministros, brindándole servicios totalmente personalizados y flexibles. Nuestra empresa se dedica a la implementación de soluciones logísticas a la medida de cada cliente, con centro de almacenamiento y distribución. Contamos con todo tipo de vehículos para estas tareas, desde semirremolques, carretones, semi sider, hasta vehículos utilitarios para pequeñas entregas Nos ubicamos dentro del Mini Parque Industrial Berazategui donde contamos con más de 3500m2 de almacenes en 2 naves industriales, playa de […]
La Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) consideró que la iniciativa de extender la Ley 27.191 (de Energías Renovables) por 20 años “fortalece la previsibilidad y la confianza necesarias para consolidar inversiones, atraer financiamiento y potenciar la transición energética”.
Veinte legisladores de la Cámara de Diputados de la Nación presentaron un proyecto de ley para prorrogar la estabilidad fiscal prevista en la Ley 27.191, que regula el desarrollo de las energías renovables en Argentina. La propuesta extiende hasta 2045 el marco vigente, una señal que desde la CEA se valora como un paso fundamental para garantizar la continuidad y el crecimiento del sector.
La iniciativa contempla que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía no estén alcanzados por tributos específicos, cánones o regalías en ninguna jurisdicción del país, asegurando que las reglas de juego permanezcan claras y estables en el tiempo, se indicó.
Para la CEA, “lo central de esta prórroga es que ofrece estabilidad fiscal y jurídica de largo plazo. Esto permite proteger las inversiones ya realizadas y dar viabilidad a nuevos proyectos de gran escala, en un contexto en el que el crecimiento económico del país indefectiblemente demandará mayor generación eléctrica”.
“La industria (energética) renovable no necesita subsidios ni beneficios fiscales adicionales. Lo que requiere es previsibilidad, un marco jurídico confiable y reglas claras para seguir invirtiendo con financiamiento de largo plazo. La estabilidad es, en sí misma, la mejor política de fomento”, destacó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.
El sector de las energías renovables es intensivo en capital y demanda horizontes de planificación de entre 15 y 20 años. Por eso, la continuidad de la Ley 27.191 constituye un instrumento clave para atraer capital nacional e internacional, consolidar los avances logrados en la última década y contribuir a una matriz energética más diversificada y competitiva, se explicó.
La CEA considera que esta prórroga refuerza la confianza de los inversores y brinda señales concretas para que Argentina pueda seguir ampliando su capacidad renovable, generando empleo y desarrollando la cadena de valor local.
El país cuenta con un potencial extraordinario en energía eólica, solar y otras fuentes renovables. En la última década, estos recursos han permitido diversificar la matriz eléctrica, generar miles de empleos y atraer inversiones millonarias en infraestructura.
“La prórroga de la Ley 27.191 representa una oportunidad para profundizar este camino, garantizando que las energías renovables continúen siendo un motor de desarrollo económico, social y ambiental para la Argentina”, agregó Ruiz Moreno.
La CEA es una organización que representa a las empresas y actores clave en la generación y cadena de valor de las energías renovables en Argentina. Desde su creación, la CEA ha trabajado para impulsar la transición energética del país, promoviendo el desarrollo de tecnologías limpias y colaborando en el diseño de políticas que apoyen un futuro sostenible, destacó la entidad.
Con inversiones récord y un plan de expansión en petróleo y gas, la empresa proyecta aumentar su producción, reducir importaciones y participar en proyectos estratégicos de infraestructura. Pampa Energía atraviesa un momento clave: con inversiones que alcanzan cifras históricas, la compañía diversifica su negocio más allá del gas y apunta a convertirse en un jugador central también en petróleo. “Tenemos inversiones que vienen creciendo año a año y en 2025 estamos en un récord absoluto: casi US$1100 millones, de los cuales entre el 70 y el 80% está enfocado en el desarrollo de nuestra área petrolera Rincón de Aranda, un […]
El boom productivo está impulsado principalmente por los grandes proyectos que operan en la zona conocida como el presal marino de Brasil, en el Bloque Stabroek de Guyana y en la Cuenca Neuquina de Argentina, según la Agencia Internacional de Energía. La producción de petróleo en Sudamérica está aumentando rápidamente. No solo marcó récords históricos este año, sino que las previsiones de los expertos apuntan a que será la región con la mayor velocidad de crecimiento del mundo en ese sector. Anticipan un salto de 30% entre 2024 y 2030, superando en su ritmo de expansión a Medio Oriente y […]
YPF anunció a comienzos de agosto la compra del 45% de participación en los bloques La Escalonada y Rincón de la Ceniza, ubicados en el hub norte de Vaca Muerta. La operación alcanzó los US$ 500 millones, con un esquema de ajustes sujeto a los flujos generados desde enero hasta el cierre definitivo. Se trata de una de las adquisiciones más relevantes de la compañía en los últimos años, alineada con su estrategia de consolidarse como operador shale de referencia global. La transacción refuerza la posición de la empresa de mayoría estatal en uno de los sectores más prometedores de […]
Novedad de estas horas fue que la Secretaría de Minería y Energía de Salta emitió la Declaración de Impacto Ambiental para el proyecto Rincón Litio de la firma Río Tinto, aprobación que consolida a la provincia como un actor fundamental en el desarrollo del litio en Argentina, al habilitar la extracción de salmuera y la producción anual de 50.000 toneladas de carbonato de litio grado batería. La aprobación, según informó el sitio Noticias Mineras, se dio tras un riguroso y exhaustivo proceso de evaluación, en el que participaron equipos interdisciplinarios de la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable, la Secretaría […]
Cenova presenta Cenova Senior, un programa que abre las puertas a profesionales con trayectoria en los sectores de gas, petróleo y energías renovables para seguir siendo protagonistas del desarrollo energético del país. La propuesta está pensada para quienes ya han cumplido con su etapa laboral formal, pero siguen teniendo mucho para dar. Desde clases hasta contenidos instruccionales, el objetivo es claro: transmitir lo aprendido, compartir lo vivido, formar a nuevas generaciones desde la experiencia. En un contexto de constante transformación energética y tecnológica, incorporar perfiles senior a las actividades formativas no solo enriquece la enseñanza: aporta miradas integrales, relatos del […]
Las exportaciones mineras argentinas alcanzaron un nivel histórico en los primeros siete meses de 2025, con envíos por USD 3.157 millones, lo que representa un incremento interanual del 44,4% y un 50,2% por encima del promedio de los últimos 15 años para el mismo período. De acuerdo con la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera del Ministerio de Economía, en julio las ventas externas del sector sumaron USD 438 millones, con una suba interanual del 67,3%. De esta forma, las exportaciones mineras representaron el 6,2% de las exportaciones totales argentinas en el mes y el 6,7% en el acumulado […]
El Gobernador Carlos Sadir encabezó la ceremonia de presentación de los 12 estudiantes de la Facultad de Ingeniería de la UNJu que fueron seleccionados para el Programa de Perfeccionamiento en la empresa Tsingshsn South América en China. El acto se desarrolló en el Anfiteatro de la Facultad de Ingeniería de la UNJu, donde estuvieron presentes: el Rector de la UNJu, Ing, Mario Bonillo; el Decano de la Facultad de Ingeniería, Ing. Luis Vargas; el presidente de la empresa Tsingshan Mining Development S.A., John Li y el intendente de San Salvador de Jujuy, Raúl Jorge. Los estudiantes jujeños de la carrera […]
Brasil ratifica su interés en el gas de la Argentina para la transición energética y considera fundamental avanzar en la convergencia regulatoria para una integración regional duradera. La conexión energética entre la Argentina y Brasil se encuentra en un punto de partida que puede llevar a un recorrido histórico. El gas de Vaca Muerta se perfila como la clave para una alianza estratégica que podría reconfigurar la matriz energética de la región. En el reciente Cambras Business Day, funcionarios y expertos de ambos países coincidieron en que existe una oportunidad win-win para que el gas argentino satisfaga la creciente demanda […]
María Verónica Argañaraz y Mauricio Roitman analizaron el presente y futuro del sector; hablaron de sostenibilidad, digitalización, Vaca Muerta y la necesidad de un mercado más competitivo. El escenario energético argentino atraviesa un momento de redefinición. Entre la necesidad de modernizar la infraestructura, avanzar hacia la sostenibilidad y garantizar precios competitivos para la industria y los hogares, se abre un debate sobre el rol que deben asumir tanto las empresas como el Estado. En ese marco, María Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, y Mauricio Roitman, presidente de Energeia, compartieron su mirada y coincidieron en […]
Future Energy Summit (FES) inauguró su nuevo ciclo #NosVemosenFES, una serie de streamings virtuales que buscarán conversaciones descontracturadas para conocer a los líderes del sector renovable de Latinoamérica y Europa.
Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), fue ni nada más ni nada la primera persona que pasó por los micrófonos de #NosVemosenFES, que a sus 57 años, contó historias que ofrecieron un enfoque humano a una agenda estratégica en el camino de la adopción de más fuentes limpias y renovables.
Una de las anécdotas más destacadas está vinculada a su nombramiento como ministro de Energía de Chile (ocupó el cargo entre 2016 y 2018), tras trabajar varias décadas en relaciones económicas internacionales, incluyendo embajador de Chile en Uruguay, representante del país ante la ALADI y director general de de Relaciones Económicas Internacionales de Chile).
“El anterior ministro (Máximo Pacheco Matte) tuvo que salir por tareas políticas y la presidenta de aquel entonces, Michelle Bachelet, decidió que tenía perfil para ese cargo y desde hace una década que me vinculo con la energía, tema que está en el centro de la discusión de desarrollo económico, tecnológico y agenda ambiental. Y sigo muy motivado en la agenda energética”, mencionó.
“Fue sorpresiva la denominación. Me convocó Bachelet a una reunión y fui con mi carpeta de comercio internacional e iba a preparar una reunión para otro evento, pero salí de esa reunión siendo ministro de Energía de Chile”, reconoció.
Además, reveló cómo es la dinámica siendo funcionario público, en función de las prioridades y la cantidad de temas en agenda que se deban abordar. Aunque en particular, durante titularidad en la cartera energética chilena, fue un período de “intenso, profundo y determinante” cambio regulatorio y legal para que se concretara la transición energética del país.
“Fue ahí donde se sentaron las bases para la incorporación masiva de renovables, ya que en 2014 el sector energético chileno estaba en total crisis, con una matriz sucia, cara y poco competitiva, por lo que hubo que cambiar el panorama. Y durante mi gestión terminé de tramitar muchas leyes, consolidar el proceso de transición y poner en marcha algunos otros puntos relevantes”, sostuvo.
