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Minería: El sector minero celebra la quita de retenciones, pero advirtió que es insuficiente sin incluir litio y plata

La asociación que nuclea a las empresas exploradoras mineras valoró el nuevo decreto que elimina derechos de exportación para algunos minerales, pero reclamó que se amplíe el alcance a recursos estratégicos como el litio y la plata. El Grupo de Empresas Mineras Exploradoras de la República Argentina (GEMERA) celebró la eliminación de las retenciones para una parte de las exportaciones mineras, aunque advirtió que la medida “queda incompleta” si no se incluye también al litio y la plata, minerales considerados estratégicos por su rol en la transición energética y la demanda global. A través de un comunicado, la entidad expresó […]

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Política: El motivo por el cual Vaca Muerta festeja el balotaje en Bolivia

Los candidatos promercado a disputarse la presidencia de Bolivia en el balotaje trajeron calma al sector energético argentino, atento al resultado por Vaca Muerta. Los resultados de las elecciones presidenciales de Bolivia despejaron el camino para que el gas de Vaca Muerta llegue a Brasil. Es que los dos candidatos que se enfrentarán en el balotaje son promercado, y despertaron el entusiasmo en el sector energético argentino. Las elecciones fueron este domingo 17 de agosto no sólo para elegir al nuevo mandatario por los próximos cinco años sino también para renovar la totalidad del Parlamento. Y contra todos los pronósticos, […]

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Empresas: Chevron nombra a Ana Simonato como nueva country manager en Argentina

La ejecutiva venezolana llevará adelante los negocios en el país donde se ejecuta una inversión de US$ 500 millones para el desarrollo de sus áreas en Vaca Muerta. La petrolera estadounidense Chevron tiene una nueva country manager para su operación en la Argentina. Ana Simonato es la ejecutiva que, desde ahora, lleva adelante los negocios de la empresa en el país, donde ejecuta una inversión de US$ 500 millones para el desarrollo de sus áreas en Vaca Muerta. De esta forma, la compañía completa la renovación de su cúpula, tras la designación del antecesor de Simonato, el también venezolano Javier […]

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Licitaciones: En septiembre se abrirán los pliegos por áreas que dejó YPF en zona norte de Santa Cruz

El presidente de FOMICRUZ, Oscar Vera, dio detalles a La Vanguardia Noticias sobre cómo se llevará adelante la licitación petrolera en Santa Cruz, un proceso que se abre tras la salida de YPF de las áreas convencionales y que marca un nuevo rol protagónico para la empresa provincial. El inicio del proceso Vera recordó que todo comenzó con la firma de un memorándum de entendimiento el pasado 2 de abril. Desde entonces, se están cumpliendo los plazos administrativos y legales necesarios. Según precisó, los pliegos de la licitación estaban previstos para esta semana, y la apertura de ofertas se realizará […]

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Gas: TGS propone un poliducto único para transportarlo en Vaca Muerta

El CEO de la compañía advirtió que el país debe avanzar de inmediato en la construcción de un ducto común, clave para el desarrollo del GNL desde 2027 y para aprovechar un negocio que multiplica por cuato el valor del gas. El futuro del gas de Vaca Muerta no depende solo de aumentar la producción sino de cómo se gestionen los subproductos que acompañan al hidrocarburo. Así lo planteó Oscar Sardi, CEO de TGS, al señalar que es urgente construir un único poliducto que concentre los líquidos separados del gas y los transporte hacia Bahía Blanca. La propuesta se vincula […]

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Inversiones: Un gigante brasileño desembarca en Vaca Muerta, tras la salida de varias petroleras internacionales

El gobierno de Neuquén firmó finalmente este martes el acuerdo con la petrolera brasileña Fluxus para formalizar la autorización de cesión de dos concesiones de explotación hidrocarburífera, tras una espera de más de 18 meses tras el entendimiento con la empresa Pluspetrol. El acti fue encabezado por el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, junto al CEO de Fluxus, Ricardo Savini, el presidente de FLXS Argentina, Juan Randanne y el director de Operaciones, Jorge Lorenzón. Se trata de la concesión de la explotación con objetivos convencionales Centenario (Bloque I y II) y de […]

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Infraestructura: Reconstruirán la Ruta 69 para mejorar la conectividad con Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro reconstruirá la Ruta Provincial 69, que conecta el empalme con la Ruta Nacional 151 y llega hasta la localidad de Labrador, en el Municipio de Campo Grande. La obra, que será financiada con recursos del acuerdo con las petroleras que operan el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, representa una inversión de $3.300 millones y un plazo de ejecución de 210 días. El proyecto contempla la reconstrucción de calzada, la construcción de una intersección canalizada de hormigón en el acceso a Villa Manzano y una dársena de pesaje para vehículos pesados en Labrador. Se trata de […]

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Empresa: Acuerdo entre Panda Corporation y Wuxi Kai Sheng Oil & Gas

Lo anunciaron el grupo inversor y la empresa china de equipos para la industria de hidrocarburos para la región de Latinoamérica. Según informa Reporte Asia, esto “refuerza la presencia de Panda Corporation en el sector energético regional y amplía su portafolio de soluciones especializadas para la industria del petróleo y gas”. Ya que con esta alianza con “Wuxi Kai Sheng, una de las principales empresas chinas en la fabricación de equipamiento para exploración, extracción y refinación de hidrocarburos, Panda Corporation ofrecerá acceso directo a los equipos y tecnologías de vanguardia desarrollados por La representación incluirá soporte técnico, asesoramiento especializado y […]

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¿Quiénes son los líderes energéticos ya confirmados para FES Colombia y Chile?

Future Energy Summit (FES) se ha convertido en la gira internacional más influyente de Hispanoamérica en materia de transición energética. En cada edición convoca a CEOs, autoridades, inversores y asociaciones para debatir sobre la hoja de ruta de las energías limpias, combinando networking de alto nivel y análisis de coyuntura.

Este 2025, la gira llega a Colombia y Chile con dos ediciones que pondrán en agenda los principales retos y oportunidades de cada mercado.

El 21 y 22 de octubre celebrará su quinta edición en la ciudad Bogotá, Colombia, donde más de 500 ejecutivos, inversores y autoridades se reunirán para debatir sobre el futuro de las renovables en un mercado en expansión.

La coyuntura del país es decisiva: Colombia alcanzó en junio de 2025 los 2030 MW de capacidad solar instalada, un 59 % más que el año anterior. Sin embargo, solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. Para este año, el Ministerio de Minas y Energía prevé sumar 697 MW adicionales mediante 22 proyectos renovables, con inversiones por encima de los USD 500 millones.

En este escenario, el evento contará con la presencia de Francesco Bertoli (CEO de Enel Colombia), Rubén Borja (Country Manager de Atlas Renewable Energy en Colombia), Luis Castillo (General Manager Latam de Solax Power) y Julián Lemos (Vicepresidente Corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios de Ecopetrol).

También participarán líderes gremiales como Kathrine Simancas (Directora de Energía & Gas de ANDESCO), Natalia Gutiérrez Jaramillo (Presidenta Ejecutiva de ACOLGEN), Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez (Directora Ejecutiva de FENOGE) y Ricardo Garro (Director Comercial Latinoamérica de CATL).

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FES Chile 2025

Santiago será la sede de la cuarta edición del Future Energy Summit en Chile y el cierre de la gira de este año, los días 26 y 27 de noviembre. 

Un mercado que se mantiene como líder regional con más del 70% renovable de 36 GW de capacidad instalada pero enfrenta temas estratégicos: el auge de más de 14 GW en proyectos BESS en calificación, los avances en permisos sectoriales y las licitaciones de suministro 2025/01 por 1.680 GWh, prevista para adjudicarse en octubre, y la ya iniciada convocatoria excepcional de corto plazo para el suministro 2026 de clientes regulados (ver nota).

A esto se suman que el país tendrá elecciones presidenciales en noviembre y que, a nivel legislativo, se mantienen los debates sobre los proyectos de ley que amplían subsidios eléctricos, metas de ERNC y un anteproyecto para acelerar la descarbonización hacia 2035, junto con la tramitación de reglamentos clave para la operación del sistema.

En este marco, FES contará con la participación de Ana Lía Rojas (Directora Ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento – ACERA-), Juan Villavicencio (CEO de ENGIE Chile), Jaime Toledo (CEO Sudamérica de Acciona Energía) y José Ignacio Escobar (CEO de Colbún).

A ellos se sumarán Fernanda Varela (Directora Ejecutiva de Agencia Polux Comunicaciones), Daniela González (Socia Directora de Domo Legal), Luis Contreras (Managing Director de Yingli Solar), Pedro Correa Álvarez (CTO de Suncast), Katherine Hoelck (Presidenta de Cigré Chile), Ángela Castillo (Business Development Director de Black and Veatch) y Carlos Cabrera (Managing Partner de Sphera Energy).

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Gira FES 2025

Perú esel  destino presencial en Latinoamérica más próximo de la gira FES 2025, y la primera vez que Future Energy Summit llegará al país. El lunes 29 de septiembre, el encuentro promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, tal como lo viene haciendo en otras latitudes. Dicho evento se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.

Es decir que, con espacios exclusivos de debate y networking, el encuentro en Perú se dará en un momento cúlmine para las renovables, a raíz de las altas expectativas por la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los Usuarios Regulados (leer), basado en criterios de licitaciones.

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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¿Qué espera el sector renovable peruano de la reglamentación de la Ley 32249?

La implementación de la Ley N° 32249 , para reformar la Ley N.º 28832, marcará el rumbo del sector eléctrico peruano. Sin embargo, especialistas advierten que su impacto real en la incorporación de energías renovables dependerá de cómo se defina su reglamentación. La Ing. Alexandra Gonzales Sulca sostuvo que “para que la normativa tenga un impacto concreto y sostenido debe priorizar definiciones técnicas precisas en aspectos como la segmentación por bloques horarios y el reconocimiento diferenciado entre potencia firme y energía generada”.

Esta medida, aseguró, permitiría asignar precios representativos del valor real cada tecnología en cada franja horaria y asegurar una competencia equilibrada entre renovables intermitentes y tecnologías de base. Además, indicó que la reglamentación también debía incluir mecanismos de asignación de costos sistémicos —respaldo, almacenamiento y transmisión— “de forma transparente y tecnológicamente neutra, evitando subsidios cruzados que desincentiven la inversión o sobrecarguen al usuario final”. 

“Es clave establecer estándares de integración a red, incorporar herramientas de despacho flexible, y diseñar esquemas de remuneración para servicios complementarios que garantizaran la estabilidad del sistema”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

El sector está a la espera de la definición de la reglamentación sobre el marco normativo. En ese sentido, la especialista apuntó que los plazos deben encontrar un equilibrio entre urgencia política y madurez técnica.  “Si bien es importante actuar con celeridad para enviar señales claras al mercado, el diseño de una reglamentación sólida requiere tiempo para evaluación de impacto, análisis de escenarios y consulta con actores clave. Acelerar procesos sin sustento técnico puede generar incertidumbre, comprometiendo la bancabilidad de proyectos o generando litigios”,manifestó.

Y aseguró que para ofrecer una “verdadera previsibilidad” a los inversionistas, es necesario establecer claridad regulatoria, normativa y mecanismos de ajuste progresivo que eviten cambios disruptivos.

En el caso de proyectos utility scale, propuso “un sistema de licitaciones competitivo que reconozca atributos como firmeza, previsibilidad y localización geográfica”. Para los sectores comercial e industrial, apuntó que l la normativa debe habilitar esquemas de autogeneración, contratos bilaterales (PPAs) y compensación por excedentes, con reglas de interconexión definidas. 

En el ámbito residencial, consideró que la prioridad era simplificar trámites, establecer estándares técnicos comunes y permitir esquemas como la medición neta o tarifas dinámicas. Una regulación moderna, enfatizó, “debía reconocer que los distintos actores aportan valor al sistema en forma diferenciada, y por tanto deben ser incentivados bajo criterios específicos”.

Si bien el sector analiza señales positivas para la inversión, la especialista destacó que se requerían instrumentos complementarios a la ley para superar barreras financieras, fiscales y de mercado. En lo financiero, planteó la participación activa de entidades de fomento para otorgar crédito en segmentos con mayor riesgo. 

“En el ámbito fiscal, pueden considerarse mecanismos de depreciación acelerada, exoneraciones temporales para equipos de almacenamiento, y créditos fiscales para proyectos que aporten atributos de confiabilidad. En el plano regulatorio, resulta esencial modernizar los códigos técnicos, facilitar la agregación de recursos distribuidos, y establecer mecanismos explícitos de remuneración para servicios auxiliares”, apuntó.

Una de las principales problemáticas que enfrenta el país es la saturación de las redes eléctricas. COES adivirtió que hacia 2033 podrían producirse congestiones y vertimientos de energía, incluso bajo condiciones normales de operación. 

Para evitarlo, la especialista llamó a adoptar “esquemas de planificación integral con criterios de expansión anticipada y evaluación de capacidad nodal en tiempo real”. Agregó que se debían identificar las zonas con alto potencial renovable y priorizar proyectos de refuerzo o ampliación de red que permitieran evacuar esa energía sin restricciones, además de implementar tecnologías de red inteligente (smart grid) y sistemas de control avanzado que optimizaran la operación y minimizaran congestiones.

En su análisis, señaló que el almacenamiento no debía considerarse un recurso marginal. “Debe ser un componente estructural en la transición energética, no solo como respaldo, sino como actor activo en el despacho, la estabilidad y la gestión de la demanda

La advertencia fue clara: sin una reglamentación técnicamente rigurosa y políticas coherentes, Perú corría el riesgo de desaprovechar su potencial renovable y quedarse atrás en tecnologías clave como el almacenamiento. “El verdadero equilibrio se alcanza a través de una reglamentación financieramente viable y socialmente legítima, que reconozca el valor de la complementariedad entre tecnologías y priorice la seguridad del suministro”, concluyó Gonzales Sulca.

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México se prepara para la segunda ola de generación distribuida con 5 GW instalados y nuevas reglas técnicas

La generación distribuida en México entra en una nueva etapa marcada por cambios normativos, mayores exigencias técnicas y la consolidación de nuevas figuras como el autoconsumo y el almacenamiento. En un webinar organizado por Intersolar México, Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), destacó que el país se encuentra frente a la “antesala de la generación distribuida 2.0”, con 5.000 megawatts instalados hacia el primer semestre de 2025, cifra que equivale al 8,15% de la demanda máxima registrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

“Es importante tener en cuenta que la generación distribuida está participando para ayudar a disminuir la capacidad que debe atender el SEN desde fuentes a gran escala”, explicó Sánchez. Esta participación supera el umbral del 5% establecido en la resolución 142 de 2017, lo que obliga a revisar los requerimientos técnicos y refuerza la necesidad de regulación adicional.

Uno de los cambios más relevantes es el incremento en el umbral de generadores exentos, que pasa de 0.5 MW a 0.7 MW. Para Elisa Márquez, directora general de Dobotica, este ajuste responde a una demanda del sector, pero también a los límites actuales de la red nacional. “Ya al sumar 200 kilowatts hace sentido para muchos clientes comerciales; definitivamente no abona todavía al ámbito industrial, pero sí a los comerciales”, afirmó Márquez.

La ejecutiva añade que este cambio abre oportunidades para usuarios en media tensión y obliga a los integradores a realizar simulacros y pronósticos con sus clientes, anticipando los nuevos escenarios de ahorro. “Es momento de preparar a los clientes para sistemas de hasta 700 kilowatts, aunque todavía falte la reglamentación”, sostuvo.

En paralelo, se formaliza la figura del autoconsumo, que reemplaza al abasto aislado, hasta ahora poco difundido y con limitaciones regulatorias. “El beneficiario para atender sus usos propios es el titular del permiso. Esta nueva figura de autoconsumo les ayuda a generar energía limpia dentro de sus instalaciones y a cumplir compromisos corporativos de reducción de emisiones”, remarcó Sánchez.

Este modelo permitirá a empresas con metas ambientales avanzar hacia su descarbonización, aunque todavía persisten dudas técnicas sobre cómo se interconectará con la generación distribuida en una red que ya presenta saturación en varios circuitos. “Habrá un momento en que generación distribuida y autoconsumo compartan la misma red, y ahí ya existe capacidad asignada. Vamos a ver cómo sortearán este tema el SENACE y la Comisión Nacional de Energía al emitir disposiciones”, advirtió el vicepresidente de ANES.

El otro eje central es el almacenamiento de energía, que por primera vez se reconoce como actividad del sector eléctrico. “El almacenamiento es una de las incorporaciones más importantes de esta ley, porque va a darle mayor seguridad a las inversiones”, subrayó.

La normativa abre cinco modalidades para integrar sistemas de baterías, desde su uso en centrales con fuentes variables hasta su incorporación en redes de transmisión y distribución. Para Márquez, este cambio transforma el modelo de negocio: “Sumar almacenamiento a un proyecto fotovoltaico puede triplicar su valor económico, pero también implica capacitar al personal y explicar a los clientes los riesgos y beneficios reales”, afirmó.

El desafío será técnico y comercial. La mayoría de las baterías que llegan al país son de litio, con nuevas variantes más seguras, pero requieren sistemas de comunicación avanzados, gestión de consumo prolongada y un entendimiento integral de las necesidades del cliente. “No basta con ver el recibo de luz, hablamos de monitoreos de seis meses a un año, incluso permanentes, para ofrecer soluciones integrales”, agrega Márquez.

Finalmente, ambos expertos coincidieron en que la segunda ola de generación distribuida no será inmediata ni sencilla, pero marcará un salto de madurez para el sector. “El almacenamiento viene a apoyar al sistema eléctrico nacional, pero vamos a requerir que realmente se entienda bien su aplicación y su alcance”, concluye Sánchez.

Con 5 GW instalados y un marco normativo en evolución, México abre un nuevo capítulo en el despliegue de energía distribuida, donde el autoconsumo, el almacenamiento y los requisitos técnicos serán los pilares de su consolidación.

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Ministro de República Dominicana detalla los proyectos que aportarán 600 MW al sistema en los próximos seis meses

El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, resaltó este lunes que el Gobiern continúa impulsando una serie de proyectos energéticos que aportarán 612 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en los próximos seis meses

Santos detalló que el cierre de ciclo de SIBA añadirá 68 MW en octubre, Energás 4, en San Pedro de Macorís (130 MW) en el mismo mes y Energía 2000, que entrará en el primer trimestre del 2026, en Manzanillo, suministrará 414 MW, para un total de 612 MW.

Apuntó que entre los esfuerzos de la actual gestión se incluye la integración de unos 500 MW de energía renovable este 2025. En ese orden, recordó que Energía y Minas tiene en desarrollo la primera licitación para la compra de baterías con las que implementará un sistema de almacenamiento a principios del año 2027.

Explicó que dicho sistema no solo contribuirá a suplir la demanda en temporadas pico, sino, que también se traducirá en mayor estabilización del sistema.

Recordó que para el 2028 el país duplicará la generación de ese tipo de energías, y junto al almacenamiento, se ejecutarán más de 30 nuevos proyectos que permitirán garantizar un suministro energético sostenible, que impulse el crecimiento económico y mejore la calidad de vida de los dominicanos.

Citó otras de las proyecciones de Energía y Minas de cara al 2028, que incluye el incremento del 54 % en la capacidad instalada de energía térmica en el SENI y la puesta en marcha de más de 2,100 MW en plantas térmicas en desarrollo.

Santos adelantó que el país tiene prevista una inversión de unos US$450 millones en transmisión en los próximos años para fortalecer el sistema nacional y recordó que hace varias semanas el Gobierno inauguró una línea de transmisión de 345 kilovoltios, con 128 kilómetros de recorrido para los proyectos de generación a gas natural de Montecristi a Santiago, siendo, hasta el momento, la obra eléctrica más trascendental.

“Esta obra tiene dos objetivos: poder llevar al SENI toda la energía que producirán los tres proyectos de Manzanillo, que entrarán en el primer trimestre del 2026, más los que entrarán en el 2028; pero también conectar todos los proyectos de renovables, que se van a desarrollar en la región norte del país”, dijo.

“Pero hay que seguir con nuevas líneas de transmisión importantes, la 345, que debe ir desde el 15 de Azua hasta Punta Catalina. Esa también será vital para todas las renovables del sur, y contribuirá al desarrollo económico que impulsa el Gobierno en esa región», agregó. En ese sentido, recordó la integración al SENI de la provincia Pedernales, la cual, hasta hace poco más de un mes se mantenía aislada del sistema.

Manifestó que el Gobierno continúa trabajando para fortalecer las redes de distribución, combatir el fraude eléctrico (sobre todo con conexiones ilegales), lograr que la ciudadanía cumpla con el pago del servicio, la repotencialización de las líneas, entre otros.

“En un aspecto que yo sí pediría comprensión de la población, es sobre algunas interrupciones anunciadas que se hacen por razones de mantenimiento, que para nada tienen que ver con otras situaciones que puedan surgir”, solicitó el ministro.

Durante la entrevista, Santos también abordó otros temas relevantes que contribuyen al desarrollo económico de la República Dominicana, como la minería, hidrocarburos, entre otros.

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Solis Inverters lleva tecnología avanzada de energía solar + almacenamiento a Chile con la nueva serie Solarator

Ginlong (Solis) Technologies, uno de los fabricantes de inversores string para energía fotovoltaica más grandes y experimentados del mundo, continúa su misión de ofrecer soluciones energéticas innovadoras, confiables y sostenibles con la introducción de su Serie Solis Solarator al mercado chileno.

Chile es reconocido como uno de los líderes en América Latina en adopción de energías renovables, contando con algunos de los niveles de irradiación solar más altos del mundo, especialmente en el norte. Sin embargo, a pesar de su progreso, el país aún enfrenta desafíos relacionados con los costos y la disponibilidad de energía. Con tarifas eléctricas en hora punta que alcanzan los $260 CLP/kWh durante los períodos de alta demanda (18:00–00:00), las empresas buscan soluciones eficientes para reducir sus gastos operativos.

Aunque los cortes de energía son relativamente poco frecuentes, la optimización de costos y la independencia energética siguen siendo prioridades clave, especialmente mientras Chile trabaja para alcanzar ambiciosas metas de energía limpia en la próxima década.

La Serie Solarator responde directamente a estas necesidades. El inversor híbrido S6-EH3P(30-50)K-H está diseñado para sistemas trifásicos de almacenamiento de alta tensión, soportando hasta un 200% de relación DC/AC para maximizar la generación solar y el uso del almacenamiento. Ofrece dos segundos de capacidad de sobrecarga al 160%, funciones de “peak shaving” y compatibilidad con todos los módulos fotovoltaicos de alta potencia del mercado. La monitorización en tiempo real de la batería, las actualizaciones de firmware a distancia y la función de regeneración de batería garantizan un rendimiento y confiabilidad a largo plazo.

En esta instalación en Chile, el sistema respaldará una amplia gama de cargas, incluyendo iluminación, operaciones de centros de datos, maquinaria CNC y láser, sierras industriales, equipos de soldadura, sistemas HVAC y demandas comerciales/residenciales generales. La estrategia es cargar la batería durante las horas de generación solar (09:00–17:00) y descargarla durante las horas de tarifa punta (18:00–00:00), reduciendo así los costos de electricidad y asegurando una operación continua.

Con un consumo diario de 5,400 kWh, la configuración está optimizada para manejar cargas pico de 50 kW y aumentará progresivamente su autonomía de la red, con el objetivo de alcanzar el 100% de independencia energética en un año. La combinación de la tecnología avanzada de inversores de Solis y la batería de alta capacidad de Dyness posiciona este proyecto como un referente en la reducción de costos energéticos y eficiencia operativa en los sectores comerciales e industriales de Chile.

“Chile es un mercado increíblemente importante para Solis. La Serie Solarator no se trata solo de añadir más capacidad renovable — se trata de ofrecer soluciones inteligentes y optimizadas en costos que aborden directamente los desafíos del mercado local, permitiendo a las empresas tomar el control de su futuro energético», afirmó Sergio Rodríguez – CTO LATAM de Solis.

Este proyecto es un ejemplo del compromiso de Solis para impulsar a América Latina con soluciones innovadoras de energía solar + almacenamiento, que combinan la experiencia global con el conocimiento del mercado local. A medida que Chile continúa modernizando su infraestructura energética, sistemas híbridos avanzados como la Serie Solarator desempeñarán un papel crucial en aportar estabilidad, sostenibilidad y ahorros a las industrias en todo el país.