Y cabe recordar que, luego de más de una década, Chile posee 17761 MW de capacidad instalada de energías renovables no convencionales (ERNC) repartidos de la siguiente manera según datos de la Comisión Nacional de Energía.
Biomasa: 521 MW
Eólica: 5458 MW
Geotermia: 84 MW
Minihidroeléctrica: 644 MW
Solar fotovoltaica: 10946 MW
Concentración solar de potencia: 108 MW
A eso se debe añadir que hay más de 1000 MW de potencia operativa en sistemas de baterías (BESS – con 3995 MWh de capacidad de almacenamiento), más de 3500 MW en construcción y más de 14 GW en proyectos en fase de calificación.
Su rol en OLADE y la integración del ámbito público-privado
Por otro lado, Andrés Rebolledo se refirió a su puesto actual como secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía y el foco en que la entidad tenga mayor repercusión y visibilidad, considerando que posee la capacidad de articular la agenda energética de la región y de vincular al sector público y privado.
“El primer año de gestión creamos un consejo empresarial para poner a dialogar a empresarios con ministros y autoridades de gobierno. Durante la X Semana de la Energía habrá una tercera reunión y conversaciones sectoriales, es decir que el sector privado es un activo parte del ecosistema que recreamos en LATAM”, indicó Rebolledo.
“Debemos construir integración energética en la región, desde avanzar en infraestructura hasta armonizar regulaciones, tener coherencia regulatoria y metas colectivas que identifiquen a la región en una mirada conjunta sobre ciertos temas, como por ejemplo objetivos de participación renovable, de eficiencia energética y de almacenamiento, entre otros”, añadió.
De esta manera, este primer streaming marcó el inicio de una nueva etapa para Future Energy Summit, que amplía sus canales de difusión y suma una herramienta clave para el networking del sector, ya que el ciclo #NosVemosenFES permitirá seguir fortaleciendo la red de contactos más influyente del ecosistema energético hispanoamericano, integrando a empresas líderes, funcionarios de primer nivel y referentes técnicos.
Además, FES se consolida como la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables más importante Hispanoamérica, no sólo por su capacidad de reunir a los actores más influyentes del mercado, sino también por la calidad de los debates que propicia, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.
Colombia está en alerta por las nuevas licitaciones que propone el Gobierno nacional para desplegar más renovables en el territorio.
El más esperado: El Ministerio de Minas y Energía anunció la firma del decreto de subastas a largo plazo para energías limpias, cuyo documento aún no se conoce públicamente y su publicación mantiene al sector atento.
El objetivo de la medida es diversificar la matriz eléctrica, reducir la dependencia de fuentes hídricas y térmicas, y avanzar en la meta de reducir 51% las emisiones de gases de efecto invernadero al 2030.
“Esta nueva subasta de largo plazo va a ser determinante, va a ser fundamental para cada vez ir rompiendo de una forma la dependencia de las energías convencionales”, describió Gustavo Adolfo Guerrero Ruiz, Director en Guerrero Ruiz Legal.
Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica, aclaró que los inversionistas requieren más que decretos: “Las necesidades y demandas son sobre todo mensajes tranquilizadores”.
Por su parte, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la Resolución 101 079 de 2025, que fija la oportunidad para llevar a cabo la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) del cargo por confiabilidad para el período 2029-2030.
La norma introduce incentivos para la entrada temprana de proyectos –con remuneración adicional de hasta USD 1,85/MWh si entran antes de 2028–, habilita asignaciones de hasta 20 años para renovaciones tecnológicas y permite la participación de plantas no despachadas centralmente con capacidad superior a 1 MW.
Al respecto, el asesor legal sostuvo que esta subasta “es necesaria, muy urgente e importante porque ello finalmente permite hacer planes, hacer cuentas y hacer proyecciones con una oferta garantizada que satisfaga la demanda”.
Estas medidas llegan en un momento en el que Colombia tiene más de 3 GW de renovables ya incorporados a la matriz y con la expectativa de alcanzar 6 GW hacia 2030 pero con grandes retos administrativos, sociales y de infraestructura por superar.
El país ingresa además a un año electoral que mantiene al sector expectante frente a los rumbos de política energética y a la necesidad de mensajes claros que fortalezcan la confianza de los inversionistas.
“El impulso por las renovables de este Gobierno no se ha traducido en unas señales regulatorias concretas porque hay una desarticulación entre los sectores de minas y energía, ambiente, vivienda, desarrollo territorial y el interior en los procesos de consulta previa con comunidades”, determinó Guerrero Ruiz y añadió: “Hace falta una autoridad energética, tal vez una ventanilla única de trámites del sector, que pudiera precisamente dar esas señales”.
En este sentido remarcó que buena parte de los cuellos de botella no están en las licencias ambientales mayores, sino en los permisos menores tramitados por corporaciones autónomas regionales, así como en la lentitud para otorgar puntos de conexión y resolver solicitudes de ampliación de fechas de entrada en operación.
Aquí reaparece la regulación del uso del suelo en los planes de ordenamiento territorial, que limita áreas aptas para proyectos.
Con estos anuncios regulatorios, el país refuerza el camino hacia la transición energética. No obstante, el sector espera que junto con las subastas se avance en resolver los retos estructurales que siguen trabando la inversión en renovables: trámites lentos, infraestructura de transmisión insuficiente y falta de certidumbre.
Perú se encuentra en una fase clave de su transición energética. Con la reciente aprobación de la Ley 32249, el país busca incentivar el desarrollo de energías limpias mediante licitaciones competitivas, contratos a largo plazo y mayor flexibilidad para atraer inversiones. En este camino, la experiencia de Chile resulta especialmente relevante: su proceso de licitaciones fue exitoso para promover una alta participación de tecnologías renovables, pero también dejó lecciones importantes sobre la necesidad de acompañar esa expansión con infraestructura y reglas claras que aseguren beneficios tangibles para los usuarios.
“Si no se gestiona adecuadamente la planificación de transmisión ni se definen con claridad los procedimientos regulatorios, existe el riesgo de enfrentar situaciones similares a las observadas en Chile: altos niveles de vertimiento, desacoples de precios y tarifas finales más elevadas”, manifestó el gerente comercial de EDF Power Solutions Perú,Robinson Ponce Frías en diálogo con Energía Estratégica.
El ejecutivo sostiene que el diseño de subastas debe incorporar aprendizajes regionales, como los criterios de firmeza y seguridad energética que aplican en otros países. El caso chileno nos muestra que la rápida masificación de renovables debe ir acompañada de transmisión suficiente y oportuna, para evitar sobreoferta localizada y dificultades en la evacuación de la energía.
“Construir una planta solar o eólica toma entre dos y cuatro años, pero una línea de transmisión puede demorar entre cinco y siete. Esto genera ventanas de congestión que pueden afectar la rentabilidad de los proyectos”, explicó Ponce Frías. El riesgo es financiero y técnico: cuando las líneas están saturadas, el COES restringe la inyección de energía, provocando pérdidas de ingresos.
Además de la subasta, el especialista de EDF resalta que aún hay aspectos pendientes de desarrollo en torno a la Ley 32249, los cuales podrían generar incertidumbre si no se resuelven oportunamente. Aunque celebra que el nuevo marco normativo “fortalece la confianza de los inversionistas”, también aclara que “el verdadero impacto dependerá de cómo se implemente su reglamentación”.
En particular, destaca que aspectos clave de la Ley 32249 —como la implementación de contratos por bloques horarios, la separación de potencia y energía, y la metodología para asignar costos en el nuevo mercado de servicios complementarios— aún requieren precisiones adicionales en el reglamento. Asimismo, menciona que existe debate en torno a la obligatoriedad de los programas de licitación para las distribuidoras, un punto central para dar mayor previsibilidad a la demanda regulada.
“Lo importante ahora es dar continuidad al proceso. El marco ya está, pero su implementación debe ofrecer predictibilidad, sobre todo para quienes van a comprometer inversiones de largo plazo”, afirmó Ponce Frías. Para las entidades financieras, estos factores representan riesgos si no se articulan con transparencia y mecanismos claros.
Otro aspecto que requiere mayor definición es el rol de las tecnologías de almacenamiento, principalmente en el nuevo mercado de servicios complementarios y, eventualmente, en las futuras licitaciones. Según el ejecutivo de EDF, “necesitamos señales claras que incentiven la integración de tecnologías de almacenamiento, junto con el gas flexible y otras tecnologías de respaldo, porque solo así vamos a poder garantizar firmeza y confiabilidad en el sistema”. En su visión, los contratos deben contemplar esta flexibilidad, no solo desde el diseño técnico, sino también en la estructura de precios y plazos.
En este contexto, el ejecutivo propone que las subastas peruanas incorporen elementos que eviten distorsiones como las vividas en otros mercados. “No se trata solo de adjudicar al menor precio, sino de valorar el impacto sistémico de cada proyecto, su localización estratégica y su capacidad de aportar a la resiliencia del sistema eléctrico”, argumenta.
A pesar de estos desafíos, Robinson Ponce aseguró que el país tiene condiciones estructurales muy favorables. “Ya existe un pipeline de más de 20 gigavatios en solicitudes de conexión, lo que demuestra un alto apetito del mercado. Además, los costos tecnológicos han bajado y el recurso solar del sur peruano es excepcional”, indicó.
No obstante, advierte que las señales institucionales deben acompañar esta dinámica. “La ley da el primer paso, pero el verdadero impacto dependerá de cómo se implemente la reglamentación. El tiempo apremia, y el sistema necesita tomar decisiones ya”, concluyó.
Costa Rica consolida su transición energética con una hoja de ruta que prioriza la expansión solar, el almacenamiento en baterías y nuevas condiciones para la generación distribuida, todo en un contexto de planificación firme, regulación técnica y una alta participación del sector privado.
Pablo Bermúdez Vives, asesor en Gestión Ambiental del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), informó que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), junto a privados habilitados por la Ley 7200, proyectó 270 MW solares, 122 MW eólicos y 20 MW de biomasa entre 2025 y 2027. “Cinco proyectos fotovoltaicos por un total de 86 MW ya fueron adjudicados”, remarcó Bermúdez.
Uno de los pilares estructurales de la estrategia fue el almacenamiento en red, con una primera meta de 120 MW de baterías de 4 horas, previstas por el Plan de Expansión de la Generación 2024 (PEG-ICE). “Existió la posibilidad de ingresar el primer bloque entre 2028 y 2029, dependiendo del avance en la planta Moín y de la nueva ola solar y eólica”, sostuvo el asesor. Este despliegue buscó amortiguar la variabilidad renovable y reducir los costos operativos.
La bioenergía también se posicionó en la agenda, con propuestas vinculadas al uso de biomasa, biogás, biometano y residuos como insumos energéticos. “Se promovió activamente el uso de fuentes renovables no convencionales, incluyendo biocombustibles líquidos”, agregó el funcionario.
Apertura al sector privado y avances para 2025
El diseño del sistema permitió al sector privado acceder a oportunidades tanto en generación como en infraestructura. “Pudieron participar en contratos PPA bajo la Ley 7200, licitaciones de ingeniería en SICOP, desarrollar autoconsumo industrial, ofrecer almacenamiento detrás del medidor y desplegar puntos de recarga eléctrica”, detalló Bermúdez.
Asimismo, las cooperativas eléctricas continuaron desplegando generación distribuida (DER) en sus redes, apoyadas por metodologías actualizadas por ARESEP y procedimientos definidos en el POASEN. En este sentido, la regulación técnica evolucionó para facilitar la integración de más renovables variables.
En 2024, ARESEP ajustó los cargos de acceso para sistemas distribuidos, y el Decreto 43879-MINAE estableció nuevas reglas para modalidades con o sin inyección de excedentes, con un límite de 5 MW por sistema. “Se avanzó en habilitar mejores condiciones de conexión y operación para las nuevas tecnologías”, afirmó Bermúdez.
La agenda 2025 se proyectó con hitos clave: entrada en operación de proyectos solares y eólicos adjudicados, refuerzo de la infraestructura de recarga pública, alianzas con comercios y hoteles, y nuevas contrataciones tecnológicas por parte del ICE, incluyendo baterías y EPC de plantas solares. Todo esto mientras se consolidan definiciones operativas del POASEN para mejorar la conexión de renovables y almacenamiento a media y alta tensión.
“Costa Rica tomó decisiones desde hoy para sostener su liderazgo energético mañana. Lo hizo con planificación, regulación técnica y una visión clara sobre qué tecnologías desplegar, cuándo y dónde”, concluyó Bermúdez.
PCR, en conjunto con ArcelorMittal Acindar, anuncia que el Parque Eólico Olavarría ha sido oficialmente aceptado en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de Argentina, tras superar una evaluación técnica y económica rigurosa y exhaustiva.
Se trata de una inversión estratégica total de USD275 millones, destinada a instalar mayor capacidad de generación de energía renovable y fortalecer la matriz energética del país en base a fuentes limpias, y al mismo tiempo, abastecer la creciente demanda de la región del AMBA a partir del crecimiento económico registrado en la Argentina.
El proyecto consta de 30 aerogeneradores de última generación con 6MW de capacidad de generación que completan una potencia total de 180MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año. El complejo eólico estará emplazado en 4500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y que se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa. En paralelo se llevarán a cabo obras clave en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría, incluyendo reemplazo de capacitores que reforzarán la línea de alta tensión de 500kV que une Olavarría con Ezeiza.
Estas intervenciones permitirán ampliar significativamente la capacidad de transporte en el corredor eléctrico, optimizando la integración del parque Olavarría al sistema interconectado nacional, así como de otros proyectos renovables por 260 MW de capacidad que la compañía tiene en desarrollo y con prioridad de despacho. Toda esta actividad significará la contratación de 1300 trabajadores en forma directa e indirecta en la etapa de construcción del parque e involucrará más de 30 empresas proveedoras de insumos y servicios locales, fomentando el impacto económico y social en la localidad de Olavarría y la región.
La obra insumirá 2100 toneladas de hierros y 24.000 toneladas de cemento para las fundaciones de los aerogeneradores y asimismo 4 km líneas de torres de acero.
Martín Federico Brandi, CEO de PCR señaló que “el Parque Eólico Olavarría fortalece nuestro compromiso y protagonismo con la transición energética del país para constituir una matriz eléctrica más confiable, limpia y competitiva para las industrias, y al mismo tiempo, presenta a PCR como una solución disponible y sustentable ante la demanda de electricidad que está registrando el país a partir del crecimiento de la economía”.
Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar indicó que “el Parque Eólico Olavarría marca un hito en nuestro camino hacia la descarbonización. Nos permitirá abastecer con energía renovable más del 65% de nuestras operaciones en Argentina, reduciendo nuestra huella de carbono y reafirmando nuestro compromiso con la sustentabilidad, y en línea con nuestro propósito de crear aceros más inteligentes para las personas y el planeta”.
Este nuevo proyecto renovable contribuirá con el país al reducir 300.000 toneladas de CO₂ por año, lo que equivale a la capacidad de absorción de 14 millones de árboles, promoviendo una economía más verde y competitiva.
Sobre el RIGI: El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones fue creado para promover proyectos estratégicos con inversiones superiores a los USD200 millones. Ofrece un marco de seguridad jurídica, estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por hasta 30 años, junto con beneficios impositivos y para la importación de bienes de capital.
Sobre GEAR I S.A.: PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A., en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con un potencia total de 130MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis y que ahora sumó bajo la misma sociedad el Parque Olavarría por 180MW de potencia total. Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que produzca el nuevo Parque Eólico Olavarría se destinarán en un importante porcentaje para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad.
El Salvador experimenta un crecimiento acelerado de las energías renovables, con la tecnología solar como principal protagonista. Actualmente, esta fuente representa el 20% de la matriz energética del mercado administrado por DELSUR, un hito que se alcanzó en apenas algunos años y que impuso nuevos retos técnicos para su gestión.
“En El Salvador, si bien tenemos diferentes fuentes renovables incorporadas en la matriz energética, en los últimos años la que evolucionó más rápidamente fue la solar”, sostuvo David Perla, Jefe de Negocios Energéticos en DELSUR.
Este avance conllevó desafíos. El directivo explicó que “estuvimos enfrentando desafíos importantes debido a la alta penetración de esta tecnología, su convivencia con otras tecnologías base y su administración en momentos en los que se presentaron condiciones de vertimiento”.
Aclaró que estos retos fueron abordados mediante procedimientos definidos para garantizar una operación segura.
Desde DELSUR, el enfoque estuvo en fortalecer las redes de distribución, modernizarlas con tecnología inteligente y acompañar el crecimiento renovable sin comprometer la calidad del suministro.
“Se trabajó en el desarrollo de inversiones en infraestructura de distribución para robustecer nuestras redes, mejorar la calidad y estabilidad del suministro y tecnología para redes inteligentes”, afirmó Perla, quien remarcó que este trabajo respondió al compromiso de “contribuir a la armonía de la vida para un mundo mejor”.
Frente al aumento de proyectos renovables, principalmente solares, la empresa exigió estudios de impacto a cada nuevo desarrollo para identificar adecuaciones técnicas necesarias. Además, cada planta debió incluir sistemas de monitoreo, protecciones, seccionamiento y comunicación en tiempo real, elementos que permitieron una interconexión segura y una operación profesional y dinámica, como subrayó el ejecutivo.
Aunque el recurso eólico existe en el país, Perla aclaró que “no fue tan predominante”. En cambio, la geotermia comenzó a ganar espacio con fuerte impulso de las autoridades, que buscaron identificar nuevos proyectos.
“Se trabajó muy duro en identificar y explotar los recursos geotérmicos con los que cuenta el país, los cuales, según tengo entendido, tienen perspectivas muy buenas”, añadió.
En cuanto al futuro de la energía solar, Perla consideró que todavía tiene mucho potencial, pero bajo nuevas condiciones: “Nuevos proyectos deben ser evaluados considerando ya una realidad donde la penetración actual es muy alta y la capacidad de inyección adicional en horario solar es limitada”.
Allí entró en juego el almacenamiento con baterías, que podría convertirse en el nuevo motor de expansión.
“Esto puede permitir desarrollar proyectos para abastecer demanda en otros horarios”, planteó. Sin embargo, para que esta tecnología despegue, se necesita un cambio normativo urgente.
“Fue importante trabajar y avanzar en la creación de una regulación que aborde el tratamiento del almacenamiento de energía e incentive esta tecnología”, indicó.
El ejecutivo propuso que se reconozcan los distintos servicios que puede aportar el almacenamiento y que se habilite su participación tanto en el mercado mayorista como en distribución, con condiciones claras también para proyectos de menor escala.
Finalmente, Perla señaló las condiciones clave para atraer más inversión al sector renovable.
“El mayor incentivo estuvo en desarrollar un mercado en condiciones que compaginen las necesidades de los desarrolladores con las del consumidor y todo a precios convergentes”, argumentó.
Para lograr ese equilibrio, consideró imprescindible establecer reglas claras y estables, recursos financieros eficientes, costos compatibles con precios locales, apoyo tecnológico y agilidad en los trámites gubernamentales.
“Si un mercado logró generar este equilibrio, llegaron muchos interesados queriendo aprovechar la oportunidad”, concluyó.
Con presencia en más de 10 países y una trayectoria consolidada en soluciones para generación renovable, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, continúa ampliando su alcance internacional. Tres proyectos en marcha, que combinan energía solar, eólica y almacenamiento, reflejan su evolución tecnológica y visión de largo plazo.
Implementaciones recientes en mercados como Argentina, Colombia,Perú y Estados Unidos fortalecen su posicionamiento como socio estratégico para quienes buscan eficiencia, confiabilidad y sostenibilidad, con soluciones adaptadas a cada entorno técnico y normativo.
La Martina: Almacenamiento energético en Colombia
BLC Power Generation participa en La Martina, uno de los primeros parques solares del país en incorporar un sistema de almacenamiento a gran escala. El proyecto cuenta con 14,7 MW de potencia solar y 6,9 MWh de capacidad de almacenamiento, consolidando la adopción de esta combinación tecnológica en el mercado energético colombiano.
La compañía fue responsable de la integración de los sistemas Optimum PG – EMS y Optimum PG – PPC, que permiten gestionar de forma inteligente la energía almacenada para maximizar la eficiencia operativa del parque y contribuir a la estabilidad de la red eléctrica. Se estima que, gracias a esta configuración, La Martina podrá generar hasta 2.200 MWh adicionales al año.