Para más información visite: S6-EH3P(30-50)K-H – Inversores trifásicos de almacenamiento de energía de alto voltaje Solis

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Rompiendo techos de cristal en el sector energético: la historia de Ingrid Chávez de Mendoza

Con una trayectoria de más de tres décadas en el sector energético de El Salvador, Ingrid Chávez de Mendoza, Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services compartió su recorrido profesional y personal en un entorno históricamente masculinizado.

“Para la mujer siempre fue retador el poder crecer y tener posiciones de liderazgo en nuestros países. Siempre se requirió más esfuerzo que cualquiera”, aseguró.

La ejecutiva explicó que su carrera se desarrolló en todos los niveles del sector: comenzó en las empresas estatales integradas, pasó por el regulador, trabajó 19 años en la distribuidora y desde hace más de cinco años se desempeña en el área de gas natural.

“Siempre trabajé más que los demás y me organicé al máximo para equilibrar trabajo y familia”, afirmó.

Chávez de Mendoza también abordó las desigualdades persistentes, incluyendo la carga doméstica no remunerada que enfrentan las mujeres.

Entre los principales obstáculos que enfrentan las mujeres, señaló la inseguridad y la autolimitación.

“Una no tiene que limitarse a sí misma”, advirtió. “A los hombres se les pregunta si pueden hacer algo y dicen sí, aunque no sepan cómo. Nosotras dudamos más. Yo les digo a las jóvenes: cualquier cosa que les digan, digan sí, y después averigüen cómo hacerlo”, aconsejó.

También explicó que muchas veces las mujeres no exigen lo que merecen.
“Cuando te ofrecen una posición, lo primero que tienes que decir es cuánto más me vas a pagar”, señaló.
“Muchas veces somos culpables de la inequidad salarial porque no preguntamos”.

Además de su trayectoria técnica, Chávez de Mendoza lideró procesos de integración femenina en el sector. Es una de las fundadoras de la primera red centroamericana de mujeres ejecutivas en energía, formalizada en noviembre de 2024 en Costa Rica.

“Tenemos participantes en todos los países. Todas pensamos que tenemos la capacidad de tocar temas técnicos y llevarlos adelante”, dijo.

En esa línea, destacó la importancia de construir espacios de visibilidad. Está organizando un panel técnico regional con participación femenina en el marco del Congreso Regional de Energía, que se realizará del 4 al 6 de septiembre en El Salvador.

“La idea es que vengan y escuchen mujeres, porque siempre son solo hombres los que hablan”, remarcó.

Por otro lado, trabaja junto a KPMG en iniciativas de inclusión. Una de ellas es el ciclo Momentum 2025, que se iniciará con un webinar el 26 de agosto enfocado en productividad y sostenibilidad energética. Luego, en la semana del 9 de septiembre, se realizarán talleres presenciales en El Salvador, Guatemala, Honduras y Costa Rica, centrados en equidad de género.

“Queremos llegar a los CEOs con un toolkit para mostrarles cómo mejorar la equidad de género y cómo eso puede mejorar la productividad”, explicó.

Finalmente, Chávez de Mendoza defendió la necesidad de implementar cuotas de género en empresas del sector, especialmente en áreas técnicas.

“Antes no creía en las cuotas, pero ahora veo que son necesarias”, admitió.

La ejecutiva concluyó: “no es fácil que las empresas permitan esa participación de la mujer en estas áreas. Es una preconcepción muy instalada”.

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Qué agenda de cambios en el sector petrolero y minero se empieza a configurar de cara al balotaje en Bolivia

La política energética de Bolivia tomará un nuevo rumbo a partir del resultado de la primera vuelta en las elecciones presidenciales celebradas el último domingo. Entre las prioridades estarán la urgencia por resolver el crónico desabastecimiento de combustibles y la necesidad de reactivar la inversión privada en exploración de gas natural, según lo expuesto por el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Ríos. «Haga lo que se haga vamos a necesitar gas argentino por un tiempo», advirtió Ríos en un diálogo con EconoJournal.

El resultado del domingo marcó un punto final para la hegemonía política construida por los espacios de izquierda en los últimos 20 años bajo el liderazgo de Evo Morales. La interna por el liderazgo entre el ex presidente y el presidente Luis Arce y la crisis económica se conjugaron para detonar las posibilidades electorales del Movimiento al Socialismo (MAS).

El senador y candidato del Partido Demócrata Cristiano, Rodrigo Paz Pereira, Rodrigo Paz se consagró como ganador con el 32,14% de los votos. A pesar de su victoria, los resultados no fueron suficientes y deberá ir a balotaje contra el ex presidente y candidato del Partido del Jorge “Tuto” Quiroga, quien quedó segundo con el 26,81%. El tercer puesto fue ocupado por el empresario Samuel Doria Medina, de la alianza Unidad, con el 19,86%. Muy lejos quedó el candidato del oficialismo por el MAS-IPSP, Eduardo del Castillo, con el 3,16% de los votos.

Los espacios de derecha liderados por Rodrigo Paz Pereira y Jorge “Tuto” Quiroga Ramírez competirán en el balotaje previsto para el 19 de octubre con dos certezas. La primera es una nueva composición del Congreso que será presumiblemente favorable para la introducción de reformas. La segunda es la aguda necesidad de enfrentar el desabastecimiento de productos en general pero especialmente de combustibles.

Subsidios, YPFB y gas argentino

El ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia y actual director d ela consultora Gas Energy Latin America analizó cuáles serán las prioridades de un próximo gobierno y la perspectiva que se abre en la política energética boliviana. «Los tres espacios más liberales, de apertura mercado, tienen la mayoría tanto en diputados como en senadores. Van a tener que pactar estas tres fuerzas opositoras en el parlamento para aprobar leyes muy importantes como la ley de litio, una nueva ley de hidrocarburos, una nueva ley de minería», apuntó Ríos.

¿Cuáles son los temas urgentes a atender en el plano energético para un próximo gobierno?

-El primer tema que tienen que abordar es cómo abastecer el país. Diría que el 30% del país está desabastecido desde hace varios meses. Luego ver el tema de los subsidios y después ver también cómo se detona nueva exploración para que podamos producir más hidrocarburos en tres o cuatro años más. Es un proceso lento, pero mientras tanto hay que abrir también a la importación privada, a facilitar almacenaje, dar en concesión almacenaje para que los privados puedan importar gasolina, diésel y GLP. También comenzar a negociar con Argentina cómo vamos a hacer para el tránsito de gas y además importar gas natural en Argentina, porque haga lo que se haga vamos a necesitar gas argentino por un tiempo.

-¿Qué puntos de acuerdo en el plano energético observa entre los principales espacios que van a competir en el balotage?

Básicamente, reducir el tamaño del aparato público, dejar a un lado las empresas estatales. No sé bajo qué forma, algunos hablan de concesiones, otros hablan de riesgo compartido. Pero hay unas doscientas empresas, incluyendo las grandes como YPFB, que pueden hacerse por unidades de negocio, de dejar que el Estado opere esas unidades y sea el sector privado el que las haga sin necesidad de llegar a una privatización. El segundo campo que vemos es definitivamente generar condiciones para que el sector privado venga a operar estas concesiones y también tal vez hacer nuevas inversiones, principalmente en las áreas de recursos naturales. Ahí vienen también reformas a la justicia, varias cosas que que van a necesitar dos tercios en el Congreso, pero inicialmente para prorrogar pagos que se debe por la deuda internacional, contraer nueva deuda con FMI. Será muy importante que estos tres líderes de la oposición estén de acuerdo y se pueda darle viabilidad y sostener al país en una etapa de transición que no va a ser fácil.

-En esa etapa de transición estará el tema de los subsidios a los combustibles. ¿Qué medidas podrían tomar?

Los dos están claramente conscientes de que hay que quitar los subsidios gradualmente. No han dicho la forma específica porque seguramente la van a analizar en la segunda vuelta, y los dos prevén traer plata inicial para abastecer el país unos meses hasta que se vayan quitando los subsidios y la economía se vaya ordenando gradualmente. Hoy hay aproximadamente 2500 millones de dólares que el gobierno ha confiscado a los bolivianos. El grueso de la población boliviana sabe que tiene que venir un ajuste a la subvención de los hidrocarburos. Sabe que va a tener que haber préstamos internacionales y que hacer algunos ajustes fuertes en la economía, como recortes fiscales. No va a ser fácil y requiere un equilibrio muy grande entre lo que se puede hacer para mejorar las condiciones y lo que realmente pase en la calle. La ventaja de Bolivia es que es un país chico, que necesita poca plata para reactivarlo y no es un país violento. La violencia en Bolivia es muy escasa y siempre resolvemos nuestros problemas en el diálogo político o protestando en las calles, pero sin una extrema violencia.

-¿Cuánto esta gastando Bolivia en materia de subsidios a la energía?

En el 2026 vamos a necesitar importar aproximadamente 3200 millones de dólares en gasolina y GLP. Sobre eso, si hablamos en término de dólares, diría que el subsidio está bordeando el cincuenta por ciento. Entonces, habrá una subvención para el próximo año de más o menos 1600 millones de dólares. Eso sí estabilizo el tipo de cambio, ya que la moneda boliviana se siguió devaluando en los últimos meses del presidente Arce. Hay que estabilizar el tipo de cambio, es súper importante para cualquier reforma que se quiera hacer, quitar subsidios y atraer inversiones.

, Nicolás Deza

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La empresa Fluxus, de Brasil, desembarca en Vaca Muerta

El gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, participaron de la firma de un acuerdo con la compañía FLUXUS formalizando la autorización de cesión de dos concesiones de explotación hidrocarburífera.

Se trata de la concesión de la explotación con objetivos convencionales Centenario (Bloque I y II) y de la concesión de explotación con objetivos no convencionales (CENCH) Centenario Centro, previamente operadas por Pluspetrol S.A.

De parte de la empresa FLUXUS participaron de la firma del acuerdo su CEO, Ricardo Savini, el presidente de FLXS Argentina, Juan Randanne y el director de Operaciones, Jorge Lorenzón.

El ministro Medele relató que FLUXUS ha estado trabajando hace tiempo en la búsqueda de oportunidades para desarrollar hidrocarburos en Neuquén.

“Luego de una larga búsqueda encontraron un yacimiento que les convenía, que les gustaba operativamente, y que también a la provincia le interesaba mucho que ellos adquirieran. Vienen con una experiencia internacional y están buscando crecer no solamente en hidrocarburos, sino que también tienen ambiciones de tomar otras áreas y también quizás ayudarnos a desarrollar otras actividades”, destacó.

Y señaló que “ya con todas las autorizaciones y la aprobación del gobernador, estamos en condiciones de decir que tenemos una nueva operadora en la cuenca neuquina y realmente eso nos llena de orgullo”.

La firma “va a comenzar a operar este año, durante 2025, y lo importante es que ya viene con un plan de trabajo. A todo este periodo también lo usaron para conocer el área, hacer un plan de trabajo, con lo que entendemos que va a ser muy rápida la adaptación”, aseguró Medele.

A su turno, el CEO Ricardo Savini expresó que “estamos muy contentos de llegar a Neuquén. El yacimiento Centenario es un campo histórico para la provincia, para la ciudad, está casi adentro de la ciudad de Neuquén. Y nosotros venimos para invertir muy fuerte, retomar la producción, recuperar pozos y, como decimos, redesarrollar el yacimiento. Vamos a trabajar tanto en el campo convencional como también en Vaca Muerta, porque ahí hay un potencial de Vaca Muerta importante”.

Recordó que se trata del primer activo en Argentina de la empresa. “Hoy somos operadores, somos una empresa brasileña de un grupo privado muy importante en Brasil, que es el grupo J&F. Tenemos operaciones en Bolivia, producimos gas en Bolivia en ese momento. Y a partir del inicio de nuestras operaciones acá, en Centenario, vamos a buscar otras oportunidades en Argentina, especialmente en la provincia más petrolera que es Neuquén”, indicó.

Acerca del acuerdo

El acuerdo -celebrado en los términos de las Leyes Nacionales N° 17.319, 26.197, 27.007, 27.742 y la ley provincial N° 2453- implica la incorporación de un nuevo operador en Vaca Muerta estableciendo un compromiso de inversión inicial de 21,3 millones de dólares, correspondiente a la reactivación de 54 pozos entre los años 2026 y 2027 y al mantenimiento de instalaciones existentes.

Asimismo, establece el abandono de 76 pozos que las empresas cedente y cesionaria han manifestado que no presentan condiciones que permitan considerarlos como activos productivos ni justifican su reactivación.

Uno de los ejes centrales es la puesta en valor de la planta Turboexpander en el área Centenario Centro, que permitirá procesar hidrocarburos localmente y reducir los costos logísticos del abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP), sustituyendo el transporte desde puntos distantes como Bahía Blanca. Esta medida busca optimizar la infraestructura existente, impulsar el desarrollo de proveedores locales y mejorar la competitividad energética provincial.

Respecto de los pagos asociados a la cesión, la empresa deberá abonar en concepto de Responsabilidad Social Empresaria un total de 430.600 dólares y en Impuestos de Sellos la suma aproximada de 169.400 dólares.

Sobre FLUXUS
Fluxus es el brazo petrolero de J&F, el mayor grupo económico privado de Brasil con presencia en 190 países. La empresa desarrolla activamente una cartera de producción de petróleo y gas en Latinoamérica, junto a un portafolio exploratorio de alcance global.

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AlmaGBA: Cammesa consiguió precios competitivos para instalar baterías en la red eléctrica y podría adjudicar más proyectos de los previstos

La Secretaría de Energía recibió este martes ofertas competitivas y podría adjudicar más de los 500 MW que había previsto inicialmente en la licitación AlmaGBA, la iniciativa destinada a instalar grandes unidades de almacenamiento de energía eléctrica para reforzar el sistema del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La compañía que presentó los precios más competitivos fue Central Puerto, que seguramente se adjudicará dos proyectos, al igual que MSU Energy, Genneia y Coral Energía, una empresa controlada por el grupo Corven.

El pliego licitatorio diseñado por Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), establecía un precio de referencia de US$ 15.000 dólares por MW por mes (US$/MW por mes). En base a eso, el gobierno quería adjudicar 500 MW de almacenamiento a empresas que presenten precios inferiores al 94% de ese valor; es decir, unos US$ 14.100. Como se presentaron varios proyectos por debajo de ese precio, el gobierno podría adjudicar una mayor cantidad de proyectos —medidos en MW— que la prevista inicialmente.

La Secretaría de Energía realizó este martes la apertura de los sobres con las ofertas económicas de AlmaGBA. En total, fueron seleccionadas siete ofertas de las 27 que se habían presentado en la licitación pública.

Fuente: Ayres Renewables

Según un informe elaborado por la consultora Ayres Renewables, que dirige Diego Werner, Central Puerto presentó las ofertas más competivas con dos proyectos; uno por 150 megawatts (MW), con un valor ofertado de 10.161 (US$/MW por mes); y otro por 55 MW en cabeza de Central Costanera —también controlada por Central Puerto—, por 11.147 dólares. Más atrás se ubicaron MSU Green Energy, que presentó una propuesta económica por 11.290 (US$/MW por mes) por un proyecto de 150 MW; y Eólica del Sur, con 11.461 dólares. La intención del gobierno es oficializar a los ganadores del proceso licitatorio el próximo 5 de septiembre.

La iniciativa

En la licitación se habían presentado 15 empresas con 27 ofertas por un total de 1.347 megawatts (MW). Las compañías que más potencia habían ofertado eran MSU Green Energy con 330 MW, Genneia con 170 MW, Central Puerto 150 MW y Sullair Argentina con 144 MW.

La licitación era por un total de hasta 500 MW de potencia de centrales de almacenamiento a fin de para reforzar los nodos críticos del sistema de Edesur y Edenor. Finalmente, la potencia a adjudicar en total fue de 517 MW.

El precio máximo por mes quedó en 12.400 (US$/MW por mes), el precio promedio ponderado en 11.336 (US$/MW por mes), y el precio mínimo en 10.161 (US$/MW por mes). El valor máximo de adjudicación es inferior a los US$ 18.000 dólares que preveía la licitación TerConf que había lanzado la gestión anterior para para sumar generación. Para el área de concesión de Edenor habrá una potencia total de 440 MW y 77 MW serán para Edesur.

El objetivo

Esta iniciativa del gobierno va en línea con el objetivo de reconstituir el funcionamiento del MEM. Esto es así ya que lo que se busca es propiciar la recontractualización entre privados, es decir, distribuidoras y generadoras.

Los contratos de AlmaGBA se llevarán a cabo directamente con las distribuidoras y contarán con el respaldo de Cammesa como garante. En términos reales, la licitación marca un cambio de paradigma puesto que ahora Cammesa ya no será el offtaker (comprador).

, Loana Tejero

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Chevron designó a Ana Simonato como Country Manager en Argentina

Ana Simonato ha sido nombrada Country Manager para Argentina, a partir del 1 de julio. Con base en Buenos Aires, Simonato será responsable de las operaciones de Chevron en el país, donde la empresa opera y posee el bloque El Trapial y tiene una participación no operada del 50 por ciento en las concesiones de Loma Campana y Narambuena.

Simonato cuenta con más de 25 años de trayectoria y amplia experiencia en el negocio de upstream. Comenzó su carrera en Petróleos de Venezuela y luego se unió a Chevron en 2006, donde ha ocupado roles de creciente responsabilidad dentro de los Estados Unidos, como Sponsor de Gestión de Petro-tecnología Empresarial, Gerente General de Tecnología y Servicios Empresariales para el Golfo de América, y varias posiciones de liderazgo en activos no convencionales, incluyendo un rol clave en el equipo de integración de PDC Energy. Simonato es Ingeniera Química de la Universidad Rafael en Venezuela.

“Es un honor asumir este rol de liderazgo en Argentina. Hoy tenemos una posición muy sólida en Vaca Muerta y esperamos que la relevancia de este activo en el portafolio de Chevron crezca en los próximos años”, expresó Simonato. “Estoy muy entusiasmada por la oportunidad de trabajar en Argentina junto a nuestros empleados, socios comerciales, autoridades de gobierno, colegas de la industria y con las comunidades donde operamos para continuar desarrollando el enorme potencial de Vaca Muerta” declaró la ejecutiva.

Acerca de Chevron

Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. Creemos que la energía asequible, confiable y cada vez más limpia es esencial para el progreso humano. En Argentina, Chevron produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria de propiedad total, Chevron Argentina S.R.L. Los intereses de la compañía incluyen la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. Chevron en Argentina opera y posee el bloque El Trapial y también tiene una participación no operada del 50 por ciento en las concesiones de Loma Campana y Narambuena. Mas información sobre Chevron disponible en www.chevron.com.

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YPF y Tierra del Fuego negocian el traspaso de 7 áreas convencionales a la provincia

El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de 7 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia: Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego Fracción A, B, C, D y E.

El acuerdo se firmó en las oficinas de YPF en Buenos Aires, y en la oportunidad, Marín destacó “Quiero agradecer al gobernador de Tierra del Fuego por este acuerdo que es un paso importante para potenciar la producción de hidrocarburos en la provincia, al mismo tiempo que nos da la posibilidad de seguir concentrando los esfuerzos de la compañía en el desarrollo de Vaca Muerta”.

YPF comunicó que mediante este MOU, las partes se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Terra Ignis, la empresa provincial de energía.

“De esta manera, YPF avanza en uno de los pilares estratégicos del “Plan 4×4″ (de reestructuración de actividades) como es el manejo del porfolio de activos que le permite a la compañía reasignar en forma eficiente su capital para el desarrollo de sus proyectos estratégicos que habilitarán exportaciones por 30.000 millones de dólares para 2030”, señaló la empresa de mayoría accionaria estatal.

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Chevron designó como su primer Country Manager para Argentina a Ana Simonato

La petrolera estadodunidense Chevron anunció este martes que Ana Simonato fue nombrada Country Manager para la Argentina, una ingeniera química formada inicialmente en Venezuela, quien inaugura el cargo de la compañía ya que hasta su llegada la conducción de las operaciones en el país formaban parte de la presidencia de Chevron Latinoamérica.

La designación en el cargo tiene vigencia formal desde el 1 de julio, fecha en la cual se dio la salida de Javier La Rosa como presidente de Chevron Latinoamérica, quien pasó a liderar el BAEC – por sus siglas en inglés Base Assets and Emerging Countries (Paises Base y Emergentes)- con sede en la sede central de Chevron en Houston, Estados Unidos.

Con base en Buenos Aires, Simonato será responsable de las operaciones de Chevron en el país, donde la empresa produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria Chevron Argentina. En el país, la que realiza tareas de exploración y desarrollo de recursos no convencionales de la formación Vaca Muerta, donde opera y posee el bloque El Trapial y también tiene una participación no operada del 50% en las concesiones de Loma Campana y Narambuena.

La compañía reseñó que Simonato cuenta con más de 25 años de trayectoria y amplia experiencia en el negocio de upstream. Comenzó su carrera en Petróleos de Venezuela y luego se unió a Chevron en 2006.

Allí ocupó roles de creciente responsabilidad dentro de los Estados Unidos, como Sponsor de Gestión de Petro-tecnología Empresarial, Gerente General de Tecnología y Servicios Empresariales para el Golfo de América, y varias posiciones de liderazgo en activos no convencionales, incluyendo un rol clave en el equipo de integración de PDC Energy.

Formada como Ingeniera Química en la Universidad Rafael, en Venezuela, Simonato expresó que “es un honor asumir este rol de liderazgo en Argentina. Hoy tenemos una posición muy sólida en Vaca Muerta y esperamos que la relevancia de este activo en el portafolio de Chevron crezca en los próximos años”.

“Estoy muy entusiasmada por la oportunidad de trabajar en Argentina junto a nuestros empleados, socios comerciales, autoridades de gobierno, colegas de la industria y con las comunidades donde operamos para continuar desarrollando el enorme potencial de Vaca Muerta”, declaró la ejecutiva.

, Ignacio Ortiz

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Finder

Finder nació en 1954 gracias a la intuición de Piero Giordanino, fundador de la compañía, quien en 1949 patentó el primer telerruptor moderno. Hoy la compañía cuenta con 14.500 productos que distribuye soluciones para el sector civil e industrial en todo el mundo a través de una red de sucursales de ventas en 28 países y más de 80 asociaciones comerciales. El crecimiento continuo y constante, siempre basado en el concepto de originalidad, hoy nos distingue como uno de los productores con el mayor número de aprobaciones y certificaciones en el mundo.   VISITENOS EN AOG 2025 Responsable de contacto: […]

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Estudio Gottifredi – Derecho Aduanero & Cambiario

Asesoramiento integral en temas aduaneros en todo lo referente a la ley 22.415 y normas complementarias. Análisis y seguimiento de Procedimientos de Impugnación, Repetición, Infraccional, Antidumping y cuestiones penales aduaneras, todo ello mediante asistencia personalizado de un equipo profesional especializado para actuar ante la Dirección General de Aduanas; Ministerio de Economía de la Nación; Secretarias de Estado; organismos oficiales, Tribunal Fiscal de la Nación y Tribunales Federales competentes en todas las jurisdicciones del país. Así como también las previsiones contempladas en la ley 19.359.    Asistencia profesional en cuestiones de valoración aduanera de importación (ley 23.311; 24.425 – Artículo VII […]

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Uno por uno, el detalle de los precios ofertados en la licitación de baterías de Argentina

La Secretaría de Energía de la Nación y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) abrieron las ofertas económicas (sobres B) de la licitación de 500 MW sistemas de almacenamiento “AlmaGBA” de Argentina.

Energía Estratégica, medio de noticias internacional especializado en el sector renovable, estuvo presente en el Hotel NH City de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, donde se conocieron los precios que propusieron las 14 empresas participantes para los 27 proyectos que compiten.

En términos generales, el precio promedio es de USD 12674 MWmes, con valores mínimos que rozaron los USD 10160 MWmes y máximos de USD 15000 MWmes; es decir que hubo una diferencia de casi un tercio en el precio entre ambos extremos.

Según pudo constatar este portal de noticias, las firmas que mejor se posicionaron con sus propuestas económicas son Central Puerto (ofertas más bajas de toda la licitación), Coral Energía, MSU Green Energy y Rowing, dado los nodos donde participan y ofertas correspondientes.