San Luis Norte: el primer parque híbrido eólico – solar de Argentina
Con el objetivo de integrar distintas fuentes renovables en una operación unificada, BLC Power Generation proveyó su solución Optimum PG – PPC al desarrollo de San Luis Norte, el primer parque híbrido eólico-solar del país. La tecnología implementada permitió vincular 18 MW solares a los 112,5 MW eólicos ya operativos, habilitando una operación conjunta y coordinada con el parque existente.
Gracias a esta integración, el parque comenzó a inyectar energía renovable combinada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) desde julio, marcando un precedente técnico para el sector y consolidándose como un modelo replicable para futuros desarrollos híbridos en la región.
Chimbera: almacenamiento que potencia el valor de lo renovable
En San Juan, Argentina, BLC Power Generation participó en el parque solar Chimbera I mediante la provisión y configuración de sus soluciones Optimum PG – EMS y Optimum PG – PPC. Estas herramientas permiten controlar de forma dinámica el sistema de almacenamiento BESS, gestionando el excedente de energía solar y liberándolo de forma eficiente según la demanda operativa.
Esta integración no solo mejora la continuidad y estabilidad ante variaciones de generación, sino que permite cumplir con los requisitos normativos del sistema eléctrico, optimizando la operación del parque y fortaleciendo su rentabilidad y sostenibilidad a largo plazo.
Escalabilidad, control y flexibilidad para cada contexto
Cada uno de estos desarrollos reafirma el enfoque de BLC Power Generation: Combinar innovación tecnológica, conocimiento normativo y soluciones escalables que se adaptan al entorno operativo real de cada cliente.
Con más de 600 plantas gestionadas en la región y experiencia en proyectos solares, eólicos e híbridos, la compañía se posiciona como un socio técnico confiable en el camino hacia un modelo energético más inteligente y sostenible.
“Desarrollamos cada solución para que pueda escalar. Esa combinación entre conocimiento técnico y adaptación operativa es por lo que nos siguen eligiendo nuestros clientes, para repetir proyectos en distintos países” afirma Sebastián García, Gerente Comercial de BLC Power Generation.
Lo que hasta hace poco parecía futuro —almacenamiento a gran escala, integración solar-eólica, control inteligente en tiempo real— hoy es parte de los proyectos que BLC Power Generation implementa junto a sus clientes. La transformación energética ya está en marcha, y la compañía sigue acompañando ese camino con soluciones que combinan tecnología, datos y decisiones estratégicas.
El Ministerio de Economía dispuso un nuevo aumento en el recargo que se aplica sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). A partir de ahora, será del 6,80% por cada metro cúbico de 9.300 kilocalorías, según establece la Resolución 1253/2025, publicada en el Boletín Oficial.
El recargo alimenta el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, creado por la Ley 25.565 y sus modificatorias, que financia las compensaciones destinadas a abaratar la factura para los usuarios residenciales. La medida llega en un contexto de emergencia energética y fiscal, y busca garantizar recursos para sostener el esquema de subsidios focalizados.
En los considerandos, la cartera que conduce Luis Caputo advierte que el esquema previo de subsidios generalizados financiados con aportes del Tesoro resultaba “incompatible” con la situación financiera del Estado. Por eso, desde 2024 se viene implementando un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, que reemplaza los subsidios masivos por ayudas selectivas según nivel de ingreso y consumo.
El nuevo porcentaje se aplicará tanto a las empresas distribuidoras y comercializadoras de gas, que deberán trasladarlo a la facturación de los usuarios finales, como también al autoconsumo de gas. En este último caso, el monto se calculará sobre el volumen consumido y el precio promedio ponderado de ventas de la propia empresa.
El ENARGAS será el encargado de definir los procedimientos especiales de facturación, que entrarán en vigencia una vez publicados oficialmente. Según la resolución, las distribuidoras no podrán obtener ni pérdidas ni ganancias por la aplicación del recargo, que deberá trasladarse de forma neutra a las tarifas.
Con este ajuste, el Ministerio de Economía busca asegurar la disponibilidad de fondos para financiar los subsidios residenciales en lo que resta de 2025, mientras sigue vigente la emergencia del sector energético nacional, prorrogada hasta julio de 2026.
. Tras las severas inundaciones que afectaron a Bahía Blanca en marzo de 2025, Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS) confió a Flowtex HDD S.A. la rehabilitación urgente de dos gasoductos troncales clave: Gral. San Martín y Neuba I.
El proyecto se desarrolló dentro del Complejo General Cerri de TGS, en cercanías de Bahía Blanca, e implicó la ejecución de dos cruces dirigidos bajo el Río Saladillo García, mediante el método de Perforación Horizontal Dirigida (HDD).
La obra se completó exitosamente entre el 15 de mayo y el 16 de junio, restableciendo el servicio en tiempo récord.
Alcance y características técnicas
Se reemplazaron dos tuberías de 30” de acero API 5L X70, cada una mediante un cruce de 350 metros de longitud y 15 metros de profundidad promedio. El proceso incluyó perforación piloto de 10”, ensanches progresivos hasta 42”, y la inserción de columnas soldadas con recubrimiento termocontraíble.
El terreno presentó suelos arenosos con limos y arcillas, lo cual demandó estudios previos de geotecnia y detección de interferencias. Se utilizó como equipo principal la planta Flowtex DD440, y se aplicó tecnología de guiado Gyro, que permitió máxima precisión bajo interferencias complejas.
Trabajo colaborativo y gestión eficiente
Más de 30 especialistas participaron activamente en la ejecución, entre ellos personal técnico de Flowtex, profesionales del equipo de TGS, y contratistas como Bahisa, con quienes se conformó un equipo operativo coordinado y eficaz.
El trabajo se llevó a cabo en paralelo a la reactivación de la planta afectada, y con cruces próximos a gasoductos operativos y vías ferroviarias, lo que exigió una planificación rigurosa y medidas de seguridad estrictas.
Resultados destacados
Obra finalizada antes del plazo previsto. Cruces ejecutados con alta precisión y mínimo impacto. Coordinación continua con TGS y contratistas mediante reuniones de seguimiento. Reconocimiento público de TGS al desempeño del equipo.
Flowtex HDD S.A. agradeció a TGS la confianza depositada, y destacó el trabajo conjunto con Bahisa, empresas locales y el equipo técnico de TGS, que hizo posible esta intervención crítica para la seguridad energética del país.
El ministerio de Economía aprobó, a través de la resolución 1254/2025, la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), del proyecto de instalación del Parque Eólico Olavarría, de 180 MW de potencia, en ése partido de la provincia de Buenos Aires.
Presentado por GEAR I SA, compañía en la cual son socias las empresas PCR y Arcelor Mittal Acindar, el denominado “P.E. Olavarría”, demandará una inversión de 275 millones de dólares.
GEAR I (Generación Electrica Argentina Renovable I S.A.) ya tiene bajo su operación el Parque Eólico y Solar San Luis Norte.
La R-1254 determinó como fecha de adhesión al RIGI del Proyecto “P.E. Olavarría” el día 25 de julio 2025, y estableció que “durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de la resolución, GEAR I deberá haber completado una inversión en activos igual o superior al cuarenta por ciento (40 %) del monto de inversión mínima fijado para el sector “Energía”, en la Ley Bases 27.742.
La fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte del Vehículo de Proyecto Único (VPU) GEAR I SDE, es el día 30 de noviembre de 2027, indica la R-1254.
El artículo 5° de dicha resolución aprueba el listado de mercaderías y servicios que el VPU podrá importar bajo la franquicia del artículo 190 de la ley 27.742.
Asimismo, en su artículo 10 la R-1254 activa la comunicación a la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), para que genere una CUIT especial para el VPU GEAR I SDE, y también habilita la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros del RIGI al Proyecto “P.E. Olavarría”.
El RIGI fue creado para promover proyectos estratégicos con inversiones superiores a los U$S 200 millones. Ofrece seguridad jurídica, estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por hasta 30 años, junto con beneficios impositivos y para la importación de bienes de capital.
El proyecto consta de 30 aerogeneradores de última generación con 6 MW de capacidad de generación que completan una potencia de 180 MW, lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año.
El complejo eólico estará emplazado en 4.500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa.
En paralelo se llevarán a cabo obras en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría, incluyendo el reemplazo de capacitores que reforzarán la línea de alta tensión de 500 kV que une Olavarría con Ezeiza.
Estas intervenciones permitirán ampliar la capacidad de transporte en el corredor eléctrico, optimizando la integración del parque Olavarría al sistema interconectado nacional, así como de otros proyectos renovables por 260 MW de capacidad que la compañía tiene en desarrollo y con prioridad de despacho, se detalló.
Toda esta actividad significará la contratación de 1.300 trabajadores en forma directa e indirecta en la etapa de construcción del parque, e involucrará más de 30 empresas proveedoras de insumos y servicios locales. La obra insumirá 2.100 toneladas de hierros y 24.000 toneladas de cemento para las fundaciones de los aerogeneradores y asimismo 4 km líneas de torres de acero.
Desde PCR – Arcelor Mittal Acindar se describió que el Parque Eólico Olavarría representa “una inversión estratégica destinada a instalar mayor capacidad de generación de energía renovable y fortalecer la matriz energética del país en base a fuentes limpias, y al mismo tiempo, abastecer la creciente demanda de la región del AMBA”.
El CEO de PCR, Martín Federico Brandi, señaló que “El Parque Eólico Olavarría fortalece nuestro compromiso y protagonismo con la transición energética del país para constituir una matriz eléctrica más confiable, limpia y competitiva para las industrias”.
Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar indicó que “el Parque Eólico Olavarría marca un hito en nuestro camino hacia la descarbonización. Nos permitirá abastecer con energía renovable más del 65 % de nuestras operaciones en Argentina, reduciendo nuestra huella de carbono y reafirmando nuestro compromiso con la sustentabilidad”.
PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A., en un 51 % y 49 % respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con un potencia total de 130MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis.
Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que produzca el nuevo Parque Eólico Olavarría se destinarán en un importante porcentaje para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y cumplir con sus metas de sustentabilidad.
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. Opera 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.
La empresa renovará 19.200 metros de su red de gas en Bragado, con un plazo de ejecución de 10 meses a cargo de la contratista Cosugas. El proyecto incluye la sustitución de cañerías de acero por polietileno, la actualización de más de 1.100 conexiones domiciliarias y la utilización de tecnología de tunelera inteligente. La distribuidora de gas Camuzzi iniciará una obra clave para la renovación de su red en la ciudad de Bragado. La iniciativa, que se enmarca en su plan de actualización y mejora de la infraestructura gasífera, demandará una inversión de $4.190 millones. A su vez, tendrá un […]
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Future Energy Summit (FES) inaugura este miércoles 27 de agosto el ciclo #NosVemosenFES, una nueva serie de streamings virtuales que buscarán abrir el diálogo con personalidades estratégicas del sector de energías renovables en Latinoamérica.
En esta primera edición, el protagonista será Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), quien compartirá su mirada sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector energético de la región.
Transmitido en vivo y de manera gratuita por el canal de YouTube de FES, #NosVemosenFES comenzará a las 11:30hs de Ecuador y 13:30hs de Argentina, con una propuesta pensada para la interacción directa con el público. Quienes se conecten podrán realizar preguntas y dejar comentarios en el chat, generando un espacio participativo durante el streaming.
La conversación con Rebolledo estará enfocada en conocer más sobre su trayectoria profesional, su visión al frente de OLADE, y los temas más relevantes para la integración energética latinoamericana, incluyendo tendencias de mercado, desafíos regulatorios y nuevos vectores de la transición energética.
El formato será distendido y cercano, con espacio para anécdotas e historias que ofrecerán un enfoque humano a una agenda estratégica en el camino de la adopción de más fuentes limpias y renovables.
Con más de tres décadas de experiencia en el diseño e implementación de políticas públicas, Rebolledo ha ocupado cargos clave en Chile, incluyendo el Ministerio de Energía, y ha liderado negociaciones multilaterales en foros internacionales de alto nivel.
Y desde su rol actual en OLADE impulsa una agenda centrada en la cooperación regional, el desarrollo de infraestructura sostenible y el aprovechamiento equilibrado de los recursos energéticos para asegurar una transición justa e inclusiva en América Latina y el Caribe.
Este primer streaming marca el inicio de una nueva etapa para Future Energy Summit, que amplía sus canales de difusión y suma una herramienta clave para el networking del sector, ya que el ciclo #NosVemosenFES permitirá seguir fortaleciendo la red de contactos más influyente del ecosistema energético hispanoamericano, integrando a empresas líderes, funcionarios de primer nivel y referentes técnicos.
Además, FES se consolida como la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables más importante Hispanoamérica, no sólo por su capacidad de reunir a los actores más influyentes del mercado, sino también por la calidad de los debates que propicia, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.
Y a lo largo del año, se espera que el ciclo sume nuevas emisiones con protagonistas del más alto nivel, fortaleciendo así los canales de colaboración técnica y comercial en toda la región. Como también prepara los próximos encuentros presenciales en tres destinos estratégicos: Perú (29 de septiembre), Colombia (21 y 22 de octubre) y Chile (26 y 27 de noviembre).
En este sentido, FES da un paso estratégico hacia la consolidación de una plataforma multiformato, capaz de dialogar con el sector tanto en las grandes cumbres como en espacios más personalizados, sin perder impacto ni profundidad.
¡No se pierda la transmisión gratuita de #NosVemosenFES! Deje sus preguntas en el chat de YouTube, sea parte de la conversación y únase a la mayor red de networking del sector
El desarrollo del hidrógeno verde en Perú avanza con proyectos en distintas etapas de maduración que delinean un portafolio diversificado y de creciente escala. Según Edmundo Farge, CEO de Batech Energy, el crecimiento de la fotovoltaica en el país permitirá que el hidrógeno verde se vuelva competitivo por sí mismo, replicando lo que ya ocurrió en Europa y en Chile, donde la sobreoferta renovable impulsó la expansión de este vector energético. En este marco, el ejecutivo presentó recientemente el Mapa Peruano de Proyectos de Hidrógeno, que reúne las principales iniciativas en curso y en planificación.
El portafolio incluye megaproyectos con parques solares y eólicos, junto con pilotos académicos e industriales, con inversiones que superan los USD 11.000 millones en algunos casos. El mapa configura una hoja de ruta para la producción de hidrógeno y derivados como amoníaco, metanol y metano sintético.
Entre los desarrollos de mayor envergadura destacan los de Horizonte Verano, que lidera dos complejos: uno en Caylloma, con 1,1 GW solares y 1.000 MW de electrólisis, y otro en Casma, con 4,6 GW solares y 4.000 MW de electrólisis. “Es una de las más grandes que se ha anunciado, tiene su estudio de impacto ambiental aprobado y está en proceso de socialización con la población cercana en Arequipa”, aseguró Farge.
Otro actor clave es Pheland Energy, que impulsa en Arequipa una planta de 1,8 GW solares destinada a producir hidrógeno líquido y amoníaco, con inicio previsto hacia 2027-2028. Según el CEO, “ya están iniciando su estudio de impacto ambiental y tienen previsto arrancar a finales de la década”. También figuran proyectos en Moquegua y Piura, liderados por MMEX Resources y Enerside/UNI, respectivamente, ambos orientados a la producción de amoníaco y metanol. A su vez, Perú LNG en Pisco avanza con una planta solar-eólica de 50 MW combinada con captura de CO₂ para producir metano sintético, en un esquema inspirado en el modelo de Haru Oni en Chile.
En el plano industrial, cementeras y ladrilleras comienzan a evaluar aplicaciones concretas. Yura, en Arequipa, desarrolla un proyecto de 31 kW solares vinculados a hornos, mientras que Ladrillera MAXX, en Tacna, trabaja en una planta piloto de 20 kW solares para reducir emisiones. El ámbito académico también suma esfuerzos: la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI) ya implementa electrolizadores AEM y PEM de 6 kW y 165 kW, y la UNSA, en Arequipa, prepara un sistema de 1 MW de electrólisis AEM para 2025. “Estas iniciativas son clave para formar capacidades locales y asegurar talento especializado en hidrógeno”, destacó Farge.
El sector minero se perfila como uno de los futuros demandantes. Compañías como Anglo American, Las Bambas, Cerro Verde, Southern y Poderosa analizan la posibilidad de incorporar hidrógeno en sus operaciones, aunque todavía evalúan si producirlo directamente o adquirirlo a proveedores. “El sector mineral está en esa decisión: si el hidrógeno no es su core business, prefieren comprarlo a productores como Repsol, Praxair o Linde”, explicó el directivo.
En paralelo, sobresalen proyectos piloto como el de Fenix Power en Chilca, que utiliza una miniplanta solar de 22 kW con un electrolizador PEM de 8,5 kW para refrigeración de generadores. También el histórico caso de Cachimayo en Cusco, que desde 1965 produce hidrógeno con energía hidroeléctrica para nitrato de amonio y que hoy atraviesa un proceso de modernización. “Están reemplazando siete electrolizadores por modelos nuevos, uno de los cuales ya produce 1.000 m³ por hora”, comentó Farge.
Batech Energy participa activamente en varios de estos desarrollos. La empresa trabaja con electrolizadores de origen chino en alianza con Tianjin Mainland Hydrogen Equipment Co. Ltd., que ofrecen una relación costo-calidad más competitiva que los europeos. Además de promover soluciones de consumo masivo como cocinas, bicicletas y motocicletas a hidrógeno, acompaña tanto a universidades (UNI y UNSA) en proyectos piloto como a iniciativas privadas en industrias intensivas en energía. Uno de sus logros recientes es el suministro de un electrolizador de 1.000 m³/h para la planta de Cachimayo, mientras que a nivel estratégico ha participado en el relevamiento y análisis de proyectos de gran escala como los de Horizonte Verano y Pheland Energy.
El desarrollo del sector, sin embargo, aún depende de avances regulatorios. Aunque en 2023 el Congreso aprobó la Ley de Fomento del Hidrógeno, la reglamentación sigue pendiente. “El marco regulatorio no está lista porque hay discrepancias: el Ministerio apunta solo al hidrógeno verde, mientras que nosotros creemos que deben impulsarse todas las tecnologías”, sostuvo el CEO de Batech.
Los contratos de compraventa de energía (PPAs) se consolidaron como mecanismo clave en Centroamérica, con Guatemala, El Salvador y Panamá liderando procesos estructurados para incorporar nuevas fuentes de generación renovable. “En sentido general, los procesos que involucraron PPAs en Centroamérica siguieron su curso bastante bien”, expresó Rafael Velazco Espaillat, consultor senior, quien vinculó este desarrollo con las reformas al sector eléctrico implementadas desde comienzos de los años 2000.
Uno de los casos más relevantes fue el de Guatemala. El proceso PEG-5, impulsado por EEGSA, DEOCSA y DEORSA y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), buscó contratar 1.400 MW de potencia firme durante 15 años, mediante licitación inversa abierta a todas las tecnologías. “Se buscó replicar el esquema de la PEG-4, que permitió a generadores ya instalados acceder a contratos si agregaban al menos un 25% de nueva generación renovable”, explicó el especialista.
En tanto, Honduras, a través de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), estructuró una licitación por 1.500 MW de potencia firme y energía asociada, con bloques de almacenamiento de entre 4 y 10 horas y apertura a soluciones de más de 12 horas. “La estructura definió una composición del 65% de tecnologías renovables y un 35% de fuentes no renovables”, detalló Velazco.
Por su parte, Panamá formalizó su cronograma de licitaciones eléctricas para el periodo 2025-2028. Las proyecciones incluyeron la incorporación de 1.420 megavatios equivalentes (MWEq) de energía firme y 1.335 MW de nueva capacidad instalada. Se destacó además una licitación exclusiva en 2026 para centrales solares fotovoltaicas, con fecha de inicio de suministro en julio de 2028. “Estos tres procesos licitatorios fueron un nicho muy interesante para buenos PPAs sostenibles en el tiempo”, afirmó el consultor.
Precios competitivos, riesgos regulatorios y nuevas oportunidades
La región evidenció una tendencia a la baja en los precios de los PPAs, particularmente en energía solar y eólica. Según Velazco, esto respondió no solo al descenso global de costos de las tecnologías renovables —especialmente fotovoltaica—, sino también a la composición de las matrices energéticas locales. “En países con mayor capacidad de generación hidráulica, como El Salvador y Guatemala, los precios finales mostraron una baja aún más acentuada”, señaló. En el caso salvadoreño, destacó también la participación de energía geotérmica como factor clave.