Si bien resta definirse la adjudicación final en los próximos días (29 de agosto), desde el sector público y privado manifestaron positivismo sobre los resultados de la convocatoria y aseguran que toda la capacidad será adjudicada.

Esto significa que de la potencia mínima (1182,5 MW)y máxima (1346,9 MW) solicitada, repartida en proyectos que van de 10 MW a 150 MW, se adjudicarían los 500 MW disponibles en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires.

Incluso, no se descarta que haya otra convocatoria similar a AlmaGBA a fin de asignar más capacidad en sistemas de almacenamiento de baterías, ya sabiendo el precio ponderado dado en esta oportunidad y la posibilidad de colocar un valor techo en una futura licitación BESS. 

“Al haber el doble de potencia ofertada, veremos si la Secretaría de Energía se contenta con asignar 500 MW o si luego habrá una ronda complementaria para aquellos proyectos que no fueran designados”, habían anticipado en diálogo con Energía Estratégica.

Es decir que la posibilidad de una ronda adicional no está confirmada, pero se evalúa como una opción si las condiciones del mercado y la calidad de las ofertas así lo permiten. 

De todos modos, la adjudicación oficial llegará el viernes 29 de dicho mes y los sistemas BESS que resulten ganadores deberán entrar en operación el 1 de enero de 2027, aunque habrá un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de COD.

A continuación, el detalle de las ofertas económicas:
Cortesía de Aires Renewables

Ofertas económicas – AlmaGBA – Cortesía Aires Renewables

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YPF anunció un acuerdo con Tierra del Fuego para revertir la cesión de las 7 áreas que opera en la provincia

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmó este martes un Memorando de Entendimiento con el gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, para revertir la cesión de las 7 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia. La salida de la petrolera controlada por el Estado Nacional es parte del plan destinado a concentrar su actividad en Vaca Muerta.

Quiero agradecer al gobernador de Tierra del Fuego por este acuerdo que es un paso importante para potenciar la producción de hidrocarburos en la provincia, al mismo tiempo que nos da la posibilidad de seguir concentrando los esfuerzos de la compañía en el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Marín. Las áreas que revierte son Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego Fracción A, B, C, D y E.

Mediante este MOU, las partes se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Terra Ignis, la empresa provincial de energía creada en junio de 2022 por la Legislatura local, que hasta el momento no opera ningún área.

“Terra Ignis, hasta ahora, es la operadora, pero queremos saber quién es su socio en este proyecto. No se trata de una desesperación, pero sí tenemos ansiedad por conocer a esa empresa y dialogar con ellos para poder informar a los trabajadores con claridad”, aseguró a mediados del mes pasado el secretario general del gremio de petroleros privados, Luis Sosa, luego de mantener una reunión con representantes de YPF y Terra Ignis. En una entrevista con Aire Libre FM también manifestó su preocupación por los puestos de trabajo. “Son entre 450 y 500 trabajadores, contando personal directo de YPF y contratistas. Queremos que todos ellos mantengan sus puestos en el nuevo esquema con Terra Ignis y su socio”, declaró.

–¿Desde YPF o Terra Ignis les comunicaron qué pasará con los trabajadores?, le preguntaron.

–No. No dijeron nada concreto. Pero conocemos cómo se mueve YPF. Estamos atentos, cualquier cosa que ocurra en el campo nos llega. También estamos en contacto con gente de YPF en Buenos Aires.

–¿Hay riesgo de despidos masivos?

–No hablaron de eso. Lo que sabemos es que ofrecen arreglos con el 120% para quienes quieran irse. Pero yo fui claro en la asamblea: no queremos que se vaya ningún trabajador. Algunos quizás decidan irse, pero la mayoría quiere seguir trabajando.

El Plan Andes

El Directorio de YPF decidió en febrero del año pasado desprenderse de sus yacimientos convencionales para concentrarse en la explotación de hidrocarburos en Vaca Muerta. Al mes siguiente inició formalmente el proceso de venta y cesión de 55 campos maduros en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Río Negro, Neuquén y Tierra del Fuego.

En junio YPF oficializó su salida de Santa Cruz al cederle las diez áreas que controlaba a Fomicruz, la empresa provincial de energía. La semana pasada José Lludgar, Secretario General del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Santa Cruz, aseguró que 1800 petroleros jerárquicos se quedaron sin trabajo en la provincia por la salida de YPF y se estima que en total la medida afectó al menos a 4000 trabajadores.

La compañía informó además el 31 de julio que cerró la primera etapa del Proyecto Andes con la cesión de 28 activos convencionales ubicados en las provincias de Chubut, Mendoza, Neuquén y Río Negro. A su vez, abrió una nueva ronda del Proyecto Andes liderado por el Banco Santander que contempla la cesión de otros 16 bloques tanto operados como no operados.

Las áreas incluidas se encuentran agrupadas en: cluster NOA (Salta), cluster Chachahuen (Mendoza), cluster Malargüe (Mendoza), Agua Salada (Río Negro), Manantiales Behr (Chubut), y cluster MZA No Operado (Mendoza/La Pampa).

, Fernando Krakowiak

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Inversiones: Una de las jóvenes empresas de Vaca Muerta puso en marcha un plan por u$s2.000 millones

La crisis de crecimiento en un entorno complejo viene demostrando que las petroleras pequeñas y medianas pueden caer rápidamente en problemas cuando el precio del barril internacional cae, el costo de financiamiento sube y la macro no acompaña. Pero no parece ser el caso de Phoenix Global Resources que crece en la cuenca neuquina y su CEO, Pablo Bizzotto, aseguró que la compañía invertirá al menos u$s2.000 millones en los próximos cinco años. “En la industria es que no hay que esperar las crisis para realmente ser más eficiente y competitivo. Para ser eficiente hay que empezar por casa antes […]

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Inversiónes: GeoPark anuncia su regreso a Vaca Muerta con un plan de hasta US$ 500 millones

La petrolera GeoPark confirmó su retorno a Vaca Muerta con un plan de inversión que podría alcanzar hasta US$ 500 millones, en una estrategia que busca consolidar su expansión regional y reposicionarse como jugador relevante en la industria energética argentina. El anuncio fue realizado por el nuevo CEO de la compañía, Felipe Bayón, quien subrayó que el objetivo es duplicar las reservas probadas y probables, actualmente en 84 millones de barriles, con un potencial de entre 50 y 80 millones de barriles adicionales en la formación neuquina. El gobernador Rolando Figueroa destacó que empresas internacionales, entre ellas la colombiana GeoPark, […]

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Inversiones: Argentina presentará proyectos de inversión por US$ 15.000 millones en hidrocarburos en un congreso internacional

En octubre, Buenos Aires será sede del Congreso y Exposición Internacional Argentina Hidrocarburos 2025, un evento que reunirá a los principales referentes del sector energético global. Allí se analizarán proyectos de inversión por más de US$ 15.000 millones destinados al desarrollo de la industria de petróleo y gas en el país. El encuentro se realizará los días 22 y 23 de octubre y estará organizado por Vostock Capital, con el objetivo de mostrar la proyección del sector hidrocarburífero en un escenario internacional. La propuesta busca presentar los avances más significativos de Argentina en materia de producción y exportación de hidrocarburos. […]

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Licitaciones: Río Negro lanza nueva licitación para seguir explorando Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro lanzó el concurso público para adjudicar un permiso de exploración no convencional y eventual concesión de explotación en el bloque Cinco Saltos Sur, en el sector rionegrino de la formación Vaca Muerta. El Gobierno de Río Negro lanzó este lunes el concurso público para adjudicar un permiso de exploración no convencional y eventual concesión de explotación en el bloque Cinco Saltos Sur, en el sector rionegrino de la formación Vaca Muerta. La licitación, ya publicada en el Boletín Oficial, surge de un proyecto de Iniciativa Privada presentado por Pan American Energy (PAE), que manifestó su […]

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Infraestructura: Comenzó la repavimentación de una ruta clave para la Región del Pehuén

Se trata de la ruta provincial 46 que vincula Zapala con localidades como Las Coloradas o Aluminé. La obra se ejecuta mediante la suma de esfuerzos del sector público y privado. Involucra tanto a Vialidad Neuquén como a GyP y Fiduciaria Neuquina. Quienes circulen por estos días por la ruta provincial 46 se encontrarán con equipos y operarios viales trabajando en la repavimentación del tramo que va desde el empalme con la ruta nacional 40 hasta la vinculación con la ruta provincial 24 que habilita el acceso a la localidad de Las Coloradas. Días atrás se ejecutaron tareas de bacheo […]

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Eventos: Abrieron las inscripciones para la AOG Expo 2025; el gran encuentro del petróleo y el gas

La muestra más importante de la industria se realizará este año en el predio de La Rural de Buenos Aires. Participarán más de 400 empresas como expositoras. La Argentina Oil & Gas Expo 2025 ya abrió su acreditación online y se prepara para reunir, del 8 al 11 de septiembre en La Rural, Buenos Aires, a más de 25.000 visitantes y 400 empresas del sector energético. La cita, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y con el desarrollo de Messe Frankfurt Argentina, es el evento líder de la industria hidrocarburífera de la región. Con una […]

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Inversiones: La hoja de ruta de TotalEnergies tras la venta de áreas a YPF

La compañía aclaró que continuará con las inversiones en Vaca Muerta y en el offshore de Tierra del Fuego. El foco de las inversiones de TotalEnergies en Argentina se profundizará en el gas no convencional y offshore, algo que se ratifica con la venta de dos bloques de la ventana del petróleo en Vaca Muerta a YPF. Al respecto, Javier Rielo, vicepresidente en Exploración y Producción de la compañía francesa, definió la nueva hoja de ruta en el VII Forum de Energía de LIDE. Total embolsó 500 millones de dólares por Rincón de la Ceniza y La Escalonada, que ahora […]

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Capacitación: La inteligencia artificial se consolida como un nuevo eje de formación y demanda laboral

El ministro de Planificación de Neuquén, Rubén Etcheverry, participó del Primer Congreso Nacional Próxima Generación UTN: Energía y Futuro en Vaca Muerta, que se desarrolló en la Facultad Regional Neuquén de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN). Allí expuso sobre la creciente necesidad de profesionales con conocimientos en inteligencia artificial y su impacto en la industria energética. Etcheverry señaló que, a nivel global, la formación en inteligencia artificial (IA) ya genera un valor agregado significativo en el capital humano. Destacó que las empresas compiten por atraer a estos perfiles especializados, ofreciendo remuneraciones por encima de los ingresos altos promedio. El funcionario […]

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Legales: Argentina consiguió otro fallo a su favor en el juicio por YPF

La decisión corrió por cuenta de la Justicia irlandesa. La Justicia de Irlanda falló a favor de Argentina y rechazó el pago de los 16.000 millones de dólares solicitado por los demandantes Petersen y Eton Park en el caso de la expropiación de la petrolera YPF. Fallo a favor de Argentina La decisión de la Justicia irlandesa hace referencia al fallo que había tomado la Corte del Distrito Sur de Nueva York, donde condenó a la República a pagar más de US$ 16.000 millones, más intereses, a los demandantes en el caso YPF, que buscaban el “reconocimiento y ejecución” de […]

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Internacionales: Tras aparición de hidrocarburos, Uruguay pidió información a Argentina por derogación de normativa sobre maniobras con sustancias contaminantes entre buques

Uruguay transmitió en la CARP su “preocupación” por eventuales impactos en el Río de la Plata aunque no mencionó los hidrocarburos en costas de Maldonado; Argentina requirió información a Uruguay sobre desarrollo portuario en Martín Chico. Una “mancha” a la altura de José Ignacio próxima a desembarcar en las costas, una “película muy delgada de hidrocarburos” detectada por la Armada y la aparición de este residuo negro en al menos siete playas entre Sauce de Portezuelo y La Brava. El intendente Miguel Abella protesta por la falta de respuestas, pero ni la comuna ni el gobierno tienen certeza de quién […]

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El ministro Tejada detalla la licitación energética de Honduras: “Queremos precios más bajos y más renovables”

Honduras se encamina a transformar su sistema eléctrico con una licitación de largo plazo que prioriza energías renovables, transparencia y respaldo financiero. El objetivo es cubrir la demanda hasta 2030 y reducir el costo de la energía contratada mediante un modelo de subasta inversa, innovador en la región.

“Las metas estratégicas eran cubrir los requerimientos de energía hasta el año 2030 y además bajar los precios de la energía contratada”, manifestó el ministro de Energía, Erick Tejada, quien también subrayó la necesidad de incrementar el volumen de capacidad firme del sistema eléctrico nacional.

La estructura de la licitación establece una composición del 65% de tecnologías renovables y un 35% de fuentes no renovables, apuntando a una transformación estructural de la matriz energética del país. Un aspecto destacado es la inclusión obligatoria de un 20% de capacidad de almacenamiento, lo cual favorece la competitividad de soluciones renovables con baterías.

“La proporción de almacenamiento requerida era del 20% y las tecnologías renovables en general con almacenamiento iban a poder competir bien”, aseguró Tejada, dejando en claro que el diseño del proceso fomentaba la integración de soluciones limpias y firmes a la vez.

El proceso está a cargo de la consultora Quantum, que implementará una subasta inversa con rondas sucesivas. El esquema incluye un algoritmo de optimización y un software con un oferente virtual que puja a la baja, garantizando un mecanismo competitivo y trazable.

“La ENEE había contratado a la empresa consultora Quantum para que dirigiera el proceso de subasta inversa y rondas sucesivas”, explicó el ministro, quien destacó que “la implementación de un algoritmo de optimización y el software que usaba un oferente virtual que pujaba a la baja en cada ronda, aseguraba que era un mecanismo eficiente para obtener los mejores precios”.

Este modelo, además, está diseñado para garantizar altos estándares de gobernanza. “El sistema era auditable a cada paso, lo que brindaba un soporte de transparencia sólido”, remarcó Tejada.

Desde el punto de vista financiero, el proceso ya cuenta con respaldo concreto: el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) aprobó una línea de crédito de $300 millones para respaldar los contratos adjudicados.

“El financiamiento ya estaba asegurado y era una doble garantía —además de la soberana— para respaldar los pagos de la licitación”, enfatizó el titular de Energía.

El cronograma establecido para la licitación es referencial, ya que —como es habitual en este tipo de procesos— se realizan aclaraciones, consultas y enmiendas que ajustan los plazos. Por eso, la estrategia apunta a asegurar tiempo suficiente para que los oferentes preparen sus propuestas de forma robusta. “Era importante dejar un buen margen de tiempo para que las empresas prepararan sus ofertas”, afirmó el ministro.

En un contexto político de transición, Tejada también resaltó la relevancia de que el proceso trascienda el cambio de gobierno. “La licitación iba a ser responsabilidad compartida entre el gobierno saliente y el entrante. El proceso era tan transparente y bien llevado que sería importante que existiera la continuidad”, advirtió.

El marco normativo también se actualiza para dar paso a procesos ágiles. Recientemente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) emitió un reglamento que habilita mecanismos de contratación rápida.

“Hace poco la CREE emitió un reglamento para licitaciones cortas de compra de potencia y energía”, confirmó Tejada. Y adelantó que “era probable que en este año se saliera con una licitación corta para ampliar capacidad renovable y además traer plantas del mercado de oportunidad al mercado de contratos.”

Esta licitación de largo plazo no solo apunta a robustecer el sistema eléctrico de Honduras con más capacidad firme y precios más competitivos, sino que marca una hoja de ruta para un desarrollo sostenible, con foco en renovables, innovación y transparencia.

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ASOFER: «La próxima licitación renovable con BESS marcará un antes y un después en el sistema eléctrico dominicano”

La decisión del Gobierno dominicano de incluir el almacenamiento como requisito obligatorio en la próxima licitación de renovables representó, para ASOFER, un punto de inflexión en la transformación energética del país. Alfonso Rodríguez, presidente de la asociación, sostuvo que la medida respondía a una necesidad urgente de integración eficiente de las renovables, y destacó que “la inclusión obligatoria de almacenamiento respondía directamente a la necesidad urgente de integrar más renovables de forma eficiente y segura”.

En esa línea, Rodríguez remarcó la importancia de la resolución SIE-136-2024, impulsada por la Superintendencia de Electricidad, la cual habilitó servicios de regulación mediante sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems). A su juicio, “esta decisión no solo optimizaba el uso de la energía generada, sino que marcaba un antes y un después en la forma en que concebíamos el sistema eléctrico nacional: más resiliente, más limpio y más competitivo”.

ASOFER consideró que el diseño final de la licitación sería determinante para maximizar su impacto. “Si la licitación permitía que los sistemas de energías renovables con almacenamiento compitieran de acuerdo a sus características óptimas y los servicios que podían prestar, el resultado sería extraordinario”, afirmó Rodríguez. No obstante, advirtió que “en el caso de que se adaptaran a la operación de una máquina térmica, quizá no lográbamos exprimir todo el jugo a esta licitación”.

Desde la asociación también valoraron de forma positiva el cronograma oficial, las nuevas regulaciones técnicas y la reciente infraestructura de transmisión, aunque plantearon ajustes clave para garantizar el éxito.

“El cronograma era ambicioso, y eso era exactamente lo que el país necesitaba: un futuro más sostenible, hoy”, expresó el presidente de ASOFER. Aunque respaldaron el plan, insistieron en que debía ir acompañado de avances concretos en infraestructura, regulación y operación. “Hoy, por ejemplo, se estaba produciendo curtailment o limitación de vertimiento de energía de proyectos de energía renovable en operación, en detrimento de la caja de las distribuidoras y de los proyectos de generación renovable”, señaló Rodríguez.

La resolución CNE-AD-0005-2024 fue identificada como un punto de inflexión. “Fue un catalizador de innovación. ASOFER observó un claro aumento en el interés por proyectos híbridos”, explicó. Además, empresas con plantas operativas evaluaban integrar BESS para mejorar su rentabilidad y prestar servicios de regulación. “Los sistemas BESS no solo cumplían con la normativa, sino que protegían la rentabilidad a largo plazo”, aseguró Rodríguez.

Respecto a los requerimientos técnicos —50% de potencia instalada y cuatro horas de duración para los BESS—, desde ASOFER los consideraron un buen punto de partida, pero no definitivos. “No podíamos aplicar criterios térmicos a soluciones renovables”, subrayó el ejecutivo. Para la asociación, era clave que las regulaciones se ajustaran según tecnología y ubicación. “Adaptar la regulación a estas realidades permitiría una operación más eficiente, evitaría sobrecostos y maximizaría los beneficios para todos los usuarios”.

Rodríguez insistió en que el país debía avanzar hacia una regulación moderna y flexible. “Teníamos ante nosotros la oportunidad de construir un marco regulatorio moderno, flexible y alineado con las mejores prácticas internacionales de hoy”, afirmó. En este marco, planteó como necesario avanzar hacia la liberalización del negocio y la prestación de servicios conforme a los mercados que establezca la SIE.

Desafíos, industria nacional y una infraestructura que acompaña

Los retos técnicos aún eran considerables. “Entre los retos destacaban los costos iniciales, la necesidad de una regulación más ágil, limitaciones en transmisión y la formación técnica local”, indicó Rodríguez. Aun así, vio más oportunidades que obstáculos. “Los sistemas BESS abrían nuevas fuentes de ingresos, como son la potencia, regulación de frecuencia y tensión, servicios auxiliares y otros posibles, que podían ser más competitivos que las soluciones tradicionales”, expresó.

Desde ASOFER estaban trabajando en programas de capacitación, incentivos financieros y propuestas regulatorias para abordar estas barreras. La asociación también vio esta licitación como una oportunidad histórica para dinamizar la industria nacional. “Hoy, más que nunca, debíamos apostar por el contenido local: técnicos especializados, proveedores nacionales, cadenas de valor robustas”, remarcó Rodríguez.

En esa línea, ASOFER colaboraba activamente con INFOTEP e ITLA para capacitar talento en energías renovables y almacenamiento. “Esta licitación sería un catalizador para el desarrollo industrial, y ASOFER estaba lista para liderar ese proceso junto a sus asociados”, sostuvo.

Por último, la reciente entrada en operación de la línea de 345 kV en Montecristi también fue interpretada como un paso fundamental para garantizar la evacuación de energía desde la Zona Noroeste, estratégica para el crecimiento renovable. “Fue una inversión estratégica que fortalecía la capacidad de evacuación desde una región clave para la generación renovable”, afirmó Rodríguez.

Además, la asociación trabajaba junto a ETED para facilitar el acceso a financiamiento y explorar el uso de BESS en transmisión. “Estas tecnologías permitían acelerar la implementación de mejoras, reducir costos y aumentar la eficiencia”, concluyó.

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Jeannette Jara posiciona a los sistemas de baterías como eje de su propuesta energética presidencial de Chile

La candidata presidencial de Unidad por Chile, Jeannette Jara, presentó los lineamientos programáticos que llevará a la primera vuelta. En un documento que destaca la transformación energética como oportunidad de desarrollo nacional, Jara propone posicionar a los sistemas de almacenamiento con baterías como uno de los pilares estructurales de su política energética.

“Chile es un país líder en materia de transformación y descarbonización de la matriz de generación eléctrica, y tiene una oportunidad histórica para posicionarse a la vanguardia mundial en la materia”, menciona el documento. 

En el corazón de su propuesta energética se encuentra la implementación acelerada de sistemas BESS para aprovechar de forma eficiente el potencial solar del país, particularmente en horario nocturno, desplazando así a los combustibles fósiles. 

“Alcanzaremos los 6 GW al año 2028 y crearemos las condiciones de mercado necesarias para que, al 2030, el 20% de la capacidad instalada cuente con almacenamiento”, afirma los lineamientos de la exministra del Trabajo y Previsión Social, quien resultó ganadora de las primarias frente a Carolina Tohá y Gonzalo Winter.

Según la candidatura, este despliegue no solo contribuirá de manera sustancial a la reducción de emisiones, sino que también permitirá una baja estructural en los precios de la electricidad, generando beneficios directos para sectores residenciales e industriales. 

En línea con esta estrategia, la visión de Jara apunta a un nuevo ciclo de crecimiento con orientación exportadora, sustentado en el desarrollo de la economía digital, los encadenamientos productivos y la diversificación de la matriz productiva. Recursos clave como el litio y el cobre —fundamentales para la manufactura de baterías— son considerados activos estratégicos para posicionar a Chile como un actor global de la transición energética.

Asimismo, el programa presidencial dedica un capítulo especial al hidrógeno verde, al que define como una industria fundamental para reemplazar el uso de combustibles fósiles en procesos productivos intensivos. De manera que se proyecta que Chile pueda convertirse en potencia exportadora de derivados del H2, en base a una cartera de inversiones proyectada en decenas de miles de millones de dólares para la próxima década.

El foco se concentrará en las regiones de Magallanes y Antofagasta, donde ya existe un ecosistema incipiente para el desarrollo de esta tecnología. Para ello, se ejecutará el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, con medidas iniciales orientadas a generación de capital humano e infraestructura habilitante.

Oficina Presidencial para destrabar inversiones

Para lograr que estas transformaciones se materialicen, la propuesta contempla la creación de una Oficina Presidencial de Proyectos Estratégicos, encargada de coordinar y articular inversiones públicas y privadas de alto impacto.

unidad trabajará con los equipos de seguimiento de los ministerios de Energía, Minería, Obras Públicas, Vivienda, Economía y Trabajo, y tendrá como funciones centrales destrabar cuellos de botella, gestionar la provisión de insumos críticos y emitir instructivos presidenciales para acelerar tramitaciones prioritarias en las distintas agencias del Estado.

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HIF Uruguay avanza con 2 GW renovables y redes de transmisión para su planta de e-fuels en Paysandú

HIF Global avanza en Uruguay con el desarrollo de un complejo integrado de generación renovable, infraestructura eléctrica y producción de e-combustibles, en alianza con Alcoholes del Uruguay (ALUR), empresa estatal dependiente de ANCAP

El proyecto se localiza en las inmediaciones de la ciudad de Paysandú y apunta a convertir la región en un centro estratégico de generación de combustibles sintéticos. A su vez, el complejo tendrá una estructura modular y se dividirá en cuatro fases, siendo la primera de ellas capaz de producir 150000 toneladas anuales de e-fuels, utilizando hidrógeno verde generado por electrólisis y CO₂ biogénico capturado de la planta de etanol de ALUR.

“Estamos actualmente negociando con UTE la provisión de energía”, explicó Pablo Montes Goitia, responsable de las áreas de Ambiente y Comunidades de HIF en Uruguay, durante un evento organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

“Como generación adicional desarrollaremos dos parques renovables, también modulares. El parque eólico Elena, ubicado en el centro del departamento de Paysandú, estará compuesto por tres fases de 377 MW de capacidad cada una, destinada a la electrólisis para las fases sucesivas, y que en total tendrá 1131 MW de potencia”, agregó. 

En paralelo, se desarrollará el parque solar fotovoltaico Lucía, que aportará 921 MW, también fraccionado en tres fases de 307 MW y, por ende, HIF Uruguay sumará poco más de 2 GW de generación ERNC para producir H2V. 

El proyecto también contempla la construcción de 160 kilómetros de infraestructura eléctrica clave para su viabilidad. Se desarrollarán dos líneas de transmisión: una de 50 km que conectará la planta con la subestación San Javier, para integrarse al sistema interconectado nacional, y otra de 110 km que unirá directamente los parques renovables con la planta de e-combustibles, ubicada a 15 km al norte de Paysandú.

Por otro lado, HIF llevó adelante un rediseño de planta basado en criterios de reingeniería que permitió reducir el área ocupada en un 35%, a través de la incorporación de nuevas tecnologías y mejoras en el layout general. 

Este ajuste permitió también aumentar en un 60% la superficie de reserva ecológica, pasando de 160 a 260 hectáreas que rodean la instalación y, a su vez, reducir en un 70% el área de monte nativo potencialmente afectado.

Distribución geográfica de los proyectos

Cronograma y próximos hitos

El cronograma de implementación tiene fechas clave. El primer gran avance regulatorio se concretó con la adjudicación a HIF, a través de un proceso licitatorio, del suministro de 150000 toneladas por año de CO₂ biogénico por parte de ALUR.

La compañía espera alcanzar la decisión final de inversión (DFI) del primer módulo durante 2025, para dar inicio a la construcción en el segundo semestre de 2026.

“HIF desarrollará más de 2GW de energía renovable (eólica y solar) con el apoyo de empresas constructoras locales. Para ello está previsto que la ingeniería básica esté terminada en 2025, mientras que la evaluación de impacto ambiental de permisos está avanzando y se espera su aprobación para inicios de 2026”, indicó Pablo Montes Goitia.

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Se reconfigura el mapa privado del sector eléctrico mexicano tras la nueva regulación

La entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico (LESE) en marzo de 2025 marca un punto de inflexión para el mercado mexicano. La nueva regulación, acompañada de un paquete de reglamentos secundarios que aún no fueron publicados, mantiene la prevalencia del Estado en actividades estratégicas, pero abre espacios a los privados. Para Alberto Vázquez Hernández, consultor en proyectos energéticos, aseguró que estos cambios generan un escenario en el que las compañías deben revisar su portafolio y redefinir cómo participan en el mercado.

“Durante el 2021 al 2023 se presentó un estancamiento y un retroceso debido a pausas y cambios en el marco regulatorio que generaron incertidumbre. Las reglas dejaron de ser claras y las empresas debieron replantear sus estrategias para no caer en incumplimientos”, advirtió Vázquez Hernández  diálogo con Energía Estratégica.

Frente al contexto actual de cambios regulatorios, la adaptación es la única alternativa: “Antes se vendía al gobierno mediante subastas, ahora puedes buscar otras opciones para colocar tu energía. El reto es adaptar la logística y cumplir las regulaciones para hacerlo viable”, señaló.

Según el especialista, el sector privado ya suma 23 GW de capacidad, equivalentes al 32% del total nacional, y planea invertir 5.000 millones de dólares entre 2025 y 2027. Esa magnitud de capital obliga a diversificar. “Una empresa puede decidir vender activos, asociarse o migrar a contratos privados. Lo importante es evaluar qué estrategia permite sostenerse en el mercado”, apuntó.

Un ejemplo de esta reconfiguración es la salida de Iberdrola del mercado mexicano y la venta de sus activos a Cox Energy por 4.200 millones de dólares, que incluye 15 plantas con 2.600 mw de capacidad entre renovables, ciclos combinados y cogeneración. Con esta operación, la compañía emerge como uno de los principales actores privados en operación, con un plan de inyectar 10.700 millones de dólares adicionales.Para Vázquez Hernández, estos movimientos reflejan la necesidad de que las empresas tomen decisiones estratégicas rápidas ante un marco regulatorio cambiante y con mayores exigencias de cumplimiento.

En paralelo a la reconfiguración empresarial, el sistema enfrenta una presión creciente de la demanda eléctrica, la cual aumenta un 2,9% anual, y mientras la capacidad instalada en 2023 era de 90.000 MW, el sistema requería más de 110.000 MW para cubrir la demanda real. El consumo pasará de 351.000 GWh en 2023 a 435.000 GWh en 2030, lo que convierte en urgente acelerar inversiones y destrabar permisos de conexión. “Hay muchos proyectos que están detenidos por cuestiones nomás de los permisos de conexión. El operador ya invirtió y ahora no sabe cómo va a operar”, señaló Vázquez Hernández.

El nearshoring agrega presión sobre el sistema eléctrico, especialmente en el norte y en regiones aisladas como Yucatán y Baja California. “Hay regiones que demandan mucho más energía y ahí las empresas deben evaluar no solo dónde generar, sino cómo almacenar y distribuir”, agregó el consultor. Tecnologías de almacenamiento como aire comprimido o bombeo hidráulico comienzan a ser parte de la estrategia corporativa.

Sin embargo, la transmisión sigue siendo el mayor obstáculo. El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024–2038 estima que México debe construir 15.000 kilómetros de nuevas líneas y modernizar buena parte de las existentes para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al 2030. Sin esa infraestructura, la expansión quedará limitada.

En este contexto, la generación distribuida emerge como un espacio dinámico de expansión. En 2024 se incorporó más de 1 GW, alcanzando 4,4 GW históricos y un crecimiento interanual del 48,4%. “En generación distribuida no tienes las mismas restricciones de transmisión o conexión que en gran escala. El límite por proyecto permite avanzar más rápido, aunque no sustituye la capacidad que demanda el país”, subrayó Vázquez Hernández. Cabe recordar que la nueva regulación también habilita modelos de autoconsumo de hasta 20 MW, ampliando las posibilidades para privados y consumidores.

En este sentido, el consultor aseguró que las empresas privadas no solo deberán enfocarse en generar energía, sino también en servicios adicionales como eficiencia energética, gestión de consumos, almacenamiento y respaldo. La nueva regulación obliga a un rediseño profundo: de actores que dependían de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como único comprador, a empresas que negocian contratos privados, diversifican clientes y amplían su cartera con servicios complementarios.

La metamorfosis regulatoria en México está reconfigurando el mapa del sector privado. Y, como advierte Vázquez Hernández, el futuro dependerá de cómo los inversionistas logren adaptarse a un mercado que cambia de reglas.

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Brasil prepara el terreno para la eólica offshore: “Será a partir del 2030”

Brasil se prepara para ingresar en la era de la energía eólica marina, y la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) ya traza una hoja de ruta concreta. 

El cronograma proyectado augura la realización de una primera subasta de cesión de áreas offshore en 2026 y la entrada en operación de los primeros parques offshore después de 2030. Así lo anticipó la presidenta ejecutiva de la entidad, Elbia Gannoum, quien además resaltó la importancia de iniciar cuanto antes el debate técnico, normativo y estratégico.

“La eólica offshore está en un escenario posterior a 2030, quizá en 2032. Pero se debe debatir ahora para llegar a la vanguardia”, sostuvo Gannoum durante el encuentro “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, organizado por FES

El Poder Ejecutivo trabaja actualmente en la reglamentación de la ley de eólica offshore, lo que implicará la publicación de un decreto y ordenanzas específicas. Una vez finalizado ese proceso, se espera una subasta para la cesión de uso del mar, seguida por la obtención de licencias ambientales y la estructuración de los contratos y financiamiento de los proyectos.

“Si imaginamos una subasta en 2026, más otros tres años para la licencia hasta 2029 y la búsqueda del PPA y la construcción del proyecto, hablamos para luego del 2030”, puntualizó la referente de ABEEólica.

El cronograma coincide con las últimas decisiones del Ministerio de Minas y Energía (MME), que en julio publicó una ordenanza clave para abrir una consulta pública. El objetivo es recibir contribuciones sobre la metodología de selección de áreas destinadas a la generación offshore, un paso fundamental hacia la planificación estratégica de los futuros desarrollos.

El proceso contempla la delimitación de zonas marítimas o “prismas” que podrán licitarse bajo esquemas de oferta permanente o planificada. Además, los proyectos deberán cumplir con requisitos ambientales y técnicos, asegurar la compatibilidad con otras actividades marítimas y contemplar compensaciones económicas a comunidades costeras.

Por otro lado, la competitividad de la energía eólica offshore crece de la mano de una fuerte baja de costos a nivel internacional, a tal punto que, según Gannoum, en los últimos cuatro años, el coste de los servicios offshore ha caído “alrededor de un 40%, porque el mundo está invirtiendo fuertemente en ellos, principalmente China”.

Esta dinámica se combina con una creciente ganancia de escala, que genera condiciones más atractivas para proyectos a largo plazo. A partir de 2030, Brasil espera una “rampa de consumo elevada” vinculada al crecimiento de data centers, industrias electrointensivas y tecnologías como el hidrógeno verde.

“Será una reanudación del sector con crecimiento de una demanda en GW de capacidad”, estimó la ejecutiva. Y uno de los elementos estructurales del nuevo ciclo será el cambio en la forma de contratación de energía. Gannoum explica que, actualmente, la energía se vende en el mercado libre, y que el modelo tradicional de subastas públicas ha quedado atrás.

“Hoy en día, ya no hay subastas en Brasil. Los proyectos de eólica offshore tendrán contratos PPA como las demás fuentes. No veo ese escenario de subastas públicas”, afirmó. Por lo que, los futuros desarrollos se financiarán mediante contratos bilaterales en el mercado libre, lo cual requerirá una mayor sofisticación técnica, jurídica y financiera por parte de los desarrolladores.

Un sector en crisis que busca reactivarse

La visión a futuro contrasta con la situación actual del mercado eléctrico brasileño. Gannoum advierte que el país atraviesa una crisis, con una fuerte desaceleración de nuevos desarrollos debido a la falta de contratos y ventas firmadas.

A este contexto se suma la incapacidad del mercado para absorber todo el potencial de inversión existente. Situación que genera un freno estructural que exige respuestas urgentes y planificación de mediano y largo plazo.

“Estamos viviendo una verdadera crisis. Pero avizoramos que, en un horizonte de dos o tres años, saldremos de este valle y notaremos una reanudación en el crecimiento de esta industria”, proyectó.

Y uno de los puntos centrales para resolver la actual coyuntura es el cambio regulatorio y legal, que sigue pendiente pese a que el sector eléctrico brasileño no ha tenido una gran reforma desde hace más de dos décadas.

“Sentimos una carencia de cambio regulatorio. Eso explica la lluvia de medidas provisionales que hay en el Congreso, considerando que la gran reforma que experimentó el sector eléctrico ya tiene 21 años”, denuncia Gannoum.

Esta falta de actualización normativa representa un cuello de botella para atraer nuevas inversiones, diversificar la matriz energética y consolidar una transición energética robusta en el país.

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Crece el rol de la inteligencia artificial impulsando la estrategia de los operadores de parques renovables

En Colombia, el impulso hacia una transición energética más acelerada se enfrenta a múltiples retos: alcanzar para 2030 un 12% de capacidad instalada en FNCER, mejorar la flexibilidad del sistema y diversificar la matriz para reducir la vulnerabilidad a fenómenos como El Niño.

Las demoras en licenciamientos ambientales, la falta de infraestructura de transmisión y la compleja interacción con comunidades en zonas de alto potencial renovable siguen siendo factores críticos.

Para los generadores, la IA ofrece ventajas estratégicas: desde la programación óptima de la producción y el despacho inteligente hasta la predicción de precios y curvas de demanda, incorporando variables climáticas, disponibilidad de recursos y condiciones de mercado.

Estas capacidades permiten maximizar ingresos, reducir penalidades por desbalances y aprovechar oportunidades en mercados intradiarios. También facilitan la detección temprana de anomalías en el consumo o en el desempeño de equipos, lo que reduce riesgos operativos.

“Cada vez las compañías son más conscientes de que la inteligencia artificial viene a cambiar las industrias, en particular el sector eléctrico. Va a haber una curva exponencial en el uso y adquisición de estas herramientas”, afirma Elkin Medina, CEO de MVM Global.

En diálogo con Energía Estratégica, el directivo detalla que la IA puede recomendar “los mejores momentos y qué tipo de energía utilizar y cuáles son las horas de producción más óptimas, o qué máquinas utilizar en qué momento, de acuerdo a los costos de energía”. Este enfoque, señala, no se limita a la reducción de consumo, sino que integra métricas que relacionan la eficiencia con la producción real.

El próximo mercado eléctrico andino de corto plazo entre Colombia, Ecuador y Perú, previsto para 2026, amplificará la necesidad de estas herramientas, al permitir transacciones más ágiles y el aprovechamiento de diferenciales de precio regionales.

En un sector que avanza hacia una operación más dinámica y descentralizada, la IA se perfila como un pilar para una gestión energética más estratégica, flexible y competitiva.

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Glencore solicitó la adhesión al RIGI de sus proyectos de cobre en la Argentina

La empresa Glencore anunció su pedido de adhesión de sus proyectos mineros El Pachón y Agua Rica, de los cuales es propietario en un 100 %, al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (“RIGI”), con una inversión de capital prevista de U$S 4.000 millones para el desarrollo de Agua Rica, y U$S 9.500 millones para el desarrollo de El Pachón (Fase 1) durante la próxima década.

Promovido por el gobierno y aprobado en 2024, el RIGI dispone una serie de beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios para inversiones que superen el mínimo de U$S 200 millones.

El proyecto El Pachón es un yacimiento de cobre y molibdeno a gran escala ubicado en la provincia de San Juan. Actualmente, el proyecto cuenta con recursos minerales medidos, indicados e inferidos estimados en aproximadamente 6.000 millones de toneladas de mineral, con leyes promedio de 0,43 % de cobre, 2,2 g/t de plata y 130 g/t de molibdeno.

El Proyecto Agua Rica es un yacimiento a gran escala de cobre, oro, plata y molibdeno ubicado en la provincia de Catamarca. El Proyecto cuenta con recursos minerales medidos e indicados estimados en aproximadamente 1.200 millones de toneladas de mineral, con leyes medias de 0,47 % de cobre, 0,20 g/t de oro, 3,40 g/t de plata y 0,03% g/t de molibdeno. El proyecto tiene previsto utilizar las instalaciones de Alumbrera, ubicadas a 35 km del yacimiento de Agua Rica, para procesar el mineral, dando lugar al proyecto MARA.

Gary Nagle, CEO de Glencore, comentó que “se espera que los Proyectos combinados generen más de 10.000 puestos de trabajo directos durante la fase de construcción y más de 2.500 puestos de trabajo directos durante la fase operativa. Una vez que las solicitudes de adhesión hayan recibido su aprobación por parte de las autoridades relevantes, los Proyectos tendrán acceso a un marco económico de inversión atractiva y a largo plazo, así como a una mayor protección para los inversores”.

Nagle destacó respecto del RIGI que “Este marco ha transformado el panorama de la inversión en Argentina, actuando como un catalizador clave para atraer importantes inversiones extranjeras al país. La presentación de hoy constituye un paso significativo hacia el desarrollo de El Pachón y Agua Rica. Refuerza nuestro compromiso de larga data con Argentina, país en el que hemos sido inversor durante más de dos décadas”.

“Esperamos continuar trabajando con el gobierno nacional y las respectivas administraciones de San Juan y Catamarca para hacer realidad estos proyectos y afianzar la posición de la Argentina como una de las principales jurisdicciones mineras del mundo”, agregó.

Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó que “La estimación actual de inversión de capital para El Pachón (Fase 1) oscila entre U$S 8.500 y U$S 10.500 millones, mientras que para Agua Rica está entre U$S 3.500 y U$S 4.500 millones. Para efectos de la solicitud de adhesión al RIGI se toma como estimación de capital el punto medio de los rangos”.

Glencore puntualizó que es “una de las mayores empresas productoras y comercializadoras de recursos naturales diversificados del mundo. A través de una red de activos, clientes y proveedores producimos, procesamos, reciclamos, nos abastecemos, comercializamos y distribuimos las materias primas que permiten la descarbonización, satisfaciendo a la vez las necesidades energéticas actuales”.

“Los clientes de Glencore son consumidores industriales, como los de los sectores automovilístico, siderúrgico, de generación de energía, de fabricación de baterías y petróleo. “También proporcionamos financiación, logística y otros servicios a productores y consumidores de productos básicos”, describió la empresa con sede en Suiza.

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El Estado argentino obtuvo dos fallos favorables en su disputa con Burford Capital y Eton Park por la expropiación de YPF

El Estado argentino obtuvo dos fallos favorables en la disputa que mantiene con los fondos Burford Capital y Eton Park por la expropiación de la petrolera concretada en 2012. El viernes la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York aceptó la solicitud de la Argentina y suspendió hasta que se resuelvan las apelaciones la orden que obligaba a entregar el 51% de las acciones de la petrolera. A su vez, este lunes la Justicia de Irlanda rechazó el pedido de ejecutar en ese país el fallo de la jueza Loretta Preska, solicitado por Burford Capital y Eaton Park.

Preska ordenó el pasado 30 de junio al Estado argentino entregar el 51% de las acciones de YPF a los fondos demandantes como forma de pago de la sentencia de primera instancia, que fijó una indemnización de US$ 16.100 millones más intereses.

A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia, como la que dictó la jueza Preska el 15 de septiembre de 2023, sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele, salvo que el demandado solicite una suspensión de ejecución (“stay of execution”). Normalmente, para ello debe presentar una garantía («supersedeas bond») que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.

Argentina no obtuvo un stay y Preska había ordenado entonces la entrega de las acciones. Sin embargo, la defensa argentina apeló la orden y obtuvo un fallo favorable en segunda instancia.

Esta decisión garantiza que la República Argentina conserve la participación mayoritaria del Estado en la compañía mientras avanza la apelación, constituyendo un paso decisivo en la defensa de un activo estratégico y de los intereses de todos los argentinos”, sostuvo la Procuración del Tesoro.

Sobre la cuestión de fondo la Cámara ya fijó una audiencia para la semana del 27 de octubre. Tras esa audiencia, estará en condiciones de resolver la apelación, aunque no tiene plazo para hacerlo. En lo que respecta al pedido de entrega de las acciones, el tribunal de segunda instancia dispuso que la defensa argentina presente sus argumentos el 25 de septiembre. Hasta esa fecha, se mantendrá suspendida la orden de entrega de las acciones.

El fallo de la Justicia de Irlanda

Burford Capital y Eaton Park se habían presentado de modo paralelo ante la Justicia de Irlanda solicitando ejecutar en ese país el fallo de Preska, pero este lunes el pedido fue rechazado.  

En un documento de 77 páginas, la jueza Eileen Roberts, del Tribunal Comercial irlandés, frenó el intento de ejecución en Dublín de la sentencia dictada en Nueva York al asegurar que no hay activos ejecutables de la Argentina en Irlanda, más allá de inmuebles diplomáticos y cuentas oficiales que son inmunes, ni perspectivas razonables de que los haya, de modo que no existe un “beneficio práctico” que justifique litigar allí.

“Este Gobierno, bajo el liderazgo del presidente Javier Milei, continuará defendiendo con firmeza y decisión los intereses nacionales. Este fallo confirma la solidez de la defensa técnica desplegada y nuestro compromiso con la protección de los activos estratégicos de la Nación”, afirmó la Procuración del Tesoro al comunicar el resultado del fallo.

Ambos fondos promovieron acciones similares en otras seis jurisdicciones extranjeras para intentar cobrar. Se presentaron en el Reino Unido y Francia, donde ya hubo audiencias por el tema, aunque sin una resolución aún. También fueron a los tribunales de Luxemburgo, Australia, Canadá y Chipre.

, Redaccion EconoJournal

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CAMUZZI invierte en Bragado en la renovación de la red gasífera

En el marco de su plan de actualización y mejora de la infraestructura gasífera, Camuzzi inicia en la ciudad de Bragado una obra clave de renovación de la red, que demandará una inversión de $ 4.190 millones y un plazo de ejecución estimado de 10 meses.

El proyecto, a cargo de la empresa contratista Cosugas, contempla el reemplazo de un importante segmento de la antigua red de acero por modernas cañerías de polietileno, que ofrecen mayor seguridad y confiablidad operativa.

En total, se renovarán 19.200 metros de red, en un radio determinado por las calles Moya, Rivadavia, El Pampero y San Martín. Además, se actualizarán las vinculaciones a la red de 1.168 viviendas, denominadas técnicamente “servicio”.

A los efectos de reducir al máximo posible los inconvenientes en la vida cotidiana de los habitantes de la ciudad, se utilizará el sistema de tunelera inteligente que reduce significativamente la necesidad de hacer pozos y movimientos de tierra de envergadura, como así también de intervenir en la vía pública con maquinaria más pesada, acelerando los plazos promedio que conllevan este tipo de obras bajo metodologías constructivas tradicionales.

Durante toda la obra, las zonas intervenidas estarán debidamente señalizadas y valladas, y se garantizará el acceso seguro a todos los domicilios.

La nueva obra se suma a otra recientemente finalizada en la localidad, que consistió en la renovación del sistema de odorización, que requirió una inversión adicional superior a los $ 210 millones. Este equipamiento es el encargado de incorporar al gas natural un aditivo especial que le otorga su característico olor, permitiendo que los usuarios puedan detectarlo rápidamente en caso de pérdidas.

De esta manera, Camuzzi reafirma su compromiso con la seguridad y calidad del servicio de distribución que ofrece a los vecinos de Bragado y a todos los usuarios de su extensa área de concesión.

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45 % del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

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GeoPark anuncia su regreso a Vaca Muerta

La petrolera GeoPark confirmó su retorno a Vaca Muerta con un plan de inversión que podría alcanzar hasta US$ 500 millones, en una estrategia que busca consolidar su expansión regional y reposicionarse como jugador relevante en la industria energética argentina.

El anuncio fue realizado por el nuevo CEO de la compañía, Felipe Bayón, quien subrayó que el objetivo es duplicar las reservas probadas y probables, actualmente en 84 millones de barriles, con un potencial de entre 50 y 80 millones de barriles adicionales en la formación neuquina.

“Volver a Vaca Muerta no es solo una decisión geográfica: es estratégica. Apostamos por una formación con potencial probado y por un país que tiene la capacidad de convertirse en un actor energético global”, señaló James F. Park, CEO de GeoPark.

GeoPark tuvo presencia en Vaca Muerta hasta 2021, cuando decidió vender sus activos. En 2024 intentó regresar a través de un acuerdo con Phoenix Global Resources por US$ 320 millones, pero la falta de aprobación regulatoria en Neuquén frustró la iniciativa.

En paralelo, GeoPark reportó resultados financieros sólidos en el segundo trimestre de 2025. A pesar de una caída de 6% en la producción y precios de realización 9% más bajos, alcanzó un EBITDA de US$ 71,5 millones con un margen del 60%

Este movimiento se articula también con el proyecto Argentina LNG, que busca exportar gas de Vaca Muerta al mercado global. La incorporación de GeoPark como socio estratégico podría contribuir a fortalecer la capacidad exportadora del país.

Aunque aún no se precisó qué bloques serán su foco, trascendió que GeoPark está en etapas avanzadas de negociación con socios locales para participar en áreas productivas dentro de la Cuenca Neuquina.

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Petroleros movilizan a La Pampa por el yacimiento Medanito

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa se movilizará este jueves a la Cámara de Diputados de La Pampa en el marco del tratamiento que recibirá el proyecto de Ley Medanito, un área que es operada por PCR y su concesión es vital para el entramado económico de la provincia.

La marcha fue confirmada por el secretario general del gremio de los petroleros, Marcelo Rucci, quien se mostró muy molesto por la dilación en la Legislatura a partir del proyecto que envió el Ejecutivo provincial.