A pesar del avance, se identificaron riesgos relevantes para el desarrollo de PPAs. Uno de ellos fue la actualización de las normativas del sector en distintos países. “El mayor riesgo estuvo en la actualización de la normativa que varios países vivieron. Lo que incluyeron o no incluyeron fue definitivo para las energías renovables”, advirtió el entrevistado. A eso se sumó la expansión de generación térmica a base de GNL (gas natural licuado), que podría desplazar renovables en el orden de mérito y afectar la rentabilidad de proyectos a largo plazo. “Panamá ya contaba con aproximadamente 600 MW operativos con LNG, y Guatemala lo incluyó en su licitación PEG-5”, remarcó. “Era esperable que otros países centroamericanos se sumaran a esta ola de instalación de ciclos combinados a GNL”, anticipó.
Consultado sobre los mercados más atractivos para PPAs renovables, Velazco apuntó nuevamente a Guatemala, El Salvador y Panamá. “Por un tema de márgenes en los precios, que aunque no eran exagerados como en los sistemas eléctricos insulares del Caribe, no dejaban de ser atractivos”, argumentó. También destacó a Costa Rica como un país con “inmensas posibilidades” para proyectos eólicos, especialmente en la región de Guanacaste, limítrofe con Nicaragua.
Mirando hacia el mediano plazo, identificó oportunidades emergentes vinculadas a nuevas tecnologías. “Las centrales hidroeléctricas reversibles y los proyectos de almacenamiento en baterías (BESS), tanto en modalidad stand alone como para servicios auxiliares o hibridaje, representaron oportunidades de mercado muy prometedoras”, concluyó Velazco.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) anunció el inicio de la construcción de dos centrales termosolares de 50 megawatts cada una, que en conjunto sumarán 100 megawatts de capacidad instalada en el estado de Baja California Sur. Ambas incorporarán almacenamiento térmico con sales fundidas. El proyecto requerirá una inversión aproximada de 800 millones de dólares, y forma parte de la estrategia para descarbonizar el sistema eléctrico en una de las regiones más caras y aisladas del país.
Este desarrollo busca reemplazar generación basada en diésel y combustóleo, en particular en zonas como La Paz y Los Cabos, que hasta ahora han dependido de plantas fósiles costosas y contaminantes. “Vamos a reducir sustantivamente el consumo de combustóleo, que afecta mucho a la ciudad de La Paz, y también el consumo de diésel”, indicó la presidenta de México, ClaudiaSheinbaum durante la presentación del proyecto en la Mañanera del Pueblo.
Las plantas estarán ubicadas en sitios estratégicos que minimicen el impacto de fenómenos meteorológicos. “Tienen que estar en lugares donde no les afecten los huracanes”, señaló Sheinbaum. Además, al tratarse de un sistema eléctrico casi aislado, todo lo que se genere con estas plantas se destinará a Baja California Sur, ofreciendo una solución local y sustentable a una región con alta demanda energética y elevadas tarifas.
El objetivo principal de la iniciativa es incorporar tecnología termosolar que permita generación firme con fuentes limpias. Esta tecnología de torre central, con campo de helióstatos móviles, concentra la radiación solar para fundir sales, que luego se almacenan y liberan calor para producir vapor y generar electricidad incluso durante la noche. “Podemos seguir generando electricidad aún yéndose el sol, gracias a la energía térmica almacenada”, explicó el Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Islas.
Cada planta podrá operar hasta 11 horas sin radiación solar, y contará además con bancos de baterías para reforzar su capacidad de generación continua. En total, se espera que estas instalaciones beneficien a entre 100 mil y 200 mil hogares, y su operación comercial se prevé para antes de 2030.
El proyecto es una de las apuestas más innovadoras del país en renovables. “Este proyecto marca un precedente único al ser el primero en su tipo en México”, subrayó la Secretaria de Energía, Luz Elena González. Según la funcionaria, estas centrales contribuirán de forma directa al cumplimiento de la meta de 35% de generación eléctrica con fuentes limpias para 2030, establecida por ley.
Las plantas están incluidas en el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030, que prioriza tecnologías limpias y generación en sitio. “Vamos a atender la demanda del sector turístico, urbano e industrial, y dar mayor confiabilidad al sistema”, señaló la directora de la CFE, Emilia Calleja.
El componente de contenido nacional también será relevante: se espera que hasta 60% de los materiales y equipamientos sean fabricados en México, incluyendo el campo de helióstatos y la torre central, que superará los 100 metros de altura. “Esto podría traer aparejado un contenido nacional muy alto, lo cual permitirá también generar empleos locales”, anticipó Islas.
La CFE ya se encuentra en etapa de evaluación para definir la ubicación exacta, priorizando la cercanía con líneas de transmisión existentes. El cronograma estimado contempla un período de 36 a 48 meses para la construcción de las plantas, una vez adjudicados los contratos de ingeniería y obra.
Para Sheinbaum, este proyecto responde también a una necesidad social. “En Baja California Sur la electricidad es muy cara. Este tipo de inversiones ayudará a aliviar esa presión y a reducir nuestra dependencia del gas natural importado”, afirmó. La apuesta es sustituir plantas fósiles por infraestructura solar, sustentable y firme.
Con esta iniciativa, México se suma a las naciones que ya integran tecnologías termosolares en su matriz energética. Actualmente hay 1.400 megawatts instalados en el mundo con este tipo de soluciones, lo que confirma su madurez y viabilidad técnica. “La innovación tecnológica es también soberanía”, concluyó Islas.
Costa Rica avanza con decisión hacia una nueva etapa de su transición energética, marcada por la incorporación de nueva capacidad renovable, el impulso a tecnologías de almacenamiento y un marco regulatorio que habilita mayor participación privada. Según detalló Ana Lucía Alfaro Murillo, Projects Director y asesora senior en energía y sostenibilidad en Biomatec, “el país está materializando oportunidades concretas que fortalecen el liderazgo renovable alcanzado en décadas recientes”.
A lo largo de 2024, el país adjudicó cinco plantas solares privadas por 86 MW, cuya ejecución está prevista entre 2025 y 2026. Además, el ICE preparó una convocatoria por 100 MW solares para febrero de 2025. En paralelo, se adjudicaron 80 MW eólicos en Guanacaste y se lanzó la repotenciación del parque Tejona, que sumará 42 MW mediante una licitación abierta durante 2025.
“La Ley 7200 permitió que los actores privados participaran de forma ordenada y complementaria en el desarrollo de nuevas plantas”, destacó Alfaro Murillo. Estos proyectos bajo esquema BOT (Build, Operate, Transfer) fortalecen la diversificación de la matriz y mejoran la competitividad del sistema.
El sistema eléctrico enfrenta una demanda creciente que alcanzó un pico de 1.925 MW en 2024, lo cual obliga a acelerar los tiempos de expansión de capacidad. Alfaro Murillo planteó que “se requería una planificación flexible, que respondiera con rapidez a contextos cambiantes y a eventos climáticos extremos”.
La hidrología adversa generada por el fenómeno de El Niño redujo la participación renovable al 86,8% en 2024, obligando a recurrir a más generación térmica e importaciones. En ese contexto, se consideró también la contratación de unidades térmicas de respaldo a lo largo de 2025, mientras se consolidan las nuevas fuentes renovables y se normaliza la disponibilidad hídrica.
Modernización de activos, almacenamiento y nuevos marcos regulatorios
Además de incorporar nuevos proyectos, el país trabajó en la modernización de plantas hidroeléctricas y geotérmicas de alta criticidad. Instalaciones como Cachí, Arenal, Dengo, Ventanas Garita y Miravalles 1 y 2 están siendo intervenidas para extender su vida útil, mejorar su eficiencia y asegurar potencia firme. “Estas repotenciaciones requerían planificación rigurosa, ya que implicaban salidas prolongadas de unidades clave”, señaló Alfaro Murillo.
También se proyectaron nuevos desarrollos como Borinquen II y la Plazoleta Geotérmica (PLB-01), mientras que el proyecto hidroeléctrico Fourth Cliff reforzará la base de generación renovable a partir de la próxima década.
Una de las innovaciones clave será la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), contemplados en el Plan de Expansión de la Generación (PEG) 2024 con dos bloques de 120 MW y autonomía de 4 horas, programados para 2031 y 2034, aunque con discusiones técnicas activas desde 2025. “El almacenamiento permitía desplazar energía hacia los momentos críticos y reducir el uso de térmica”, explicó Alfaro Murillo. También se discutía la implementación de sistemas grid-forming que aportaran inercia y estabilidad a la red.
ARESEP ya introdujo señales regulatorias para servicios auxiliares y abrió espacio al almacenamiento distribuido, en paralelo con el utilitario.
La aprobación de la Ley 10086, junto al Decreto 43879-MINAE y metodologías definidas por ARESEP, habilitó a hogares, comercios e industrias a producir su propia electricidad y compensar excedentes. “La generación distribuida permitió democratizar la transición energética y redujo las pérdidas en transmisión”, afirmó la experta de Biomatec. En este modelo, las cooperativas rurales, empresas privadas y usuarios individuales se convirtieron en actores activos del proceso de descarbonización.
Durante 2025 y 2026, se espera también el avance del marco operativo de esta ley, con ajustes tarifarios y nuevas instalaciones bajo esquemas de autoconsumo y compensación de excedentes.
Innovaciones futuras
Como vector energético emergente, el hidrógeno verde se incorporó a la estrategia nacional impulsada por el MINAE, con respaldo técnico de la cooperación alemana (GIZ). Los sectores foco fueron transporte pesado e industrias difíciles de electrificar. “Hubo condiciones para iniciar pilotos que generaran capacidades locales y, a mediano plazo, escalar a un mercado competitivo”, aseguró Alfaro Murillo. Algunos de estos desarrollos se prevén para 2026.
Además, el país incorporará 20 MW de biomasa en 2026, dentro del paquete de proyectos definidos por el PEG, fortaleciendo aún más la diversificación tecnológica.
Con estos avances en marcha, Costa Rica se posicionó para consolidar su liderazgo renovable, fortaleciendo la seguridad del suministro, impulsando la participación del sector privado y desplegando tecnologías clave como el almacenamiento energético. Todo esto en un contexto de mayor demanda, presión climática e impulso a la descentralización, que exigió planificación inteligente y ejecución efectiva.
“El modelo costarricense no excluyó a los privados: los incorporó de manera complementaria, bajo reglas claras y con el ICE como rector del sistema”, subrayó Alfaro Murillo. La próxima etapa, en desarrollo durante 2025 y 2026, se juega con más actores, más tecnologías y una renovada ambición por descarbonizar sin perder firmeza.