“No se trata de si va a continuar PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia, actual concesionaria de la zona) o quién va a continuar. Se trata de que se saque a licitación un área que, por cuestiones que no termino de entender, se ha dilatado muchísimo. Porque esto no solo perjudica a los municipios en la coparticipación, sino también a los trabajadores, con quienes acordamos con la empresa que hoy explota el yacimiento que no haya despidos y mantener a algunos compañeros provisoriamente hasta que esto salga”, resaltó Rucci en un comunicado de prensa.

“Apostamos a la responsabilidad que tienen los legisladores y el Gobierno de La Pampa, porque acá se está en una discusión que no tiene sentido. Se habla de un data room que va a decir lo mismo que nosotros: no hay misterios, son yacimientos maduros con gran posibilidad de recuperación secundaria y terciaria, y con potencial todavía importante. Si esto se sigue dilatando, quedarán trabajadores en la calle, municipios en condiciones desfavorables, no habrá inversión y nos terminarán echando gente a la calle”, advirtió Rucci.

Se espera una multitudinaria marcha que contará con el apoyo de los vecinos de la localidad de 25, del Sindicato de Camioneros, y del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

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Caputo confirmó una inversión minera por US$ 13.300 millones

El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó este lunes una inversión minera por US$ 13.300 millones en las provincias de San Juan y Catamarca.

“Glencore, una de las empresas mineras más importantes del mundo, presentó hoy dos nuevos proyectos de minería de cobre al RIGI: Pachón, en la provincia de San Juan, y Minera Agua Rica, en Catamarca”, señaló el jefe del Palacio de Hacienda en un posteo en redes sociales.

Caputo indicó que “estos proyectos implican una inversión conjunta de US$13.300 millones”. “Con esto, ya se presentaron al RIGI 20 proyectos en distintos sectores industriales por más de USD33.600 millones”, completó el ministro.

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El Gobierno avanza con la privatización de las represas hidroeléctricas del Comahue

Tras meses de negociaciones, el Gobierno nacional logró un acuerdo con las provincias de Neuquén y Río Negro, lo que permitió destrabar un paso fundamental para la reprivatización de cuatro represas hidroeléctricas en el Comahue.

Según lo pactado, el Ejecutivo nacional se aseguró la administración de los recursos hídricos y el canon que recibirán esas jurisdicciones por la generación de energía eléctrica de las centrales. Como consecuencia, en los próximos días se abrirá el proceso de licitación nacional e internacional para operarlas durante 30 años, en el que se espera una recaudación de 500 millones de dólares.

El ministro de Economía, Luis Caputo, fue quien calculó la suma de US$500 millones, que el Gobierno espera recaudar con el convenio. Según fuentes del sector energético, la licitación para el proceso de concesión de las sociedades hidroeléctricas Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila se oficializaría este lunes 18 de agosto.

Las centrales están ubicadas sobre el río Limay, en Neuquén y Río Negro, y son las que representan el 10% de la generación de energía del país. Además, se trata de una producción limpia, y el costo es menor que el de las que utilizan combustibles fósiles para operar.

En el acuerdo con las provincias, el Ejecutivo nacional reconoció a Neuquén y Río Negro como propietarias del agua que atraviesa sus territorios e incorporó condiciones reclamadas por las provincias desde hace más de 30 años. Se fijaron también los criterios para la distribución de regalías y un canon específico por el uso del agua, además de los plazos para realizar estudios técnicos y obras de seguridad ante crecidas.

El proceso de privatización de las represas del Comahue incluyó el decreto 718/2024, que fue el que creó las cuatro sociedades hidroeléctricas -Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila- con el objetivo de privatizarlas. Si bien el anterior Gobierno negociaba con las provincias la creación de un ente estatal para administrarlas sin la intervención de privados, el Gobierno nacional extendió la operatoria en manos de los concesionarios vencidos en agosto de 2023.

Durante la gestión de Javier Milei, mientras se negociaba con las provincias, se prorrogaron siete veces los plazos de la operación, incluida la nueva extensión que rige desde el 8 de agosto y que se extenderá hasta el 30 de diciembre de 2025 o hasta que culmine el proceso de licitación.

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Manuel Adorni celebró el fallo por la expropiación de YPF

El vocero presidencial, Manuel Adorni, celebró la decisión de la Corte de Apelaciones de Nueva York de mantener en suspenso la entrega de acciones de YPF, y cargó contra el kirchnerismo por sus “gestiones decadentes” y su “intervencionismo”. Fue la prinera voz del oficialismo tras el fallo.

“Día clave en el juicio YPF. La Corte de Apelaciones de NY otorgó la suspensión en la entrega del 51%. Décadas de intervencionismo y gestiones decadentes nos trajeron hasta acá: nunca más. Fin”, manifestó en sus redes.

De esta manera, el vocero presidencial cargó contra el segundo mandato de la expresidenta Cristina Kirchner, en donde se realizó la expropiación de la petrolera y, en 2012, se embargó el 51% de las acciones de YPF que estaban en manos de Repsol.

La Corte de Apelaciones de Nueva York, en Estados Unidos, resolvió mantener en suspenso la orden de la jueza Loretta Preska de entregar las acciones de la empresa petrolera como pago, en el juicio por la estatización del 51% de la empresa petrolera.

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Glencore solicitó la adhesión al RIGI para sus proyectos de cobre El Pachón y Agua Rica

El gigante suizo Glencore solicitó la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para sus proyectos de cobre en la Argentina. Se trata de las iniciativas El Pachón -un yacimiento de cobre y molibdeno emplazado en la provincia de San Juan- y Agua Rica – la mega iniciativa de cobre ubicada en Catamarca- de los cuales la empresa es propietaria en un 100 por ciento.

Según informaron desde la empresa a través de un comunicado difundido ese lunes, existe una inversión de capital prevista de US$4.000 millones para el desarrollo de Agua Rica y US$ 9.500 millones para el desarrollo de El Pachón (Fase 1) durante la próxima década. A su vez, se espera que los proyectos combinados generen más de 10.000 puestos de trabajo directos durante la fase de construcción y más de 2.500 puestos de trabajo directos durante la fase operativa.

Aprobación

Desde la firma precisaron que “una vez que las solicitudes de adhesión hayan recibido su aprobación por parte de las autoridades, los proyectos tendrán acceso a un marco económico de inversión atractiva y a largo plazo, así como a una mayor protección para los inversores”.

Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, informó que la estimación actual de inversión de capital para El Pachón (Fase 1) oscila entre US$8.500 y US$10.500 millones, mientras que para Agua Rica está entre US$3.500 y US$4.500 millones.

“El RIGI constituye una plataforma clave para el desarrollo de los importantes recursos naturales de Argentina, gracias a su capacidad para atraer significativas inversiones extranjeras. Confío en que el sector minero puede contribuir de forma sustancial a la economía argentina con los proyectos El Pachón y Agua Rica, que respaldan la aspiración del país de convertirse en uno de los principales productores de cobre del mundo”, aseguró Peréz de Solay.

Inversión

Gary Nagle, CEO de Glencore, expresó: “El presidente Milei y su administración merecen el reconocimiento por la implementación del RIGI. Este marco ha transformado el panorama de la inversión en Argentina, actuando como un catalizador clave para atraer importantes inversiones extranjeras al país. La presentación de hoy constituye un paso significativo hacia el desarrollo de El Pachón y Agua Rica. Además, refuerza nuestro compromiso de larga data con la Argentina, país en el que hemos sido un orgulloso inversor durante más de dos décadas”.

El ejecutivo aseveró: “Esperamos continuar trabajando con el gobierno nacional y las respectivas administraciones de San Juan y Catamarca para hacer realidad estos proyectos, de tal forma que contribuyan a las economías provinciales y nacional, y afiancen la posición de la Argentina como una de las principales jurisdicciones mineras del mundo.”

Los proyectos

El proyecto El Pachón cuenta con recursos minerales medidos, indicados e inferidos estimados en aproximadamente 6.000 millones de toneladas de mineral, con leyes promedio de 0,43% de cobre, 2,2 g/t de plata y 130 g/t de molibdeno.

El Proyecto Agua Rica es un yacimiento a gran escala de cobre, oro, plata y molibdeno. Cuenta con recursos minerales medidos e indicados estimados en aproximadamente 1.200 millones de toneladas de mineral, con leyes medias de 0,47% de cobre, 0,20g/t de oro, 3,40g/t de plata y 0,03%g/t de molibdeno.

A su vez, la iniciativa tiene previsto utilizar las instalaciones de Alumbrera, ubicadas a 35 kilómetros del yacimiento de Agua Rica, para procesar el mineral, dando lugar al proyecto MARA.

, Redaccion EconoJournal

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Parent – Child: cómo superar el efecto no deseado de los pozos de Vaca Muerta que provoca caída en la producción en el modo factoría

El desarrollo en modo factoría de los hidrocarburos no convencionales de la formación de Vaca Muerta requiere ir superando obstáculos en la curva de aprendizaje. Ganar competitividad respecto a otras cuencas no convencionales a nivel mundial, como Permian en Estados Unidos, es la clave para que Vaca Muerta continúe desarrollándose para adquirir mayores volúmenes de producción y exportación. Uno de los desafíos técnicos que atraviesa la industria tiene que ver con superar el efecto Parent – Child (Padre–Hijo), que son las interferencias de fracturas en pozos contiguos que provoca una pérdida de productividad.

Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources, resaltó dos aspectos que tiene que tener en cuenta la industria para mitigar el efecto negativo en los pozos. En primer lugar, “lo que tenemos que hacer es perforar un pad y volver al inmediatamente vecino antes de un año para que, cuando fracturo el nuevo pad, al vecino, que ya estaba en producción, no lo encuentre tan depletado. Esto tiene que ver con cómo planifica el desarrollo del yacimiento”.

En segundo lugar, Bizzoto destacó “la customización del frac plan (plan de fractura) dentro del mismo pad: para reducir interferencias, el pozo que está lindante a un pad viejo no puede ser fracturado de la misma manera que el pozo del otro lado que da contra roca virgen”.

El Parent – Child ahora está pasando el costo, pero es un fenómeno que lo conocemos desde hace siete u ocho años”, describió el CEO de Phoenix en el Supplier Day, evento organizado por EconoJournal sobre la cadena de valor de la industria energética.

Impacto negativo

El efecto Parent – Child en la industria de oil & gas se produce cuando la presión de las fracturas de un pozo activo (child) provoca perturbaciones y afecta la producción en un pozo adyacente pasivo (padre) que fue perforado y completado y está productivo. Es decir, es el efecto negativo de las fracturas de un pozo nuevo perforado al lado de otro ya existente que está en producción.

Bizzotto remarcó que, por el fenómeno Parent – Child, “en el Permian está habiendo afectaciones entre el 30% y 40% de pérdida en el EUR (Estimated Ultimate Recovery o Recuperación Final Estimada). Este efecto se produce cuando uno viene a perforar al lado de un pozo existente mucho tiempo después que el primer que fue puesto en producción y esa zona está depletada”.

Las interacciones entre los pozos no convencionales no necesariamente son negativas. Incluso sirven para que no queden recursos sin drenar por las fracturas. Así como existe el efecto negativo Parent – Child, también está la interacción Child – Child (hijo – hermano), que sirve para obtener información para la terminación de los pozos y el espaciamiento entre cada uno y el diseño de fracturas, entre otros aspectos.

“La condición para las interacciones entre pozos hijos parece ser diferente que para las interferencias padre-hijo. Generalmente, las child-child se pasan por alto, quizás porque no están directamente asociadas con efectos negativos (ningún daño evidente para el pozo pasivo o activo)”, señala el artículo Análisis de interferencias por fractura entre pozos hermanos (Child-Child) y sus aplicaciones con casos de estudio de campo, publicado en 2022 por Petrotecnia, la revista del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).

Vaca Muerta

El CEO de Phoenix Global Resources sostuvo que la mitigación del efecto Parent – Child es un tema que la industria está trabajando en la actualidad en Vaca Muerta. Y señaló que “en general el efecto se da de una manera muy negativa cuando el yacimiento se delineó con conceptos convencionales y no se siguió un barrido de pozo”.

“Cuando no haces bien las cosas tenés impactos grandes. Pero cuando planificás mejor, customizás tu frac plan y evaluás todos los aspectos, uno puede minimizar (el impacto del Parent – Child). Esto es lo mismo que la deformación de casing, que hace unos años hablábamos que era un riesgo para Vaca Muerta y hoy la industria aprendió a convivir con eso. Creo que hay cosas con las que hay que convivir y trabajar para dejarlo en su mínima expresión”, sintetizó Bizzotto.

Por último, advirtió que “lo peor que podemos hacer, y lo digo porque en algunas ocasiones hasta se intentó, es sacar regulaciones en la provincia para decirnos dónde tenemos que poner los pozos para deriskear toda el área. Eso es lo mismo que una hipoteca. Es decir, hipotecamos zonas del yacimiento hacia el futuro”.

, Roberto Bellato

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Inversiones: CGC desembarca en Vaca Muerta con una inversión millonaria y apuesta por Palermo Aike

Compañía General de Combustibles (CGC) se mete de lleno en Vaca Muerta. La firma del holding Eurnekian compró el 49% del área Aguada del Chañar, en Neuquén, donde se explotan hidrocarburos no convencionales. YPF mantiene el 51% y seguirá al frente de la operación. El acuerdo de farm-in se firmó el 21 de marzo y se hizo efectivo el 1 de abril. Según lo informado a la Comisión Nacional de Valores, CGC abonó 75 millones de dólares y se comprometió a cubrir el 80,40% de las inversiones, gastos y costos de capital de YPF en ese bloque hasta fines de […]

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Política: La Justicia de Estados Unidos falló a favor de Argentina e YPF y dejó en suspenso la entrega de las acciones

La Corte de Apelaciones de Nueva York respaldó el pedido que hizo el Gobierno y mantiene en suspenso la orden de Preska. La condena es por US$ 16.100 millones y tiene un interés diario mayor a los US$ 2 millones. Según Wall Street, el fallo evita ruidos antes de las elecciones y hasta podrían usarlo en la campaña contra Kicillof. La Corte de Apelaciones de Nueva York, en Estados Unidos, falló a favor de la Argentina y dejó en suspenso la orden de la jueza Loretta Preska de entregar las acciones de YPF como pago en el juicio por la […]

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Inversiones: Chubut perforará cuatro nuevos pozos shale en la formación D-129

Chubut confirmó que autorizará cuatro nuevos pozos no convencionales hacia la formación D-129, un reservorio shale que busca convertirse en la “Vaca Muerta” del sur. Uno se perforará antes de fin de año, mientras que los otros tres se ejecutarán en el marco del plan piloto de Pan American Energy (PAE) en Cerro Dragón. El ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, resaltó que “el shale es la apuesta de largo plazo” y explicó que D-129 “tiene origen lacustre y está mucho menos estudiada que otras rocas madre”. El descubrimiento se produjo tras estudios de PAE en 2024. Según Ponce, “se encontró […]

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Minería: La minera Ganfeng va por otro RIGI, con proyecto de invertir más de U$S 2.000 millones

La minera china Ganfeng Lithium anunció la unificación de tres proyectos de salmuera de litio en la Puna de Salta, con una inversión estimada en más de u$s2.000 millones. La compañía prevé inscribir la iniciativa en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de obtener estabilidad fiscal y beneficios aduaneros claves para su desarrollo. Una alianza estratégica en la Puna El acuerdo se concretó con Lithium Argentina, con sede en Suiza, para operar de manera conjunta los proyectos Pozuelos–Pastos Grandes (100% Ganfeng), Pastos Grandes (85% Lithium Argentina – 15% Ganfeng) y Sal de la Puna […]

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Vaca Muerta Sur: Así avanza el puerto petrolero del Oleoducto en Punta Colorada

Los cinco tanques, con opción de un sexto, tienen el tamaño de la cancha de River, y albergan cada uno 120.000 metros cúbicos de capacidad. El paquete de obras de la terminal portuaria del proyecto de VMOS está terminado en un 10%. Estará operativo a finales de 2026. El puerto petrolero para exportar la producción de Vaca Muerta a través de la costa de Río Negro avanza en Punta Colorada y ya está terminado el 10% del paquete de obras que proyectó Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la nueva empresa liderada por YPF y las principales petroleras de la cuenca […]

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Inversiones: Quintela recibió a inversores de India interesados en el desarrollo minero de La Rioja

El gobernador Ricardo Quintela se reunió con representantes del Grupo Greenko, una de las empresas de energía renovable más grandes del mundo, que analiza invertir en proyectos de cobre, litio y cobalto en la provincia. El contacto se originó en la Feria Arminera y podría derivar en trabajos conjuntos con EMSE. El gobernador Ricardo Quintela recibió este jueves a importantes representantes del Grupo Greenko de la India, compañía de energía renovable con unidades de negocios en minería, interesada en invertir en La Rioja. En el encuentro, el vicepresidente de la firma, Manoj Sharma, expresó: “Durante la reunión con el gobernador, […]

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Inversiones: El desarrollo de Vaca Muerta impacta en el mercado inmobiliario

El crecimiento poblacional en Neuquén capital, impulsado por la expansión de Vaca Muerta, transformó el mapa inmobiliario local. Los loteos en periferias como Centenario, Plottier, Cipolletti y Fernández Oro ofrecen terrenos hasta cuatro veces más económicos que los del centro, con parcelas que parten de los 40.000 dólares y facilitan el acceso a la vivienda propia. Barrios como Rincón del Río y Confluencia se consolidan como opciones cotizadas para construcciones residenciales y comerciales. Por su parte, la demanda de construcciones en altura crece en los corredores céntricos y avenidas estratégicas como San Juan, Leloir y Doctor Ramón. Los precios de […]

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Vaca Muerta: Entre el ajuste de precios de “las grandes” y el Brent algo más bajo de lo esperado

Marín y Bulgheroni marcaron la necesidad de ajustar precios y competitividad, en un contexto de crecimiento con los condicionantes macro y globales en la previa de las elecciones nacionales. Los costos volvieron a escena como ese tema central del 2025. Horacio Marín, presidente de YPF y Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, analizaron la coyuntura de crecimiento cruzada por el impacto local de precios. Fue una de las postales salientes de la semana. Mientras Argentina cuenta los meses para la salida del GNL por la costa de Río Negro, y otro tanto ocurre con el petróleo no convencional por el VMOS, […]

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Política: Gabriela Castillo suma un tercer rol en el área de energía e hidrocarburos

La ministra de Obras Públicas, Gabriela Castillo, fue designada como nueva directora de la empresa estatal Terra Ignis, sumando así una tercera función en el Poder Ejecutivo fueguino, ya que también se desempeña como ministra de Obras Públicas y subroga la cartera de Energía. En una entrevista radial, Castillo afirmó que el gobernador la designó en un cargo “ad honorem“, con el objetivo de trabajar en proyectos de explotación de hidrocarburos. La funcionaria explicó que la decisión de que un ministro forme parte del directorio de Terra Ignis no es nueva, ya que el exministro de Energía, Alejandro Aguirre, ocupó […]

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Política: Tras el fallo a favor de Argentina; ¿cuáles son las dos fechas clave en el juicio por YPF?

Los jueces determinaron que el país podrá apelar sin entregar acciones ni activos estratégicos. La semana terminó con buenas noticias para la Argentina respecto a la causa por la expropiación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF). Ayer, los jueces de la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York concedieron la solicitud para suspender la orden emitida por la jueza Loretta Preska. La medida se mantendrá vigente durante el proceso de apelación, que probablemente se prolongará por varios meses, y marca dos fechas clave en el calendario judicial del país. La primera audiencia se llevará a cabo el jueves 25 […]

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Nuevo marco regulatorio en Perú: qué espera el sector de las licitaciones a la chilena, baterías y PPAs

Perú inicia una etapa decisiva para la transición energética con la aprobación de la Ley N° 32249, que moderniza el marco regulatorio, elimina barreras para la energía renovable y habilita la firma de contratos PPA entre generadores y usuarios libres sin necesidad de respaldo de potencia. Por lo que el ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, estimó que este cambio podría atraer US$ 14000 millones en nuevos proyectos de generación limpia.

En este contexto, Energía Estratégica y Future Energy Summit (FES) elaboraron un informe dedicado al mercado peruano de cara al encuentro FES Perú que se celebrará el próximo 29 de septiembre en Lima y que reunirá a más de 400 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y especialistas en financiamiento.

ACCEDA AL INFORME DE MANERA GRATUITA

El informe está disponible de forma gratuita para todas aquellas personas interesadas e incluye análisis especializado y exclusivo, que ofrece datos, cartera de proyectos, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas

Las mineras, uno de los sectores más electro intensivos en Perú, han comenzado a responder a este nuevo paradigma mediante la firma de contratos de suministro renovable (PPAs) y el desarrollo de soluciones de autogeneración. En 2020, Southern Peaks Mining (mina Condestable) fue la primera en certificar el uso de energía 100% renovable, tras firmar un PPA con Statkraft Perú por 18 MW hasta 2033, con respaldo de certificados de energía renovable (RECs). 

Un año después, Anglo American elevó la apuesta con Quellaveco (Moquegua), la primera mina de gran escala en el país abastecida completamente con energía eólica, gracias a un acuerdo con ENGIE que destina la producción de Punta Lomitas (260 MW) a cubrir su demanda. Por lo que se espera que con este nuevo reglamento, que según Margarett Matos, senior Associate Lawyer en Rodrigo, Elias & Medrano Abogados, es “autoaplicativo” y ya está vigente, se verá un crecimiento en las firmas.

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Otro aspecto revolucionario para las energías renovables dentro de la Ley 32249 es el régimen de licitaciones que propone para abastecer al mercado regulado, similar al que rige en Chile desde hace varios años. Brendan Oviedo, especialista en energías renovables y socio del Estudio Hernández, revela que, de acuerdo a conversaciones que ha tenido con tomadores de decisión política, este Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados podría aprobarse este mes.

El Reglamento establece tres tipos de licitaciones: las de largo plazo de hasta 15 años con al menos 3 de carencia, mediano plazo hasta 5 años con al menos 2 de carencia y de corto plazo hasta 3 años con al menos 1 de carencia. Las licitaciones deben realizarse anualmente y son de cumplimiento obligatorio. 

Cabe destacar que, durante los primeros 12 meses de vigencia de la Ley 32249, las licitaciones solo podrán convocarse para productos de Potencia + Energía durante horas punta, mientras se transita hacia el nuevo modelo. Asimismo, los Distribuidores que posean activos de generación deberán participar en las licitaciones si desean utilizarlos para abastecer a sus usuarios regulados.

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No obstante, especialistas consultados por Energía Estratégica advierten que hay ciertas resistencias al régimen, sobre todo por parte de las distribuidoras, las cuales se muestran reticentes a que deban incorporar energía a través de estas subastas. Alegan que con estos esquemas podría darse un escenario de sobrecontratación si no se calcula debidamente la migración de usuarios regulados a libres. De superarse estas barreras y aplicarse el reglamento de licitaciones, la expectativa es que el año que viene Perú pueda estrenarse con una convocatoria en este sentido. 

Otro aspecto clave del nuevo marco regulatorio es que se define a los proveedores de servicios complementarios, incluyendo almacenamiento BESS y se ordena al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) cerrar una normativa para desarrollar un mercado para este tipo de servicios. Se estima que la aplicación de este segmento se lleve a cabo a partir del 2026 y que se cree la figura del Proveedor de Servicios Complementarios. 

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Si bien esto permitirá un impulso de sistemas de almacenamiento, los grandes players locales ya han puesto en marcha emprendimientos, contando con know how para montarlos en el país.

Estos tres ejes regulatorios permitirán dinamizar y atraer más oportunidades de inversión al país. Sin embargo, el potencial de crecimiento ya es notable,Perú cuenta con 2,7 GW de proyectos eólicos y solares con concesión definitiva y un pipeline superior a 25 GW en desarrollo. 

Este contexto será eje de análisis en el Future Energy Summit (FES) Perú, que se celebrará el próximo 29 de septiembre en Lima y que abordará estrategias para posicionarse en un mercado que inicia una nueva etapa de PPAs, licitaciones y almacenamiento, y servirá como plataforma para identificar oportunidades y socios estratégicos.

La agenda incluirá la visión estratégica de referentes como Marco Fragale, CEO de Orygen, y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú. También estarán presentes ISA Energía, COES, EDF Perú, Acciona Energía y otros destacados actores del sector.

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Falleció Jaime Pahissa Campá, figura central en el desarrollo de la industria nuclear argentina

Jaime Pahissa Campá, presidente de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear y referente pionero del sector nuclear argentino, falleció el viernes a los 94 años.

El doctor en Química egresado de la Universidad de Buenos Aires en 1955 desarrolló una carrera de casi cuatro décadas en la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), a la que ingresó en 1954, a tan solo cuatro años de su fundación.

Desde la CNEA, Pahissa Campá impulsó el Programa de Gestión de Residuos Radiactivos y participó en la creación del marco legal pionero sobre la materia.

También fue miembro fundador de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear (AATN), de la Asociación Argentina de Radioprotección, de la Sociedad Argentina de Medicina y Biología Nuclear y de la Asociación de Profesionales de la CNEA.

Reconocimientos

Desde Nucleoeléctrica Argentina destacaron la labor de Pahissa Campá representando a la Argentina en los foros internacionales nucleares.

«Como experto del Organismo Internacional de Energía Atómica y presidente del International Nuclear Societies Council, proyectó a la Argentina al escenario global y fortaleció la cooperación internacional en materia nuclear», subrayó la empresa generadora estatal en un comunicado.

La AATN, organización promotora de la industria nuclear argentina, lamentó el fallecimiento de su presidente e histórico referente. «Defensor incansable de la industria nacional, especialmente de la tecnología CANDU y de la Planta Industrial de Agua Pesada, dedicó su vida a impulsar el desarrollo nuclear del país», señaló la organización en un comunicado. «Jaime hasta los últimos días estuvo activo y preocupado por mejorar los salarios en CNEA«, agregaron ante una consulta de EconoJournal.

Desde CNEA e INVAP también despidieron a uno de los máximos referentes del sector. «La Comisión Nacional de Energía Atómica despide a uno de sus pioneros y férreo defensor del desarrollo tecnológico nuclear argentino», dijeron desde CNEA.

«INVAP despide a un pionero clave del desarrollo nuclear argentino, cuyo incansable compromiso con la actividad marcó generaciones de profesionales y proyectos. Su visión, su integridad y calidez dejan una huella imborrable en nuestra comunidad», subrayaron desde INVAP.

Falleció el director de tecnología de la PIAP

La comunidad de la CNEA también se vio impactada el jueves por la noticia del fallecimiento a los 71 años del director de Tecnología e Ingeniería de la Planta Industrial de Agua Pesada, José Luis Aprea. «Nadie conocía tanto la PIAP como él», indicó una fuente ante una consulta de este medio. La CNEA y Candu Energy firmaron este año un memorando de entendimiento para reactivar la PIAP.

«Hoy despedimos con profunda emoción al ingeniero químico José Luis Aprea, quien dedició su vida profesional a la Planta Industrial de Agua Pesada y a las tecnologías del hidrógeno y del deuterio«, indicaron desde la Asociación de profesionales de la Comisión Nacional de Energía Atómica y la Actividad Nuclear (APCNEAN).

La Facultad de Ingeniería de la Universidad del Comahue también despidió a Aprea. “Comunicamos con enorme tristeza el fallecimiento de José Luis Aprea, quien fue docente destacado y pilar fundamental del Departamento de Química de nuestra facultad. José Luis formó parte de la carrera de Ingeniería Industrial con Orientación Química desde 1986 y participó activamente de la creación de la carrera de Ingeniería Química, como así también de la puesta operativa del Plan de estudios 1997”, publicaron en las redes de la universidad.

, Nicolás Deza

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México busca reactivar el financiamiento renovable con metas al 2030, nearshoring y nuevo marco regulatorio

Tras varios años de ralentización, el sector renovable en México busca reactivarse en un nuevo escenario político, económico y normativo. Según el especialista en transición energética, Miguel Fernández, esta nueva etapa está siendo impulsada por tres factores clave: las metas climáticas trazadas al 2030, el fenómeno del nearshoring y una transformación normativa profunda que, si bien aún genera incertidumbre, comienza a abrir oportunidades de inversión.

“Estos tres componentes están incentivando y promoviendo cambios en los esquemas de financiamiento”, aseguró Fernández, y apuntó que el compromiso de alcanzar un 45% de generación renovable al 2030 está marcando la agenda pública y privada, mientras el nearshoring intensifica la demanda energética de polos industriales, especialmente en el norte del país. 

En este contexto, la reconfiguración de los esquemas de financiamiento se vuelve crucial. El especialista remarcó que los desarrolladores deben ampliar su mirada más allá de las herramientas tradicionales del mercado mexicano, especialmente cuando se trata de proyectos de gran envergadura o con componentes sociales. 

“Yo le recomendaría que no se quede únicamente con los esquemas de financiamiento de México”, sugiere el especialista, en referencia a un desarrollador que busca capital para su primer parque renovable. Y aseguró que existen opciones más atractivas en el exterior, como las ofrecidas por el Banco Interamericano de Desarrollo o entidades del sudeste asiático, que están cada vez más interesadas en financiar proyectos de inversión en América Latina.

Además, las entidades financieras locales también están siendo empujadas a transformarse. A partir del próximo año, los bancos estarán obligados a exigir reportes de sustentabilidad más rigurosos a las empresas cotizantes en la Bolsa Mexicana de Valores, lo cual impactará directamente en los criterios de análisis de riesgo y elegibilidad para créditos. 

En línea con esta tendencia, el especialista señaló que es necesario prestar atención a las nuevas guías de descarbonización para entidades financieras, ya que marcan una hoja de ruta clara para acceder a capital verde, especialmente para proyectos alineados con criterios ESG.

Respecto a la rentabilidad de las inversiones en el ámbito industrial, Fernández aportó un caso concreto para el contexto mexicano, en la región central del país, una instalación fotovoltaica para una industria bajo tarifa GDMTH podría recuperar su inversión en un plazo estimado de cuatro años. No obstante, aclaró que si se incorpora un sistema de almacenamiento con baterías (BESS), el retorno de inversión (ROI) se extiende hasta los seis años aproximadamente. Este plazo representa, según el consultor, un escenario competitivo en el contexto actual.

No obstante, Fernández advierte que la rentabilidad proyectada no depende únicamente del diseño financiero, sino también de las condiciones regulatorias y técnicas del país. En México, el marco normativo ha mostrado una dinámica cambiante que obliga a los desarrolladores a reaccionar con rapidez. Como ejemplo, recuerda que una reciente medida en el Mercado Eléctrico Mayorista dividió el territorio en dos zonas, pero fue derogada apenas dos meses después, afectando la planificación y los análisis de riesgo.

“Todo el mundo estaba corriendo con los análisis financieros, buscando inversionistas, y cuando se vino la derogación fue todo un tema”, manifestó el especialista, quien subrayó que estas fluctuaciones normativas pueden impactar directamente en el acceso a financiamiento y en los plazos de retorno.

Para Fernández, la reactivación del sector renovable en México dependerá en gran medida de contar con un marco regulatorio estable y previsible, capaz de dar certidumbre a los desarrolladores y confianza a los inversionistas.

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Los retos que enfrentará Guatemala para la coordinación entre PET-3 y PEG-5: transporte y generación

La licitación PET-3 marca el retorno de Guatemala a las grandes convocatorias de transporte eléctrico después de más de una década, y lo hace de la mano de la PEG-5, que busca adjudicar hasta 1400 MW de generación renovable.

El presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), David Eduardo Cabrera Palomo, subrayó a Energía Estratégica que el éxito de este proceso depende de una planificación que anticipe las necesidades: “Transporte es esa unión de generación con demanda y es la que permite que haya un óptimo despacho y una óptima calidad en cuanto al usuario final”.

PEG-5 contempla contratos de 15 años para plantas nuevas y de 5 años para existentes, permitiendo la participación de tecnologías híbridas y sistemas de almacenamiento (BESS).

Según Cabrera, la integración de estos proyectos “es técnicamente manejable si se aborda con rigurosidad y una buena coordinación interinstitucional”. Sin embargo, advirtió que se requiere “una red que soporte las variaciones y una normativa que se optimice continuamente”.

A su vez, el presidente de la asociación resaltó que “el éxito de una licitación no es adjudicar, es que entren en operación los proyectos que se adjudicaron”.

En este sentido, advierte que hoy los plazos para presentar ofertas en el PET-3 son demasiado cortos para la magnitud de estudios requeridos: inventarios catastrales, estudios arqueológicos, análisis de áreas protegidas y prediseños de obras. “El número que yo presente en mi oferta va en relación al riesgo que debo asumir. Si no me dan tiempo suficiente, los precios tienden a ser más caros por la urgencia”, puntualizó.

Otro factor clave es la gestión de permisos, que en Guatemala puede tomar hasta 5 años, representando dos tercios del tiempo total de un proyecto de transmisión. Cabrera sugirió mecanismos como una ventanilla única estatal para centralizar trámites y “que el gobierno sea corresponsable junto con el adjudicatario de obtener esos permisos”.

Por primera vez, Guatemala lanza licitaciones de transmisión y generación de forma simultánea. No obstante, Cabrera advirtió que la PET-3 no cubre las necesidades que traerá la PEG-5: “La PET-3 cubre necesidades pasadas, de la PEG-4 y electrificación rural; la PEG-5 va a traer nuevas necesidades y para eso se requiere otra licitación”.

El directivo recuerda que históricamente la infraestructura de transporte debe anticiparse a la generación, ya que un proyecto de transmisión puede tardar 7 años en completarse, el doble que uno de generación. “Es como planificar una fiesta: el vestido lo tienes meses antes porque no quieres correr el riesgo de que no esté listo el día”, ejemplificó.

AGTE ha planteado propuestas concretas para mejorar las bases del PET-3 y atraer más participación: digitalización de trámites, plazos definidos para resoluciones municipales y gubernamentales, mecanismos para facilitar la adquisición de servidumbres y segmentación de lotes para evitar que proyectos rápidos se retrasen por mezclarse con otros más complejos.

De acuerdo con Cabrera, “si se logran esos incentivos dentro de las bases de licitación y dinamizamos el marco regulatorio, podremos tener licitaciones exitosas en participación, ejecución y puesta en operación”.

Por ahora, el sector espera las adendas que el Ministerio de Energía y Minas debe publicar a finales de mes. Cabrera reconoció que “la participación es más escasa de lo esperado porque los inversionistas esperan ver si las adendas logran mitigar el riesgo y ampliar plazos”.

Ana Beatriz Sánchez Melgar, directiva de AGTE, reforzó que “después de esperar 10 años por una licitación de transmisión, se debe cumplir la ley haciendo planificación cada dos años y abrir espacios de participación conjunta entre transportistas, distribuidores y generadores”.

En palabras de Cabrera, “esto es apenas la punta de un gran iceberg: de 140 proyectos prioritarios que el Ministerio identificó, solo 14 están en la PET-3. Si no aceleramos el transporte, no habrá transición energética en el país”

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YPF: la Justicia de EE.UU. suspendió la orden de entregar las acciones mientras Argentina apela

La Corte de Apelaciones de Estados Unidos suspendió la orden de la jueza Loretta Preska que obliga a la Argentina a entregar el 51% de las acciones que el Estado tiene en YPF mientras apela la sentencia en su contra. El país tampoco estará obligado a depositar una garantía.

El Gobierno ya había anunciado que, en caso de que la Corte de Apelaciones no suspendiera la entrega de las acciones, planeaba recurrir a la Corte Suprema para evitar cumplir con esa exigencia. Con esta medida, ese paso no será necesario.

Tras conocerse el pedido de Preska de entregar la participación accionaria estatal en la petrolera, la Argentina había solicitado suspender ese pedido hasta tanto se resuelva la apelación de fondo, un proceso que comenzará a fines de septiembre. La Cámara de Apelaciones hizo lugar a ese pedido y suspendió temporalmente la orden de Preska, pero ahora se conoció la decisión definitiva.

En tanto, Argentina continúa el proceso de apelación del fallo original de primera instancia, que obliga al país a indemnizar con US$16.100 millones (más intereses) a los accionistas minoritarios al momento de la estatización.

La presentación de los argumentos orales está prevista para la semana del 27 de octubre, justo después de las elecciones legislativas.

La fecha fue ratificada la semana pasada, después de que la Cámara de Apelaciones no hiciera lugar a un pedido de la ONG Republican Action for Argentina (RA4ARG) para anular la sentencia original e iniciar una investigación penal contra la familia Eskenazi, accionista minoritaria de YPF al momento de la nacionalización.

La estatización de YPF ocurrió el 16 de abril de 2012, cuando el gobierno de Cristina Kirchner anunció la expropiación del 51% de las acciones de la empresa para recuperar la soberanía energética de Argentina. El proyecto fue votado por el Congreso Nacional. Esta iniciativa apuntaba a controlar los recursos energéticos del país y evitar la privatización previa de YPF por parte de la empresa española Repsol.

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YPF: la Justicia de EE.UU. suspendió la orden de entregar las acciones mientras Argentina apela

La Corte de Apelaciones de Estados Unidos suspendió la orden de la jueza Loretta Preska que obliga a la Argentina a entregar el 51% de las acciones que el Estado tiene en YPF mientras apela la sentencia en su contra. El país tampoco estará obligado a depositar una garantía.

El Gobierno ya había anunciado que, en caso de que la Corte de Apelaciones no suspendiera la entrega de las acciones, planeaba recurrir a la Corte Suprema para evitar cumplir con esa exigencia. Con esta medida, ese paso no será necesario.

Tras conocerse el pedido de Preska de entregar la participación accionaria estatal en la petrolera, la Argentina había solicitado suspender ese pedido hasta tanto se resuelva la apelación de fondo, un proceso que comenzará a fines de septiembre. La Cámara de Apelaciones hizo lugar a ese pedido y suspendió temporalmente la orden de Preska, pero ahora se conoció la decisión definitiva.

En tanto, Argentina continúa el proceso de apelación del fallo original de primera instancia, que obliga al país a indemnizar con US$16.100 millones (más intereses) a los accionistas minoritarios al momento de la estatización.

La presentación de los argumentos orales está prevista para la semana del 27 de octubre, justo después de las elecciones legislativas.

La fecha fue ratificada la semana pasada, después de que la Cámara de Apelaciones no hiciera lugar a un pedido de la ONG Republican Action for Argentina (RA4ARG) para anular la sentencia original e iniciar una investigación penal contra la familia Eskenazi, accionista minoritaria de YPF al momento de la nacionalización.

La estatización de YPF ocurrió el 16 de abril de 2012, cuando el gobierno de Cristina Kirchner anunció la expropiación del 51% de las acciones de la empresa para recuperar la soberanía energética de Argentina. El proyecto fue votado por el Congreso Nacional. Esta iniciativa apuntaba a controlar los recursos energéticos del país y evitar la privatización previa de YPF por parte de la empresa española Repsol.

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Hidroeléctricas: “Esto va a producir un incremento en el valor de las regalías hacia las provincias”

La Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, destacó al acuerdo sellado por Río Negro y Neuquén que reconoce a las provincias como propietarias de sus recursos hídricos, garantizando más ingresos, control y obras para la seguridad y desarrollo en torno a las represas del Comahue.

Luego de meses de negociación conjunta con Nación, los gobernadores Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa lograron esta semana que el nuevo esquema concesional para los complejos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila incorpore condiciones reclamadas desde hace más de 30 años. 

Confini apuntó que “lo más importante es el reconocimiento del recurso hídrico como propiedad de la Provincia”, lo que habilita a que cada jurisdicción autorice el uso del agua y cobre un canon del 2%, estimado en unos 2 millones de dólares anuales.

Más regalías y cobro en dólares

Entre los avances centrales, las provincias recibirán el pago por energía en dólares, mejorando la previsibilidad financiera, y las regalías se calcularán sobre la totalidad de los conceptos liquidados por CAMMESA a las hidroeléctricas. “Esto va a producir un incremento en el valor de las regalías hacia las provincias que hoy son muy bajas”, aseguró Confini, quien también explicó que habrá un crecimiento gradual con un horizonte de 20 años hasta que lleguen al precio de mercado.

Además, los nuevos contratos liberarán cada dos años un porcentaje creciente de energía para vender a precio libre en el mercado, lo que permitirá incrementar ingresos tanto por regalías como por el canon.

Fondos y obras para la seguridad hídrica

Un porcentaje de lo que se pague por las represas se destinará a obras de mantenimiento pendientes de la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC), y se realizará un estudio, con un plazo de 24 meses, para definir obras que garanticen la sustentabilidad y seguridad ante crecidas.

Confini subrayó que se consensuó un nuevo plan de manejo de uso del agua: “Es clave para evitar inundaciones en nuestras costas y garantizar el riego, del que dependen nuestras producciones agrícolas y frutícolas”.

La expectativa es que Nación llame a licitación y adjudique antes de fin de año. Según estimaciones oficiales, los ingresos podrían rondar 7 millones de dólares anuales en regalías, más los 2 millones del canon por uso de agua.

En el nuevo esquema, la AIC absorberá las funciones de la ORSEP Comahue, fortaleciendo su rol como autoridad de control y gestión de la seguridad de las represas.

“Este acuerdo transforma años de reclamos en beneficios concretos: más ingresos, más obras y más futuro para nuestra gente”, concluyó Confini.

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Tecpetrol destinará más de U$S 2.500 millones para multiplicar su producción de crudo en Vaca Muerta

Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, anunció que invertirá más de US$ 2.500 millones para aumentar su producción de crudo en Vaca Muerta de 20.000 a 100.000 barriles diarios, según informó su CEO, Ricardo Markous, durante el foro Democracia y Desarrollo – La Energía del Futuro, organizado por el diario Clarín.

“En Neuquén somos el principal productor de gas no convencional, con un récord de 25 millones de metros cúbicos diarios este invierno, de los 120 que produce la provincia. Ahora damos un paso fuerte en petróleo”, dijo el directivo.

El plan se concentrará en el área Los Toldos II Este, próxima a Rincón de los Sauces, e incluirá desde la ingeniería de pozos hasta la infraestructura para evacuar la producción.

EL CEO de Techint aclaró que que el proyecto enfrenta dos desafíos centrales: la baja en el precio internacional del petróleo y el aumento en el costo del financiamiento.

“El crudo estaba cerca de US$ 80 en enero y hoy ronda los US$ 66. En Fortín de Piedra nos financiamos al 4,6%, mientras que para estas inversiones emitimos un bono al 7,6% y tomamos deuda por US$ 750-800 millones pagando algo más del 8%”, explicó.

Pese a estas dificultades, consideró que Vaca Muerta se consolidó como política de Estado y que el país podría alcanzar una producción de 1,5 millones de barriles diarios hacia 2030, siempre que se mantengan condiciones favorables de precio y financiamiento.

En cuanto a la producción de gas, la empresa proyecta continuar con su expansión. Según Markous, la productividad de la roca en Vaca Muerta supera en varios casos a la de formaciones estadounidenses, aunque aún es necesario reducir costos de servicios para igualar a la cuenca del Permian.

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Compañía Mega firmó un contrato con YPF Luz para abastecer sus operaciones con energía renovable

Planes ambientales de las petroleras

Compañía Mega, la mayor exportadora de NGL (líquidos del gas natural) de Argentina y referente en el procesamiento de gas natural de Vaca Muerta, firmó un acuerdo estratégico con YPF Luz, líder en generación de energía eléctrica, para abastecer el 100% de sus plantas con energía proveniente de fuentes renovables.

La alianza fue formalizada por Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, tras un proceso licitatorio abierto y competitivo.

Este acuerdo, enmarcado en un contrato de tipo PPA (Power Purchase Agreement) aporta 100.800 MWh/año y permitirá a Mega cubrir la totalidad de su demanda eléctrica durante los próximos cinco años, lo que equivale al consumo anual de más de 27.300 hogares argentinos. La disminución en emisiones de CO2 está estimada en 44.352 toneladas emitidas al año. La energía será provista desde el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será uno de los desarrollos renovables de mayor capacidad instalada de Argentina.

“Este acuerdo con YPF Luz representa un paso clave en la estrategia del negocio y la visión de largo plazo de Mega. De esta forma, logramos el abastecimiento estratégico de energía renovable que nos permite continuar afianzando nuestro camino de crecimiento y excelencia operacional con más tecnología y más inversiones. Con esta iniciativa, Mega refuerza su compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y la innovación, consolidando su liderazgo en la industria energética argentina” destacó Tomás Córdoba, Gerente General de Compañía Mega.

“Nos enorgullece que un cliente como MEGA elija a YPF Luz para abastecer su consumo eléctrico con fuentes renovables, que se obtienen a partir de los excelentes recursos naturales con los que cuenta el país. Nuestra compañía lidera el market share de venta de energía renovable a clientes industriales, gracias a una amplia cartera de empresas que confían en nuestra excelencia operativa, y ven el abastecimiento de fuentes renovables como una opción costo-eficiente”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

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Audiencia Pública para evaluar impacto ambiental de buque GNL

El Gobierno de Río Negro convoca a la Audiencia Pública presencial, para conocimiento del proyecto “Buque MK II”, el 16 de septiembre. Esta corresponde a la segunda etapa del desarrollo de una unidad flotante de licuefacción de gas natural licuado (GNL) en el Golfo San Matías.

El encuentro será llevado a cabo desde la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, es parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental tal como lo establece la Ley Nº 3.284, y permitirá la participación ciudadana para expresar opiniones, observaciones y aportes respecto a esta iniciativa de gran escala que busca convertir a la provincia en una plataforma exportadora de GNL.

El proyecto involucra la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas en el Golfo San Matías, la MK II, con operación prevista a partir de 2028. Esta etapa forma parte de un plan integral de exportación de GNL. La unidad se sumará a otro buque flotante, previsto para 2027, con el objetivo conjunto de alcanzar una capacidad de procesamiento de hasta 5,95 millones de toneladas métricas anuales (MTPA).

Las personas interesadas en participar como oradores en la audiencia pueden inscribirse completando sus datos personales en el formulario disponible en la web oficial de Ambiente (ambiente.rionegro.gov.ar), con plazo hasta 72 horas antes de la audiencia. Cada intervención podrá extenderse por un máximo de cinco minutos.

Además, el expediente completo del proyecto y el estudio de impacto ambiental se encuentran disponibles en línea para consulta pública. Y se habilitó un formulario para consultas.

La actividad forma parte de una política ambiental activa de la Provincia, orientada a garantizar la participación ciudadana, el acceso a la información y el desarrollo sustentable de proyectos energéticos estratégicos para el país.

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YPF venderá los mamelucos de Vaca Muerta por el furor que causó Milei

El CEO y Presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que la petrolera comenzará a comercializar el mameluco utilizado por los trabajadores en los yacimientos de Vaca Muerta, junto con ropa técnica de trabajo.

Marín contó la propuesta durante un evento realizado en Mendoza, en el marco del cual explicó que buscan replicar el modelo Vaca Muerta en el ‘downstream’ (estaciones de servicio) y consolidar la presencia de la compañía en diversos segmentos comerciales.

La línea de indumentaria técnica se lanzará en paralelo con una ampliación de la oferta gastronómica y la incorporación de productos regionales que refuercen la identidad de cada estación.

Fuentes de la petrolera dijeron a NA que el interés por la ropa de Vaca Muerta aumentó cuando el presidente Javier Milei apareció en público con indumentaria técnica de YPF, pero explicaron que, su alto costo debido a la tecnología de seguridad que incorpora, hizo pensar a la compañía la necesidad de mandar a confeccionar versiones de imitación del mameluco más accesibles.

La revelación que hizo Milei

En una reciente entrevista en un canal de streaming, Milei reveló: “¿Sabés como estoy vestido todos los días en Olivos? Con unos mamelucos que me regaló Marín (Horacio), los de YPF”.

“Esos mamelucos los descubrí cuando fui a Vaca Muerta. Un día lo llamé a Horacio y le dije: ‘Vos me hiciste el tipo más feliz del mundo’… Me dice: ‘¿Por la plata que está ganando YPF?’… ‘No, por los mamelucos’”, dijo el presidente.

Incluso, Milei había revelado que se viste con un mameluco de YPF cuando está en la residencia de Olivos, porque le permite jugar con sus perros y hacer “salvajadas”.