Anabática Renovables inicia una etapa decisiva en su evolución empresarial, dejando atrás el perfil de proveedor técnico local para convertirse en un actor estratégico regional. Desde su sede en Chile, y con más de una década de experiencia en energía eólica, solar y almacenamiento, la empresa proyecta su consolidación en los principales mercados de América Latina.
“Pasamos de ser un referente técnico en Chile a convertirnos en un socio estratégico para toda América Latina”, destacó Marco Zazzini, gerente general adjunto de la compañía. Esta transformación obedece a una decisión deliberada de escalar su participación más allá de fronteras, en un escenario energético cada vez más desafiante.
“Tras más de 10 años de experiencia, un equipo de más de 35 profesionales y una certificación ISO 9001 que respalda nuestros procesos, hoy operamos de manera regular en Chile, Argentina, Perú, Colombia, México, entre otros”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
Por lo que el cambio de estrategia deja atrás la consolidación local para enfocarse en la integración regional, ofreciendo soluciones técnicas, comerciales y financieras en proyectos de generación renovable y almacenamiento, independientemente del ciclo político (NdR: varios países de la región atraviesan un complejo escenario electoral).
Una de las apuestas más recientes de la compañía es Cuásar BESS, una plataforma desarrollada internamente que permite optimizar el diseño y la gestión de proyectos de almacenamiento. La herramienta posibilita mediciones y simulaciones de corto, mediano y largo plazo, analizando ingresos por potencia y energía en función del comportamiento del mercado.
“Avanzar con herramientas propias y ser rápidos y versátiles según requiera el mercado” es uno de los principios que guía la estrategia actual de Anabática. De ese modo, la empresa ya acumula más de 10 GWh en proyectos de dimensionamiento BESS, lo que la posiciona a la vanguardia del seguimiento de dicha tecnología en la región.
Según Zazzini, el foco está puesto en seguir sumando funcionalidades a las herramientas propias y reforzar su presencia en mercados estratégicos durante 2025 y 2026, considerando que la firma trabaja en todo el ciclo de vida de un proyecto renovable: estimación de energía, ingeniería, due diligence técnica, diseño de layout, inspección de obra y gestión de licitaciones.
“También impulsaremos más alianzas y actividades técnicas para estar presentes en las mesas donde se defina el futuro energético de la región. Las decisiones que se tomen en este año marcarán la próxima década, y queremos ser el socio técnico que dé certezas en medio de ese cambio”, añadió el entrevistado.
Como parte de ese proceso, los ojos están puestos en los sistemas de baterías, que poco a poco ganan protagonismo en LATAM, y la compañía busca acelerar su adopción transfiriendo conocimientos y estandarizando soluciones, a fin de que se repliquen buenas prácticas regulatorias, se estandaricen contratos y se multipliquen casos de éxito.
Flexibilidad frente al cambio político
En un año con procesos electorales clave en los países que operan, la compañía destaca la importancia de entender el entorno antes de definir sus movimientos. Por lo que la estrategia es clara: combinar ingeniería, permisos, supervisión, software, capacitación e inteligencia regulatoria con la flexibilidad para adaptar cada proyecto al ritmo y condiciones de cada país.
“Las decisiones que se tomen en este año marcarán la próxima década, y queremos ser el socio técnico que dé certezas en medio de ese cambio”, afirmó el gerente general adjunto de Anabática.
Growatt, proveedor líder mundial de soluciones solares distribuidas y de almacenamiento de energía (ESS), ha sido nuevamente galardonado con el premio EUPD Research Top Brand PV, marcando así el octavo año consecutivo de reconocimiento para la compañía. En 2025, Growatt recibió distinciones por la fortaleza de su marca de inversores en México, Brasil, Pakistán, Alemania y la región de Medio Oriente y Norte de África, además de ser reconocida por sus soluciones de almacenamiento de energía en Australia.
Este logro constante refuerza la posición de Growatt como uno de los proveedores de inversores solares y sistemas de almacenamiento de baterías más confiables del mundo, una marca en la que millones de hogares y empresas confían para satisfacer sus necesidades de energía limpia.
Un socio global en energía limpia
Con instalaciones en más de 180 países, Growatt ha construido una reputación como socio energético de confianza al ofrecer inversores solares residenciales avanzados, soluciones fotovoltaicas comerciales e industriales, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de energía en baterías, cargadores para vehículos eléctricos y plataformas inteligentes de gestión energética.
Desde sistemas solares residenciales en azoteas hasta plantas solares industriales a gran escala, Growatt capacita a los usuarios para generar, almacenar y optimizar energía renovable, reduciendo costos energéticos y aumentando la independencia energética.
“Nuestro reconocimiento sostenido por parte de EUPD Research en múltiples continentes es un testimonio de nuestro compromiso inquebrantable con la innovación, la confiabilidad y las soluciones solares centradas en el cliente”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Es un honor ser de confianza para millones de clientes y profesionales de la industria en todo el mundo, y seguimos dedicados a impulsar la transición hacia un futuro más limpio, inteligente y sostenible”.
Reconocimiento en seis mercados clave
El premio EUPD Top Brand PV se basa en extensas encuestas realizadas a instaladores y distribuidores en todo el mundo, evaluando el nivel de conocimiento de la marca, satisfacción, preferencia del cliente y grado de recomendación en el mercado.
Inversores Solares: Reconocidos en México, Brasil, Pakistán, Alemania y Medio Oriente & Norte de África, lo que demuestra la influencia global de Growatt y la fuerte percepción de su marca en mercados fotovoltaicos tanto emergentes como consolidados.
Sistemas de Almacenamiento de Energía: Galardonados en Australia, donde la demanda de sistemas residenciales de baterías e inversores solares híbridos continúa creciendo, a medida que los propietarios buscan mayor independencia y resiliencia energética.
Estos premios destacan la capacidad de Growatt para ofrecer soluciones solares y de almacenamiento adaptadas a las necesidades específicas de diversas regiones, desde tejados residenciales en América Latina hasta soluciones avanzadas de energía distribuida en Australia y Europa.
Más allá de los premios regionales, Growatt también alcanzó posiciones destacadas en el ranking global de inversores fotovoltaicos 2024 de S&P Global Commodity Insights, donde fue clasificada como:
Proveedor Nº1 de inversores residenciales
Top 3 en inversores híbridos
Top 5 en inversores comerciales a nivel mundial
Liderando la innovación en inversores solares y almacenamiento de energía
El portafolio galardonado de Growatt incluye una amplia gama de inversores solares conectados a red, inversores híbridos para fotovoltaica y soluciones de almacenamiento diseñadas para maximizar la utilización de la energía solar.
La compañía también ofrece plataformas inteligentes de monitoreo y gestión de energía (ShinePhone, ShineServer, ShineTools, OSS) que permiten a hogares y negocios supervisar, controlar y optimizar su consumo en tiempo real.
Con estas plataformas, tanto usuarios como instaladores se benefician de una configuración WiFi sencilla, visualización de consumo propio y tendencias energéticas, además de diagnósticos inteligentes en línea de curvas I-V. Ya sea mediante aplicación móvil o plataforma web, Growatt ofrece una solución integral en una sola aplicación para inversores, sistemas de almacenamiento y cargadores de vehículos eléctricos, garantizando conectividad fluida y una gestión energética más inteligente.
Al combinar inversores fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento en baterías y soluciones de carga para vehículos eléctricos, Growatt está moldeando el futuro de los ecosistemas de energía distribuida y apoyando la rápida adopción de sistemas renovables descentralizados. Estas tecnologías permiten a los usuarios reducir su dependencia de los combustibles fósiles, disminuir costos de electricidad y asegurar respaldo energético durante cortes de red, enfrentando así algunos de los retos más urgentes del panorama energético actual.
S-5! compañía dedicada a soluciones de fijación para techos metálicos, se enorgullece en anunciar que su sistema de fijación solar sin rieles PVKIT® ha obtenido la certificación UL 3741. Esta certificación aplica al sistema completo cuando se utiliza con todos los soportes y abrazaderas de S-5!, clips para MLPE y productos de socios autorizados.
Este logro representa el compromiso continuo de S-5! con la seguridad, el rendimiento y la innovación. Las pruebas y evaluaciones se realizaron conforme a la versión más reciente y rigurosa de esta norma.
“A medida que la seguridad de los bomberos cobra mayor relevancia con el aumento de los sistemas solares en techos, el cumplimiento con UL 3741 se está convirtiendo en un estándar habitual—y cada vez más requerido— tanto en proyectos residenciales como comerciales”, señaló Ricardo Barroso, director de Investigación y Desarrollo de S-5!.
“Nuestros clientes lo solicitaron, y nosotros escuchamos. Buscamos esta certificación para respaldar techos metálicos más seguros y una integración solar confiable», agregó.
¿Por qué es importante la UL 3741?
La norma UL 3741 – Estándar de Seguridad para el Control de Riesgos Fotovoltaicos, es uno de los métodos más utilizados para cumplir con los requisitos de rapid shutdow (apagado rápido) del Código Eléctrico Nacional (NEC) de EEUU, enfocado específicamente en reducir los riesgos de descarga eléctrica para el personal del primera respuesta. Evalúa la seguridad del sistema FV completo —incluyendo estructura, cableado y componentes eléctricos— durante situaciones típicas de emergencia como caminar, arrodillarse o golpear accidentalmente el sistema.
A diferencia de otros métodos que dependen de MLPEs con apagado rápido en cada módulo, la UL 3741 permite lograr seguridad a nivel de sistema mediante inversores string con rapid shutdown y un manejo adecuado del cableado. Esto brinda mayor flexibilidad, cumpliendo —o superando— los requisitos de seguridad.
“Nuestro sistema PVKIT superó rigurosas pruebas que validan tanto los componentes de S-5! como los productos de terceros listados con nuestro sistema”, agregó Barroso. “La seguridad de los bomberos es prioritaria, y la UL 3741 garantiza que puedan desempeñar su labor sin riesgos adicionales por sistemas FV en techos.”
El PVKIT de S-5!, ahora con certificación UL 3741, representa una solución ideal para EPCs e instaladores que buscan un sistema de fijación solar para techos metálicos que sea seguro, rentable y conforme al código.
Acerca de S-5!
Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Sus abrazaderas sin perforación y soportes permiten fijar elementos auxiliares en techos metálicos engargolados o de fijación expuesta, sin comprometer la integridad ni la garantía del techo. Fabricadas en EE. UU., las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia gama de aplicaciones sobre techos metálicos y ya se han instalado en más de 3 millones de techos metálicos, incluyendo 9 GW de energía solar a nivel global, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.