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Infraestructura: TGS impulsa la construcción de un único poliducto para los distintos proyectos de separación de líquidos del gas

Hay varios proyectos en paralelo para un negocio millonario con productos de alto valor agregado que podrían utilizar una infraestructura de transporte común y disminuir el costo de la inversión. El CEO de TGS, Oscar Sardi, planteó que existe una necesidad inmediata de construir un único poliducto que pueda ser utilizado por los actores de la industria gasífera para transportar los líquidos separados del gas. Estas futuras plantas de separación, que al menos tres compañías hoy planean construir, son esenciales para la exportación de GNL que requerirá volúmenes incrementales de gas para entrar en producción a partir del segundo semestre […]

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Empresas: Los dueños de Shell en Argentina empiezan a recibir ofertas por sus estaciones de servicio

En medio de un proceso de salida o reducción de la presencia de multinacionales petroleras en Argentina -como Exxon, Petronas y, posiblemente, TotalEnergies- Raízen, la empresa que opera la destilería y estaciones de servicio de Shell en el país, empezó a recibir ofertas no vinculantes por sus activos locales. Raízen, una sociedad entre Shell y la brasileña Cosan, está abierta a analizar propuestas, pero está incentivando a las grandes traders comercializadoras de commodities que operan en el país a que presenten sus ofertas, según publicó el medio O Estado do São Paulo (Estadão) en su plataforma. El negocio en venta […]

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Vaca Muerta: Empresas de perforación anticiparon que la actividad volverá a crecer con fuerza

Representantes de Nabors, Halliburton, Calfrac y SLB expusieron en el Supplier Day sus avances tecnológicos para ganar competitividad en la perforación y completación de pozos en la formación neuquina no convencional y dejaron en claro que esperan una mayor actividad. «Más allá de ver una pequeña estacionalidad hacia finales de año, lo que vemos en 2026 y en los años que siguen es un crecimiento muy sostenido», aseguró Hernán Carbonell, de Halliburton. La incorporación de tecnología es un requisito clave para las empresas de servicios de perforación y completación de pozos que se quieren mantener a la vanguardia en materia […]

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Inversiones: Pampa Energía apuesta US$400 millones en Sierra Chata para alimentar el segundo buque de GNL en Río Negro

La empresa integrada en el consorcio Southern Energy detalló la inversión, producción y estructura del nuevo plan en Vaca Muerta para abastecer al barco licuefactor MKII desde 2028. Pampa Energía presentó esta semana su plan para asegurar el suministro de gas destinado al segundo buque licuefactor (MKII) del proyecto Argentina LNG, que se instalará en la costa rionegrina hacia fines de 2028. La estrategia fue compartida durante la presentación de resultados del segundo trimestre y sigue a la decisión final de inversión (FID) para incorporar ese segundo barco al consorcio Southern Energy (SESA). El vicepresidente y director operativo de la […]

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Empresas: GeoPark anuncia su retorno estratégico a Vaca Muerta y reporta resultados sólidos en el segundo trimestre

La petrolera colombiana confirmó que vuelve a la formación no convencional con el objetivo de consolidar su expansión regional. La petrolera GeoPark confirmó en las últimas horas su intención de regresar a Vaca Muerta con un plan de inversión que podría alcanzar hasta u$s500 millones. Este anuncio, liderado por el nuevo CEO, Felipe Bayón, promete sumar a un nuevo jugador de relevancia en la plaza neuquina pero además implica, para la firma, una estrategia de expansión que, según trascendió, busca duplicar sus reservas probadas y probables, actualmente en 84 millones de barriles, con un potencial de 50 a 80 millones […]

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Licitaciones: Día clave para el futuro del yacimiento en La Pampa

La Cámara de Diputados provincial tratará la concesión del bloque, mientras gremios y trabajadores se movilizan en Santa Rosa para respaldar la continuidad operativa. Este jueves, la provincia de La Pampa afrontará una jornada clave para su actividad hidrocarburífera con el tratamiento legislativo de la licitación del área Medanito. El bloque, actualmente operado por Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), es considerado estratégico por su aporte al entramado productivo local y su impacto en la economía regional. La sesión en la Cámara de Diputados está prevista con un adelanto de dos horas en su inicio, en un contexto marcado por el interés […]

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Gas: Vaca Muerta acelera la transición del transporte pesado

La creciente producción de gas natural en Vaca Muerta está impulsando un cambio clave en la movilidad pesada de Argentina: la sustitución del gasoil por alternativas más limpias como el gas natural comprimido (GNC) y el gas natural licuado (GNL). Esta tendencia, respaldada por avances regulatorios y tecnológicos, se presenta como una oportunidad para reducir las emisiones y mejorar la eficiencia energética del transporte. En el Supplier Day organizado por EconoJournal, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) destacó los avances realizados en la actualización de normativas que permiten un uso más amplio y seguro del gas natural en el […]

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Inversiones: La petrolera de Eurnekian mejora en resultados y producción tras su llegada a Vaca Muerta

La productividad y la rentabilidad de las operaciones en Vaca Muerta volvieron a ponerse a prueba con la llegada al no convencional de la Corporación General de Combustibles, una sociedad más conocida como CGC, el brazo energético del holding Corporación América de la familia Eurnekian. Es que la petrolera que formalizó su debut en la Cuenca Neuquina el 1 de abril y este jueves presentó al mercado sólidos resultados financieros en el primer semestre de 2025 impulsados por mejoras operativas y su ingreso a Vaca Muerta de la mano de un acuerdo con YPF. Durante el primer semestre, CGC logró […]

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Economía: San Antonio Oeste se alista para el impacto económico de los dos buques de GNL en el Golfo San Matías

La secretaria de gobierno de la ciudad, Jessica Ressler habló de las obras de infraestructura, el ordenamiento territorial y de la nueva oportunidad para la industria pesquera en un punto clave para el GNL en la costa de Río Negro. La confirmación de la instalación de un segundo buque de licuefacción en el Golfo San Matías por parte de Southern Energy marca un antes y un después para la economía de San Antonio Oeste. La ciudad rionegrina, históricamente ligada a la pesca, se prepara para convertirse en un nodo clave de la nueva infraestructura energética que impulsa la provincia. “Tenemos […]

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Actualidad: Oscar Olima destacó el aporte de la IA al sector hidrocarburífero

“Antes de que usted ponga el signo de interrogación, ella va elaborando la respuesta. Palabra que usted introduce, ya la va elaborando. Entonces, se trata de eso, de saber preguntar también”, expresó. Este jueves 14 de agosto se realizarán las Jornadas de Innovación en el Territorio organizadas por la Universidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA) Unidad Académica Río Gallegos, con el objetivo de crear un espacio para la reflexión, el debate y la presentación de propuestas innovadoras aplicadas a la región. Previo a la charla que brindará esta tarde, el Dr. Oscar Olima, geólogo, ambientalista y especialista en Hidrocarburos, […]

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Basualdo, Quintela, y los costos de abastecimiento energético

El ex subsecretario nacional de Energía Eléctrica entre 2019 y 2022, Federico Basualdo, consideró que “tanto la flexibilización de la prioridad del gas para CAMMESA como el fuerte aumento de las tarifas para los transportistas de gas y energía eléctrica y la mala programación del sistema, hicieron que el costo de abastecimiento no baje lo proyectado en 2024”.

Advirtió que a futuro el proceso de desregulación “puede llevar a un escenario de posible incremento, de acuerdo a cómo se implemente la descentralización de la compra de combustibles”.

El especialista recordó que el costo de abastecimiento “tenía que tender a la baja” con el aumento de la producción de gas natural, el ex gasoducto Néstor Kirchner y la prioridad para las usinas, pero no así en 2024 porque “las políticas del Gobierno limitaron esa reducción”.

Basualdo participó del 1er Foro Provincial de Energía, organizado en la Ciudad de La Rioja, con la presencia también del gobernador Ricardo Quintela.

El especialista señaló que la gestión actual tiene “una voluntad clara y concreta de abandonar los planes de incentivo a la producción de gas que permitieron recuperar el autoabastecimiento y bajar los costos de la energía”.

En relación al sector de energía eléctrica, Basualdo señaló que la administración libertaria busca que CAMMESA se retire de la contractualización de la energía y de la compra de combustibles, al tiempo que quiere que precio deje de ser determinado en razón de costos medios para pasar a un esquema de costos marginales.

Basualdo también se mostró crítico del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI): “Los principales proyectos de infraestructura ya estaban planificados y algunos incluso en desarrollo pero al adherir al RIGI se produce una escisión entre el desarrollo del sector energético y la economía nacional”.

Asimismo, Basualdo criticó el que se “reemplazó un plan de obra pública que tenía como eje la expansión del sistema por uno de concesión privada que prioriza la oportunidad económica por el desarrollo de las obras, lo que va a descargar en la demanda los costos y reduce el margen de expansión de infraestructura que no sea rentable”.

Por su parte, el gobernador Quintela aseguró que “en ese debate nacional sobre cómo garantizar una vida digna para los argentinos, uno de los elementos fundamentales es la energía”, y recordó que si bien ni el agua y la energía figuran como servicios obligatorios en la Constitución “tenemos el firme convencimiento de que deben estar al mismo nivel que la salud, la seguridad, la educación y la justicia, con acceso garantizado para todos los hogares”.

El mandatario señaló que antes “el Estado, a través de los subsidios, garantizaba ese acceso a todos los sectores, pero en este gobierno nacional se generó un beneficio desmedido a los grandes capitales, en detrimento de la mayoría del país”.

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LIDE Energía: Tettamanti, desregulación e inversiones privadas

La Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti destacó la política de desregulación encarada por el gobierno en el sector energético y dijo que es importante “crear un ámbito confiable y que los privados lo vean perdurable para fomentar la inversión”.

“Sabemos que el tiempo nos apura, porque tenemos una ventana de oportunidad para aprovechar en petróleo, sobre todo”. “Hay que fijar prioridades y entender dónde estamos parados y hacia dónde queremos ir como gobierno”, señaló, ante más de 150 empresarios y analistas del sector que participaron del VII Forum de Energía organizado por LIDE Argentina.

Tettamanti sostuvo que “El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) da certidumbre y previsibilidad. Nuestro rol es fijar reglas claras y cumplirlas; las inversiones las tiene que hacer el sector privado. Hemos diagramado una hoja de ruta para que tanto la generación de electricidad como la producción y transporte de gas natural lleguen a un esquema de libre mercado”, remarcó.

En el rubro de la energía eléctrica Tettamanti describió que “No contamos con potencia instalada suficiente para pasar los picos de demanda de forma tranquila, tanto en invierno como en verano. Necesitamos medidas paliativas en el corto plazo para gestionar la oferta disponible y trabajar en inversiones que amplíen la capacidad”.

Al respecto, hizo referencia a la licitación en curso convocada para ofertar almacenamiento de energía (baterías) en el AMBA, donde se recibieron propuestas por hasta 1.500 MW, cuando se busca adjudicar 500 MW.

Para el mediano plazo, el gobierno prepara nuevos lineamientos para el sistema de generación de electricidad procurando alentar inversiones en nueva generación, con libre contractualización. “Los privados deberían ser los offtakers, no Cammesa. Tenemos que trabajar para eso en que las distribuidoras sean sujetos de crédito y que los generadores se animen a invertir en nueva potencia térmica”, afirmó.

El VII Fórum Nacional de Energía fue organizado por LIDE Argentina, bajo el título “Agenda Energética Argentina… lo urgente y lo importante”, en el Alvear Icon Hotel, de Puerto Madero.

El encuentro convocó a líderes empresariales, autoridades nacionales y referentes técnicos para analizar los desafíos estructurales del sistema energético y definir estrategias hacia un modelo competitivo, sostenible y soberano.

El Presidente de LIDE Argentina, Rodolfo de Felipe, destacó el rol estratégico del sector: “La Argentina tiene muchos impulsores de su desarrollo, pero hay cuatro turbinas en especial que serán capaces de motorizar un gran salto de progreso para el país: el agro, la minería, la economía del conocimiento y la energía”.

“Esta última está llamada a generar una importante cantidad de divisas en los próximos años. Para que eso ocurra, necesitamos una agenda previsible, que priorice lo importante por sobre lo urgente. Energía sustentable, competitiva y soberana”, señaló.

El primer panel del día reunió a los presidentes de las cámaras del sector: Gabriel Baldassarre (AGEERA), Pablo Tarca (ATEERA), Fernando Pini (ADEERA) y Eduardo Beloqui (AGUEERA) expusieron los principales desafíos del sistema eléctrico nacional. Coincidieron en que la falta de eficiencia, los precios desalineados y las barreras a la inversión requieren una reforma estructural urgente.

Germán Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, presentó los avances en reactores nucleares pequeños. Destacó su potencial para diversificar la matriz energética con soluciones seguras y escalables.

En un panel técnico, Daniel Ridelener (TGN), Oscar Sardi (TGS), Gustavo Chaab (VMOS), Pablo Tarca (TRANSENER) y Eduardo Carranza (Terminal Puerto Rosales) analizaron las restricciones actuales en ductos y electroductos, junto con los proyectos clave para destrabar el crecimiento.

Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, compartió un caso de éxito en energías renovables. Expuso cómo la empresa transforma su operación a través de inversiones con foco en sostenibilidad y descarbonización.

Martín Genesio, presidente de LIDE Energía y CEO de AES Argentina, expresó que “Si bien las urgencias y lo urgente siguen y seguirán copando parte de la agenda, en LIDE Energía volvimos a enfocarnos en lo verdaderamente importante para el sector: que Argentina, con el desarrollo de su potencial, cumpla un rol clave en la transición energética”.

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CGC aumentó un 32% su EBITDA y cerró un primer semestre con mejoras en la producción de petróleo por eficiencias operativas y el ingreso a Vaca Muerta

Compañía General de Combustibles (CGC), brazo energético del holding Corporación América, dio a conocer este jueves que su Ebitda anual creció a US$ 459 millones con un incremento de la producción de petróleo de 19%, como consecuencia de las mejoras operativas y su ingreso a la formación de Vaca Muerta, tras un acuerdo de compra de activos con YPF alcanzado este año.

La compañía que conduce Hugo Eurnekian robusteció sus resultados financieros en el primer semestre de 2025 al lograr una mejora operativa sustancial de sus yacimientos convencionales en la cuenca del Golfo San Jorge en el norte de Santa Cruz, que le permitió incrementar el margen de EBITDA sobre ventas al 41%, a pesar de la baja de precios de petróleo respecto del mismo período del año anterior.

Inyección de capital

El ingreso de la compañía a Vaca Muerta, a través de la adquisición del 49% de la concesión no convencional Aguada del Chañar en la cuenca neuquina, diversificó el portafolio de activos de la empresa. La transferencia, que se hizo efectiva el 1 de abril, le permitió desembarcar en el play no convencional de Neuquén, un objetivo estratégico a mediano plazo.

La operación fue posible gracias a una inyección de capital de US$ 150 millones por parte de Corporación América, el holding que encabeza Eduardo Eurnekian, que reafirma su compromiso con el desarrollo de CGC. De hecho, la compañía está activa en el área de desarrollo de nuevos negocios, explorando oportunidades en distintos segmentos de la industria energética. Es, por caso, uno de los actores que está participando del proceso de venta de la participación de Nutrien en Profertil, el mayor productor de urea del país.

Resultados

CGC informó este jueves al mercado que la producción promedio de petróleo (crudo más GLP) durante el primer semestre ascendió a 4.376,9 metros cúbicos (m3 por día en el segundo trimestre, representando un aumento del 19.0% frente al mismo período anterior. Por su parte, la producción promedio de gas alcanzó los 5.920,3 Mm3 por día en el segundo trimestre de este año, lo que representó una disminución del 4,6% respecto al 2T24.

En el período los ingresos totalizaron $565.742,9 millones (o aproximadamente US$ 469,5 millones) en el primer semestre, en comparación con $661.380,2 millones del mismo periodo de 2024.

Sin embargo, el EBITDA total ajustado ascendió a $230.326,5 millones (o el equivalente a US$ 191,1 millones) en el primer semestre, un aumento del 32,6% frente al primer semestre del año pasado. Así, el margen de Ebitda informado fue de 41% durante el período de los presentes resultados.

El Capex fue de $237.644,6 millones (o US$ 197,2 millones), en tanto que el Ratio Proforma de Apalancamiento Neto al 30 de junio de 2025 fue de 2,40x.

Al 30 de junio de 2025, CGC estaba operando con un equipo de perforación en la Cuenca del Golfo San Jorge. La Compañía perforó un total de 11 pozos.

, Redaccion EconoJournal

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Excelerate Energy : Crecimiento para el acceso global a la energía

Excelerate Energy, Inc. publicó su Informe de Sostenibilidad 2024, destacando el progreso de la compañía en las principales prioridades ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) durante el año calendario 2024.

El Informe de Sostenibilidad 2024 describe los esfuerzos de Excelerate para reducir las emisiones, mejorar la seguridad operativa y ampliar el acceso a energía confiable en mercados de todo el mundo. También detalla el enfoque de la empresa en la participación de las partes interesadas, el desarrollo de la fuerza laboral y la gestión de activos a largo plazo.

“Nuestro Informe de Sostenibilidad 2024 refleja los pasos concretos que hemos dado para integrar la sostenibilidad en todos los aspectos de nuestro negocio”, afirmó Steven Kobos, presidente y director ejecutivo de Excelerate Energy. “Desde la reducción de pérdidas de carga mediante nuevas tecnologías hasta el fortalecimiento de nuestras alianzas con comunidades de todo el mundo, nos centramos en ofrecer soluciones energéticas prácticas y responsables”.

Los aspectos más destacados del informe de 2024 incluyen:

 Avanzamos nuestra estrategia de sostenibilidad mediante la compra de una unidad de relicuefacción para las operaciones de Brasil para mejorar la eficiencia y reducir las emisiones de Alcance 1.
 Se ampliaron las operaciones globales mediante la modernización de la FSRU Excelsior para reducir la huella ambiental de la terminal flotante de GNL y ayudar a cumplir con las nuevas regulaciones en Alemania.
 Se fortaleció la participación de la comunidad apoyando iniciativas regionales en toda la Costa del Golfo de EE. UU. y Bangladesh, al tiempo que se prioriza el bienestar de los empleados y los marineros.
 Reforzamos la gestión ambiental liderando las actividades del Día Mundial de la Limpieza y lanzando la construcción de Hull 3407, nuestra terminal flotante de GNL de próxima generación.
El informe completo está disponible en el sitio web corporativo de Excelerate en Excelerate-Energy-2024-SR- 080125.pdf

SOBRE EXCELERATE ENERGY

Excelerate Energy, Inc. es una empresa estadounidense de GNL ubicada en The Woodlands, Texas. Excelerate está transformando la forma en que el mundo accede a energías más limpias al proporcionar servicios integrados a lo largo de la cadena de valor de GNL a energía, con el objetivo de ofrecer soluciones de GNL rápidas y confiables a sus clientes.

La empresa ofrece una gama completa de servicios de regasificación, desde terminales flotantes de GNL hasta desarrollo de infraestructura, suministro de GNL y generación de energía.

Excelerate tiene presencia en Abu Dabi, Amberes, Boston, Buenos Aires, Chattanooga, Daca, Doha, Dubái, Hanói, Helsinki, Jamaica, Londres, Río de Janeiro, Singapur y Washington, D. C.

Para más información, visite www.excelerateenergy.com.

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ENSA se suma a la primera licitación del cronograma energético de Panamá

La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (ENSA) confirmó a Energía Estratégica su participación en la licitación LPI ETESA 01-25, como compradora de energía bajo el esquema regulado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). Este proceso, desarrollado por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), se enmarca en el primer cronograma plurianual de licitaciones elaborado por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, con el objetivo de asegurar contratos firmes de generación renovable con visión de largo plazo.

Desde la compañía explicaron que ENSA, como empresa regulada, participaba del proceso en conformidad con la normativa vigente. Luz María Mejía, Gerente de Comunicaciones y Relaciones Corporativas, detalló que, aunque ETESA funge como Gestor de Compra, ENSA fue la responsable de remitir los requerimientos de contratación y luego recibir los contratos adjudicados. Aseguró que la empresa seguiría de cerca el proceso para garantizar su cumplimiento y velar por el mejor interés de sus clientes.

Cronograma base presentado:

FECHA Propuesta del Acto CARACTERÍSTICAS Inicio de Suministro VOLUMEN ENERGÍA (MWEq) / POTENCIA (MW) Duración (años)
oct-2025 Nuevas Centrales Hidroeléctricas y Eólicas ene-2029 120 MWEq / 35 MW 20
ene-2026 Reconversión de Centrales Térmicas existentes a combustibles alternativos may-2028 250 MW 10
may-2026 Centrales existentes jul-2027 550 MW 15
jul-2026 Nuevas Centrales Solares Fotovoltaicas jul-2028 250 MWEq 15
oct-2027 Nuevas Centrales de todas las tecnologías ene-2031 250MWEq/250 MW 15
Acumulado total 1420 MWEq/ 1335MW

Respecto del diseño del pliego —contratos a 20 años, inicio en 2029 y tecnologías elegibles limitadas a hidroeléctricas de pasada y eólicas nuevas—, Mejía subrayó que no debía analizarse de forma aislada, sino dentro de una planificación general. En diálogo con este medio, sostuvo que “el Pliego LPI ETESA 01-25 no debía analizarse de forma individual sino dentro del marco de un plan de compras de potencia y energía establecido por la Secretaría Nacional de Energía”. La ejecutiva remarcó que el cronograma prevé cinco licitaciones diferenciadas, orientadas a cubrir la demanda futura con una matriz energética diversificada.

Desde ENSA, el interés principal fue que las adjudicaciones permitieran cubrir las necesidades de potencia y energía —tanto a corto como a largo plazo— con precios competitivos.

Desde nuestra empresa, el interés supremo era lograr adjudicaciones a precios competitivos para nuestros clientes”, afirmó.

Si bien la licitación 01-25 no contempló la inclusión de energía solar ni almacenamiento, Mejía reconoció que el cronograma sí contemplaba un acto exclusivo para centrales fotovoltaicas. A su juicio, el diseño final de ese proceso permitiría incorporar tecnologías complementarias como el almacenamiento, siempre que existieran condiciones adecuadas para garantizar competencia.

En dicha licitación podrían incluirse tecnologías complementarias, como el almacenamiento, para establecer condiciones adecuadas de oferta”, explicó.

Sobre el posible impacto tarifario, la ejecutiva advirtió que una única licitación no debería modificar sustancialmente el costo promedio de abastecimiento. Sin embargo, señaló que si los precios adjudicados eran demasiado elevados, podrían afectar la tarifa a largo plazo. Recordó que los precios máximos definidos para esta licitación estaban por encima del monómico actual de compra de ENSA, pero aseguró que desde la empresa esperaban que fuera la competencia la que impulsara los precios a la baja.

Esperábamos que fuera la competencia la que moviera estos precios para mantener o mejorar los precios que pagan nuestros clientes”, manifestó.

Finalmente, sostuvo que lo determinante no era el precio de un solo contrato, sino el equilibrio de toda la matriz.

Era la combinación de todas las tecnologías la que iba a definir el costo final de abastecimiento”, expresó.

Proyecciones hacia 2026 y 2027

En cuanto a las próximas subastas incluidas en el cronograma (años 2026 y 2027), Mejía transmitió a Energía Estratégica que la expectativa de ENSA era que se cumplieran los tiempos previstos y que cada uno de los pliegos fomentara condiciones óptimas de participación y competencia.

Esperábamos que los participantes presentaran ofertas competitivas para obtener los mejores precios posibles”, afirmó.

Además, indicó que con la realización oportuna de estas licitaciones, ENSA podría mantener sus niveles de contratación dentro del rango regulatorio óptimo, lo cual es crucial para proteger a sus clientes de las fluctuaciones del mercado ocasional.

Era importante que todos nuestros clientes estuvieran respaldados mediante contratos de suministro”, concluyó.

Con más de 2.700 MW de potencia firme renovable proyectados a licitarse entre 2025 y 2028, el cronograma de la Secretaría Nacional de Energía marca un hito en la planificación energética panameña. La licitación 01-25 es solo el primer paso hacia un sistema eléctrico más resiliente, competitivo y comprometido con la descarbonización. ENSA, al sumarse activamente desde el inicio, consolida su rol en esta transición, apostando por estabilidad, eficiencia y precios justos para sus clientes regulados.

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Segura Quiñones: “La licitación de 600 MW con baterías es un paso histórico para República Dominicana”

La primera licitación pública destinada a proyectos renovables en República Dominicana, que incorporó sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB), marcó un punto de inflexión en la transición energética del país. Para Enrique Segura Quiñones, abogado en Business, Corporate y Energy Law en Segura Abogados, “representó un compromiso firme del Estado con la expansión y diversificación de la matriz de generación”.