El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/09/2025 al 14/09/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 36 ofertas de abasto por un volumen total de 35.100.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,88 y de U$S 4,71 el Millón de BTU puesto el gas en el PIST, y en el Gran Buenos Aires, respectivamente.
Desde Neuquén llegaron 16 ofertas por un volúmen total de 15,9 millones de m3/día. Otras 4 ofertas llegaron desde Chubut, por un volumen total de 2,4 millones de m3/día.
Desde Tierra del Fuego llegaron 8 ofertas que totalizaron 11,2 millones de m3/día. Desde Santa Cruz arribaron 4 ofertas por un total de 2,9 millones de m3/día. Y desde la cuenca Noroeste llegaron 4 oferts por un total de 2,7 millones de metros cúbicos día.
Los precios para el gas en el PIST variaron desde U$S 3,24 hasta U$S 4,16 por MBTU; En tanto, los preciops del gas puesto en el GBA variaron desde los U$S 3,82 y U$S 5,02 el MBTU, según las cuencas de origen.
. Comunicado de la Secretaría de Energía del Partido Justicialista
El Gobierno Nacional lleva adelante en materia de energía una clara política de entrega de activos estratégicos y capacidades nacionales, que busca el sometimiento y la renuncia al desarrollo autónomo, soberano y libre.
Los ejemplos más claros son la destrucción del sector nuclear y la privatización ruinosa de las centrales hidroeléctricas del Comahue.
A pesar de planes con nombres grandilocuentes -pero vacíos de contenido-, el sector nuclear atraviesa un proceso de paralización, despidos y desguace. La gestión actual abandonó el CAREM, pequeño reactor modular de diseño argentino, que tenía un avance superior al 70 por ciento, uno de los mayores a nivel mundial para proyectos de este tipo, lo que le daba un enorme potencial exportador.
En su lugar, las actuales autoridades decidieron impulsar otra iniciativa, desde cero, con pocos antecedentes, cuya patente es compartida con una empresa extranjera. De esta manera se evidencia el interés geopolítico y la pérdida de autonomía que esconde esta decisión.
Asimismo, resulta preocupante la suspensión de otros proyectos fundamentales como la construcción de las centrales nucleares Atucha III y IV, que contaban con financiamiento chino y transferencia de tecnología que iba a permitir por primera vez el desarrollo de centrales nucleares de uranio enriquecido, mientras se demora la extensión de vida de Atucha I, iniciada durante el gobierno anterior.
Sin dudas, el objetivo de todas estas acciones es la entrega de capacidades nacionales -acumuladas durante décadas y reconocidas internacionalmente- para ponerlas al servicio de un modelo de sometimiento que condena y posterga a nuestro pueblo.
El desarrollo nuclear argentino es hijo de la visión estratégica de Juan Domingo Perón, que creó la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en 1949, antes incluso que grandes potencias, y puso en marcha en 1974 la primera central nuclear de Latinoamérica. Este complejo nuclear pudo resistir las políticas neoliberales de los años ´90 gracias al compromiso de su trabajadores, hasta la reactivación que impulsó Néstor Kirchner en 2006, con el logro de la finalización de Atucha II, tras años de parálisis.
A su vez, la privatización de las represas del Comahue tendrá consecuencias gravosas por los próximos 30 años, en tanto se dolarizan los ingresos de los concesionarios y se actualizarán por la inflación de Estados Unidos, lo que va a encarecer el costo de la energía para nuestras industrias, hogares y comercios, además de someter a nuestro país a juicios internacionales debido a la insostenibilidad del actual régimen cambiario.
De la misma manera, el nuevo esquema dará a los nuevos administradores de las centrales la posibilidad de que puedan disponer luego de una cantidad de años de toda la energía producida sin la obligación de venderla al Mercado Eléctrico, lo que implica que el sistema nacional pierde un recurso fundamental.
Es por ello que además de denunciar esta grave situación, exigimos se desista del desarme del sector nuclear y la entrega vil de las represas del Comahue, que sin dudas constituyen un pilar fundamental de un proyecto nacional soberano, de empleo y desarrollo para todos los y las argentinas.
.YPF Luz y Justoken formalizaron una alianza estratégica para desarrollar una plataforma digital que permitirá comercializar y gestionar energía eléctrica de forma automática, segura y confiable.
Esta innovadora plataforma utilizará tecnología blockchain para dar trazabilidad de la energía contratada ermitiendo tokenizarla, y también automatizar procesos comerciales y administrativos, educir costos perativos, con una gestión eficiente y segura de datos energéticos.
Se estima que la plataforma estará operativa antes de fin de año en Argentina, y en una primera tapa se plicará a contratos de energía renovable que abastezcan demandas de clientes industriales MATER) con a posibilidad de ampliarse a otro tipo de contratos y tecnologías, dando más apertura a nuevos inversores e industrias. En el roadmap de desarrollo está previsto que otros generadores se puedan sumar a la plataforma, con planes que también incluyen impulsar la plataforma en otros países de la región.
Beneficios clave: ● Trazabilidad: seguimiento en tiempo real de la energía contratada, condiciones contractuales y estado de cuentas. ● Accesibilidad: permitirá a usuarios participar en proyectos de energía tokenizados. ● Eficiencia operativa: reportes instantáneos que facilitarán monitoreo en tiempo real y el cumplimiento regulatorio. ● Sustentabilidad e innovación: contribuye al uso eficiente de la energía. Marca un precedente en innovación tecnológica y energética.
“Este es un hito histórico en la industria energética”, afirmó Eduardo Novillo Astrada, CEO & Co‐Founder de Justoken. “Nuestra tecnología, la transparencia y liquidez asociadas a la tokenización se integran por primera vez a un generador de energía como YPF Luz”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó que “Este desarrollo que estamos realizando junto a Justoken facilitará nuevas formas de contratar energía y modernizará el mercado eléctrico”.
Acerca de Justoken
Justoken (anteriormente Agrotoken) es una empresa especializada en soluciones blockchain empresariales que se enfoca en la digitalización y tokenización de activos del mundo real. Con experiencia comprobada en múltiples sectores como agro, energía, minería y finanzas. La compañía ofrece infraestructura tecnológica avanzada y soluciones tailor made que permiten a las empresas transformar digitalmente sus operaciones y desbloquear nuevas oportunidades de valor.
Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía argentina líder en generación de energía eléctrica eficiente y sustentable, con 12 años de trayectoria. Opera 15 activos distribuidos en 8 provincias del país, con una capacidad instalada de 3,4 GW, que abastece el 10 % de la demanda eléctrica nacional. Está construyendo dos nuevos proyectos renovables: el Parque Eólico CASA (63 MW) en Olavarría y el Parque Solar El Quemado (305 MW) en Mendoza.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, afirmó que las exportaciones de petróleo de la Argentina podrían alcanzar los u$s350.000 millones entre 2030 y 2050. Este ambicioso objetivo, que busca convertir a la industria de hidrocarburos en el principal exportador del país, requerirá una inversión masiva de u$s220.000 millones en Vaca Muerta durante los próximos años. “Las exportaciones petróleo de la Argentina pueden ser la friolera de u$s350.000 millones entre el 2030 y el 2050, pero eso no lo vamos a hacer solos, lo va a hacer toda la industria de forma colaborativa”, afirmó el directivo al participar del cierre […]
Geólogos identificaron granitos, aplitas y pegmatitas con características prometedoras para contener litio. La Secretaría de Minería de Río Negro recibió a comienzos de agosto el primer informe técnico elaborado por el Servicio Geológico Minero Argentino (SEGEMAR) sobre el potencial de litio en la provincia. El documento corresponde al proyecto “Estudio geológico de depósitos pegmatíticos con potencial litífero en Río Negro” y marca un hito en la estrategia provincial para diversificar su matriz minera con el llamado “oro blanco”. Primeros hallazgos en Yaminué Durante diez días de trabajo de campo en las zonas de Ministro Ramos Mexía y Yaminué, los geólogos […]
El informe acerca de que existen en ejecución en la Argentino no menos de ocho explotaciones de cobre, capaces de colocar al país entre los principales productores del planeta en lo que abre una gran oportunidad para la actividad minera nacional, que así promete miles de nuevos empleos, llegada de divisas y un mayor desarrollo de la economía general, debiera obligar en forma perentoria al país a aprovechar los cuantiosos recursos de que dispone su territorio, en una situación que vuelve inexplicable su fragilidad económica y funcional. Tal como se informó ayer, la consultora internacional CRU estimó que los cinco […]
Cómo se concretó el logro tecnológico a 1.150 kilómetros que optimiza el desarrollo de pozos de Vaca Muerta, con mayor velocidad, precisión y menores costos. El aporte de Halliburton y el rol de las nuevas salas de real time. La petrolera nacional YPF tiene la pretensión de ser la mayor compañía tecnológica de la Argentina mediante la aplicación de la innovación en procesos productivos, del pozo a las estaciones de servicio, a través de herramientas digitales y el uso de Inteligencia Artificial que está transformando la industria del Oil & Gas y el desarrollo de Vaca Muerta. La nueva tecnología […]
Lo reveló el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín. “Puede mejorar mucho la ruta, la calidad de vida de la gente y también generar una eficiencia muy grande”, dijo. Días atrás, la Resolución 1196 del Ministerio de Economía de la Nación habilitó la libre circulación de camiones bitrenes en toda la red vial del país. La medida reavivó dudas sobre la capacidad de las rutas que conectan con la industria hidrocarburífera para absorber un mayor caudal de tránsito pesado, en una zona donde la infraestructura vial ya muestra signos de saturación. En paralelo, YPF apunta a otro frente […]
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Empresas y Municipio de San Patricio del Chañar impulsan un diagnóstico participativo para promover el desarrollo local y la convivencia ciudadana. Cuatro empresas del sector petrolero se sumaron al LAB Público-Privado que impulsa el municipio de San Patricio del Chañar, a cargo del intendente Gonzalo Núñez, para identificar las principales necesidades de la localidad y elaborar en conjunto con organizaciones sociales un Plan Estratégico de Convivencia Ciudadana y Desarrollo Sostenible. Las empresas que dieron el OK para sumarse a la iniciativa fueron Pampa Energía, Transportadora de Gas del Sur (TGS), Pluspetrol y Shell. Estas compañías y el municipio presentaron un […]
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