El proceso fue convocado por el Comité de Usuarios de Energía Distribuida (CUED) y aprobado por la Superintendencia de Electricidad (SIE). Además, se supo que los proyectos adjudicados debían contar con almacenamiento, dado que la licitación estableció nuevas exigencias técnicas al exigir este componente como parte integral.

Segura Quiñones resaltó que “fue la primera licitación pública destinada a proyectos renovables”, lo que la convirtió en un hito para la política energética dominicana.

Desde la perspectiva de inversión, “constituyó una oportunidad relevante para participar en el crecimiento del mercado eléctrico dominicano dentro de un marco regulatorio que había venido madurando”, afirmó.

No obstante, advirtió desafíos técnicos significativos: la exigencia de SAEB para proyectos con concesión previa, la obligatoriedad de prestar servicios auxiliares como grid-forming y arranque en negro, y requisitos técnicos adicionales para el almacenamiento.

“Fueron factores que debieron ser considerados en el diseño y viabilidad de los proyectos”, subrayó.

El bloque de hasta 600 MW —con contratos previstos a 15 años (180 meses)— generó expectativas de alta concurrencia de actores locales e internacionales.

“El tamaño del bloque licitado y la posibilidad de presentar proyectos desde 20 MW crearon un terreno propicio para consorcios con experiencia técnica y respaldo financiero”, sostuvo.

Sin embargo, la bancabilidad de los contratos PPA fue determinante. Persistieron incertidumbres en torno al tratamiento fiscal, particularmente sobre los incentivos de la Ley 57-07, y plazos de construcción de 24 meses, que podrían haberse ajustado según la complejidad y financiamiento.

Aunque no se habían publicado las bases completas, Segura Quiñones anticipó que el diseño competitivo estaría influenciado por el costo del almacenamiento.

“La inclusión del SAEB como componente integral elevó la complejidad técnica y financiera, incrementando los costos de inversión y operación”, explicó.

Por ello, estimó que los precios de adjudicación serían más altos que en PPA sin almacenamiento, y que la claridad en los criterios de evaluación y posibles mecanismos de indexación sería clave para “garantizar una competencia justa y eficiente”.

Pipeline de proyectos y Meta RD 2036

El sector previó nuevas licitaciones en el corto y mediano plazo, alineadas con la meta del 30 % de generación renovable al 2030. Para mantener un flujo robusto de proyectos, Segura Quiñones propuso optimizar la coordinación entre entidades como la SIE, la CNE, el MIMARENA, Hacienda y la DGII, con el fin de agilizar permisos y definir reglas claras para los incentivos fiscales del SAEB.

“Hubiese sido conveniente contar con datos más precisos sobre disponibilidad de red y capacidad de interconexión”, agregó.

La licitación se enmarcó en los objetivos de la Meta RD 2036, cuyo propósito fue duplicar el PIB real al 2036 con un crecimiento inclusivo del 6 % anual.

“La Meta RD 2036 representó una oportunidad histórica para transformar de manera estructural la matriz energética y posicionar al país como hub renovable del Caribe”, afirmó.

El plan contempló mayor penetración de renovables, reducción de pérdidas eléctricas, resiliencia climática mediante generación limpia y redes inteligentes, y el aprovechamiento del nearshoring para exportar energía limpia.

Gracias a la creación de comités sectoriales especializados y una Unidad de Gestión de Resultados, se facilitó el seguimiento de las acciones previstas en la estrategia. En palabras de Segura Quiñones, “el potencial real fue alto; el reto no fue de visión, sino de implementación constante y alineación público-privada”.

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JA Solar proyecta alcanzar un 30% de la cuota de mercado en Perú

Perú se está posicionando como uno de los mercados con mayor potencial y expectativas de crecimiento en energía solar dentro de América Latina, con más de 14 GW de proyectos en tramitación y construcción. En ese marco, JA Solar se consolida como uno de los actores claves, con un objetivo claro: alcanzar entre el 25% y el 30% de la cuota de mercado este año, tanto para utility scale como para generación distribuida.

La compañía, que estará participando en el próximo encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, ya cuenta con dos grandes proyectos adjudicados, uno es el proyecto CSF Illa en Arequipa de 472 MW, firmado con Inver Renewable Management, que será el más grande del país. Además, firmaron un acuerdo para el proyecto San José de 180 MW, ambos marcan un hito para su posicionamiento.

“A nivel de proyectos ya asignados, somos la marca con mayor cantidad de megavatios comprometidos en el histórico del país”, aseguró Cristhian Romero, Gerente de Ventas de JA Solar para Perú, Ecuador y Bolivia, y señaló que con estas firmas podrán “superar satisfactoriamente” su objetivo de cuota de mercado y apalancar otros proyectos en la región.

“El pipeline de proyectos que prevemos en el país es de unos 800 MW anuales por lo menos hasta el 2027, mientras que a partir del 2028 dependerá de cómo se den las regulaciones”, analizó Romero en diálogo con Energía Estratégica.

Cortesía: Tesga Energy / Sistema de Bombeo - Distrito de Sechura, Piura. JA Solar

Cortesía: Tesga Energy / Sistema de Bombeo – Distrito de Sechura, Piura.

En cuanto a generación distribuida, JA Solar también despliega una estrategia basada en alianzas con distribuidores. Actualmente trabaja con Grupo Sigelec, una empresa local con tres décadas de trayectoria, y con Autosolar, de matriz española. “La idea es poder trabajar de la mano con estos distribuidores y a través de ellos poder llegar a los usuarios finales”, explicó el representante de la compañía.

JA Solar aspira a captar este año un 30% del segmento de generación distribuida, lo que equivale a 25 megavatios, considerando un total estimado entre 80 y 100 megavatios en nuevos proyectos para este 2025 en dicho segmento. La apuesta se enfoca en sectores productivos con alto potencial, especialmente el agrícola: “Es un segmento que estamos viendo con bastante interés, no solo por su impacto económico, sino también social”.

El mercado de generación distribuida está generando expectativas en el sector renovable peruano, ya que, si bien aún no hay un reglamento promulgado, se espera que este año haya novedades.

“Las industrias han ido desarrollando proyectos interesantes, hay expectativas de que este año, y seguramente se mencionará en FES, tengamos un reglamento aprobado. Esto va a generar que comiencen a desarrollarse instalaciones a mayor velocidad, dado que van a tener un ingreso adicional sumado al beneficio de autoconsumo”, detalló el ejecutivo.

En ese marco, JA Solar proveerá módulos para el mayor sistema fotovoltaico de autoconsumo en una agroindustria del país, con una potencia que supera los 6 megavatios y que será instalado por Insoelec Solar SAC

Romero señaló que la base de esta expansión está en su presencia técnica local, una ventaja competitiva que destacó, lo que les permite acompañar los proyectos desde el desarrollo hasta la postventa: “Nuestro objetivo no es vender un módulo y quedar en la venta, sino tener una relación a largo plazo”, subrayó.

Además, aseguró que actualmente están priorizando o módulos con tecnología de celdas TOPCon de alta eficiencia y comprobado rendimiento en climas diversos: “Esta tecnología ya ha sido probada en cada una de las regiones del Perú con éxito, yestimamos que va a permanecer durante los siguientes cuatro años”, destacó.

El entorno regulatorio está impulsando las proyecciones del sector renovable. La Ley N° 28832, recientemente actualizada por la ley N°32249, representa un punto de inflexión. “Esta nueva ley está promoviendo el uso de las energías renovables y va a generar un un flujo de proyectos e inversión interesante en futuros años”, indicó el ejecutivo.

Respecto a la evolución de precios, Romero fue enfático: “Los precios han venido disminuyendo considerablemente en los últimos dos o tres años”, lo que ha dinamizado la ejecución de proyectos. Si bien hoy hay señales de un posible incremento por costos de materias primas y reducción de subsidios en China, estima que no se verá afectada la expansión del mercado peruano, debido al marco regulatorio favorable, la solidez jurídica y el interés creciente de inversionistas.

Sobre su participación en FES Perú, el encuentro que reunirá a los principales actores del sector, manifestó: “Nos alegra que esté por primera vez en el país,  es un espacio para construir y compartir experiencias con empresas locales y de otros países como Chile, Brasil o Colombia”.

Y anticipó que los grandes ejes a debatir serán la nueva ley 32249, el reglamento de generación distribuida y la preparación de las redes eléctricas para integrar nuevos proyectos.

“Nuestro enfoque va a ser mostrar la eficiencia y los casos de éxito de nuestra tecnología en países que ya vienen con muchos más años en el sistema fotovoltaico”, concluyó Romero.

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El Salvador busca destrabar su regulación para capturar el potencial del almacenamiento

El crecimiento acelerado de la energía solar en El Salvador —con 734 MW instalados, el 23,7 % de la capacidad total del país— obliga al sistema a dar el siguiente paso: regular el uso de baterías como tecnología clave para respaldar la matriz y evitar vertimientos.

Ingrid Chávez de Mendoza, Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services LTDA. de C.V., advirtió que la integración del almacenamiento es urgente para sostener la confiabilidad del sistema eléctrico. “La generación fotovoltaica nos estaba apoyando mucho en estas horas del día, pero si estaba nublado o durante la noche, se veía la disminución drástica del tipo de recurso”, planteó. “No era potencia firme”, subrayó.

Si bien ya existen baterías operativas en el país, su uso está restringido por la regulación vigente. Hoy solo pueden operar durante el período en que el sistema solar está produciendo. Esto impide que las instalaciones acumulen energía y la liberen durante la noche o en horarios de baja generación.

“Era una primera fase de la regulación que permitía eso, pero no permitía hacer un shifting para generar en otras horas ni para evitar vertimiento”, detalló la ejecutiva. “Tampoco lo permitía para dar servicios auxiliares al sistema”, añadió.

Estas barreras técnicas impiden que el almacenamiento cumpla funciones estratégicas dentro del sistema eléctrico: como el arbitraje de precios, el soporte en horas punta, la estabilización de la red y la prestación de servicios secundarios.

Por esa razón, la Unidad de Transacciones y la Dirección General de Energía ya trabajan en una nueva regulación. Si bien aún está en evaluación, el sector espera que el proceso no se dilate.

“Todavía está en evaluación. Uno esperaría que en este año o a la mitad del otro ya lo tuvieran. Ya tenían varios meses de estarlo evaluando, pero cada vez se volvía más necesario. El sistema ya lo requería”, afirmó Chávez de Mendoza.

Mientras tanto, empresas privadas y el propio Estado avanzan con nuevos desarrollos que incluyen baterías desde su concepción. “Todo el mundo ya estaba pensando en que la batería iba a ser un tema necesario”, sostuvo la Directora de EDP Services.

Una región que ya avanza y un país con potencial por destrabar

El Salvador no parte de cero: tiene un mercado renovable en crecimiento, un marco institucional estructurado y la experiencia de haber articulado políticas de largo plazo que lo convirtieron en exportador neto de energía.

Sin embargo, la falta de normativas actualizadas en almacenamiento amenaza con desacelerar ese impulso. Hoy, las baterías no pueden participar del despacho ni ofrecer servicios al sistema, y los desarrolladores deben enfrentar obstáculos como la imposibilidad de que los transmisores amplíen subestaciones preventivamente, lo que complica la interconexión de nuevos proyectos.

En paralelo, América Latina ya supera los 2,5 GW de capacidad instalada en BESS, liderada por países como Chile, que ya desplegó más de 1.000 MW y proyectos icónicos como Capricornio (264 MWh) y Oasis de Atacama (hasta 2,5 GWh de almacenamiento solar).

La tendencia también avanza con fuerza en México, Colombia y Brasil, donde el almacenamiento se combina con renovables para estabilizar la red, absorber excedentes y generar en horarios críticos.

El Salvador, con una participación solar significativa y una demanda creciente por soluciones de respaldo, tiene una oportunidad concreta para ponerse a tono con los líderes regionales.

“Creíamos que hacia eso íbamos”, concluyó Chávez de Mendoza, convencida de que el país puede consolidar su transición energética si logra destrabar la regulación del almacenamiento y abrir el camino a nuevas inversiones en flexibilidad.

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Apuntan a las CAR y a la planeación socioambiental temprana para destrabar 18 GW solares en Colombia

La heterogeneidad y lentitud de las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) en el licenciamiento ambiental es hoy el principal cuello de botella para los desarrollos de generación, especialmente los solares de escala media.

Así lo aseguró el exdirector de la UPME, Adrián Correa, quien considera necesario “repotenciar las capacidades de respuesta de las administraciones».

En diálogo con Energía Estratégica, el actual asesor y académico, indicó que existen 18 GW de generación aprobados en distintas fases —desde licenciamiento, consecución de terrenos y construcción, hasta pruebas— que “podrían cubrir los problemas energéticos de Colombia por tal vez un poco más de una década”, sostuvo.

A diferencia de la ANLA, donde se han estandarizado procedimientos y se redujeron tiempos promedio de evaluación de 155 a 62 días entre 2016 y 2020, las CAR presentan criterios, plazos y capacidades dispares que frenan los expedientes.

En la misma línea, el nuevo esquema LASolar —para proyectos 10–100 MW— fija plazos definidos (verificación en 5 días hábiles, requerimientos en 10 días, respuesta del promotor hasta 30 días prorrogables y decisión en 10 días), con una reducción de tiempos del 70 % frente al trámite tradicional.

El objetivo es replicar, en el ámbito descentralizado, la agilidad observada en la ANLA: formatos únicos, sistemas de información homogéneos, métricas públicas de desempeño por corporación y mecanismos de apoyo técnico (p. ej., equipos volantes o mesas técnicas sectoriales) que reduzcan la dispersión de criterios y acoten tiempos de evaluación.

Planeación socioambiental temprana: del papel a la práctica

Durante su gestión, Correa impulsó un cambio de enfoque en la planeación para anticipar riesgos sociales, ambientales y territoriales.

“Se creó un grupo social, ambiental y territorial dentro de la unidad de planeación. Es una técnica para incorporar señales, alertas, para hablar con las comunidades”, explicó.

Para bajar la conflictividad y mejorar la trazabilidad de los proyectos, en 2024 se realizaron visitas previas a comunidades explicando el alcance de las convocatorias en transmisión: “la gente ni siquiera sabía que había un proyecto identificado y se daba cuenta cuando ya empezaban trabajos”.

Esta diligencia temprana se complementó invitando a autoridades ambientales al Comité Asesor de Planeación, integrando señales sociales y ambientales en la definición de obras.

El caso La Guajira muestra el valor de la articulación interinstitucional: el trabajo conjunto con Minenergía, MinAmbiente y MinInterior permitió cerrar consultas previas y radicar el licenciamiento de la línea colectora en 2023, habilitando el paso a la evaluación ambiental.

Un problema multifactorial que exige coherencia institucional

Correa subrayó que el rezago de las renovables no convencionales no tiene un único responsable: hubo fallas de relacionamiento temprano, desconocimiento territorial y episodios de falta de articulación público‑privada; además, ciertas dinámicas regionales y políticas exacerbaron conflictos.

“Es un problema multifactorial… un país que realmente tiene muchos componentes bastante complejos”, describió, aludiendo también a contextos de economías ilegales y actores armados.

Pese a ello, identificó avances en los últimos dos años que empresas como ISA y Grupo Energía de Bogotá “reconocen” en materia de acompañamiento estatal y presencia territorial.

Otro acierto destacado fue la Misión Transmisión y el Plan de Modernización con 98 obras como hoja de ruta para robustecer la red y habilitar la transición.

No obstante sí cree necesario un “combo” tecnológico para flexibilidad y confiabilidad: renovables (solar y eólica), compensadores síncronos y baterías. “Es un combo absolutamente ganador y que va a estar sí o sí presente en el sistema eléctrico colombiano”, afirmó.

Por último, la señal regulatoria y de planeación para almacenamiento es otra prioridad: la UPME ya identificó obras en el centro y suroccidente, y avanzó en un análisis de impacto normativo para hibridación renovables+baterías, cuyo diseño de incentivos (puntos de conexión, subastas o cargos) será determinante para la bancabilidad.

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Proponen extender por 20 años la estabilidad fiscal para energías renovables en Argentina

La ley de fomento a las energías renovables de Argentina está llegando a su fecha límite. Este año vence la estabilidad tributaria que protege al sector que permitió que las energías limpias cubrieran el 16,5% de la matriz eléctrica en 2024.

Es por ello que desde el ámbito legislativo apuntan a prorrogar el régimen por dos décadas más para sostener el crecimiento renovable y evitar futuros impuestos al sol o al viento por parte de distintas autoridades. 

“Trabajamos con cámaras, gobernadores y con el gobierno nacional en una iniciativa para renovar ese blindaje fiscal, y que haya 20 años más de estabilidad tributaria, pensando también que ya no hacen falta metas para el desarrollo porque ya se logró, pero sí reglas del juego claras”, indicó Martín Maquieyra, diputado nacional por La Pampa y vicepresidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados. 

“El sector no pide otros beneficios o metas más ambiciosas, solo que no se impongan más impuestos que los actuales”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica..

No obstante, algunos beneficios contemplados no llegaron a utilizarse plenamente y, por ende, el vencimiento de la normativa dejaría al sector expuesto, lo que representaría un retroceso que atente contra el potencial ERNC a nivel nacional, y con el riesgo de que cualquier jurisdicción imponga tributos adicionales.

En paralelo, el legislador subrayó que la demanda futura de energías renovables está respaldada por sectores como la minería y los hidrocarburos, que ya desarrollan proyectos con fuentes limpias, por lo que continuar con la normativa vigente resultaría un paso en la transición energética local. 

Proceso legislativo y contexto político-electoral

La propuesta legislativa consiste en un proyecto de ley de cuatro o cinco artículos, enfocado exclusivamente en la prórroga de la estabilidad tributaria. Según el diputado, “parecería un proceso simple, pero el año de elecciones legislativas (se celebrarán el domingo 26 de octubre) puede dificultar el consenso necesario”. 

El plan contempla varias alternativas: presentar el proyecto ahora, esperar a después de las elecciones para avanzar en un clima más propicio o impulsarlo tras un recambio legislativo que dé mayor respaldo al oficialismo.

Durante el verano no se puede perder tiempo, porque apenas caigan los beneficios, habrá riesgo de que se impongan impuestos”, enfatizó Maquieyra

Es decir que si bien las cámaras del sector renovable y varios gobernadores respaldan la continuidad del régimen, la ventana de oportunidad legislativa será estrecha en un año donde las tensiones políticas podrían postergar la discusión.

Con el reloj legislativo corriendo y metas aún por alcanzar, la prórroga de la Ley N° 27.191 se presenta como una pieza clave para garantizar que la Argentina no pierda el impulso que la llevó a estar cerca del 20% de cobertura renovable. El desafío es lograr que la política electoral no frene un consenso que el sector considera urgente.

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En Colombia financiar un parque solar puede costar el doble en intereses que en Alemania

En Colombia, levantar capital para un parque solar no solo implica encontrar inversores, sino asumir un costo financiero que duplica al de mercados consolidados como el alemán. Con un WACC que supera el 15%, el peso del riesgo país representa una carga significativa que encarece la energía antes de que se genere un solo kilovatio.

La consecuencia: proyectos menos competitivos, inversionistas más cautelosos y un desarrollo renovable que avanza a contracorriente frente a países con condiciones macroeconómicas más estables.

Jorge Sierra Almanza, Gerente de Operaciones de Enersinc, advierte que en proyectos fotovoltaicos y eólicos, el capital puede representar entre el 60% y el 70% del costo total. “En países como Colombia, Ghana o Argentina, donde el WACC (costo promedio ponderado del capital) está por encima del 15%, gran parte del LCOE se destina a pagar intereses y retornos a los inversionistas”, explica, citando datos del último informe de IRENA.

En mercados con menor riesgo crediticio —como Dinamarca o Alemania— el impacto financiero no supera el 30%. Esa diferencia hace que la energía generada localmente sea menos competitiva y limita el desarrollo de proyectos frente a países más estables.

El alto WACC no es un problema solo para los desarrolladores: se traslada al Costo Nivelado de Energía (LCOE) y, en última instancia, al precio que pagan hogares y empresas.

Según Sierra, los precios promedio para proyectos solares a gran escala en Colombia se ubican entre 250 y 330 COP/kWh, mientras que en generación distribuida —menos escalable— superan los 350 COP/kWh.

Para revertir la situación, el especialista plantea una estrategia múltiple: garantías soberanas, seguros de riesgo cambiario, mayor participación de la banca multilateral y, sobre todo, “garantizar estabilidad jurídica y coherencia regulatoria” para mejorar el apetito inversor.

Colombia cuenta con 1.411 proyectos solares registrados con solicitud de conexión, que suman 74.599 MW, según datos de la UPME a julio de 2025. Sin embargo, muchos han quedado frenados o han cambiado de dueño por costos y riesgos no previstos.

Oportunidades y señales positivas

No todo es negativo: la caída global de hasta el 70% en el precio de equipamiento solar —incluyendo módulos e inversores— ayuda a amortiguar el sobrecosto financiero. Además, el país sigue siendo atractivo para actores con experiencia local, contratos sólidos y beneficios tributarios, capaces de obtener retornos por encima del 15%.

Para Sierra, este es un momento estratégico: “Los países con alta penetración solar ya no ofrecen los mismos retornos. Es la oportunidad de atraer inversiones hacia mercados como el nuestro, pero necesitamos resolver el sobrecosto financiero para que eso ocurra”.

En este escenario, también cobra relevancia la implementación de un nuevo mercado intradiario.

La propuesta del DETOR, aún en borrador, permitiría redespachar generación y corregir desvíos de forma diaria, reduciendo penalizaciones y bajando el riesgo operativo para las plantas renovables.

A diferencia del mercado spot, esta primera fase sería un mecanismo de ajuste diario gestionado por el operador del sistema, y podría estar vigente este mismo año si existe voluntad política.

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¿Cuáles fueron las conclusiones del VII Fórum Nacional de Energía?

Este miércoles se llevó a cabo el VII Fórum Nacional de Energía organizado por LIDE Argentina, bajo el título “Agenda Energética Argentina… lo urgente y lo importante”, en el Alvear Icon Hotel. El encuentro convocó a líderes empresariales, autoridades nacionales y referentes técnicos para analizar los desafíos estructurales del sistema energético y definir estrategias hacia un modelo competitivo, sostenible y soberano.

El presidente de LIDE Argentina, Rodolfo de Felipe, destacó el rol estratégico del sector: “La Argentina tiene muchos impulsores de su desarrollo, pero hay cuatro turbinas en especial que serán capaces de motorizar un gran salto de progreso para el país: el agro, la minería, la economía del conocimiento y la energía. Esta última está llamada a generar una importante cantidad de divisas en los próximos años. Para que eso ocurra, necesitamos una agenda previsible, que priorice lo importante por sobre lo urgente. Energía sustentable, competitiva y soberana.”

Agenda

El primer panel del día reunió a los presidentes de las cámaras del sector: Gabriel Baldassarre (AGEERA), Pablo Tarca (ATEERA), Fernando Pini (ADEERA) y Eduardo Beloqui (AGUEERA), quienes expusieron los principales desafíos del sistema eléctrico nacional. Coincidieron en que la falta de eficiencia, los precios desalineados y las barreras a la inversión requieren una reforma estructural urgente.

Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, presentó los avances en reactores nucleares pequeños. Destacó su potencial para diversificar la matriz energética con soluciones seguras y escalables.

En un panel técnico, Daniel Ridelener (TGN), Oscar Sardi (TGS), Gustavo Chaab (VMOS), Pablo Tarca (TRANSENER) y Eduardo Carranza (Terminal Puerto Rosales) analizaron las restricciones actuales en ductos y electroductos, junto con los proyectos clave para destrabar el crecimiento.

Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, compartió un caso de éxito en energías renovables. Expuso cómo la empresa transforma su operación a través de inversiones con foco en sostenibilidad y descarbonización.

Adolfo Storni (CAPEX), Gabriela Aguilar (Excelerate Energy), Javier Rielo (TotalEnergies Cono Sur) ofrecieron su visión sobre el presente y futuro del sector. El panel fue moderado por Nicolás Gadano.

El cierre de la actividad estuvo a cargo de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti. La funcionaria hizo un análisis del sector energético y dijo que es importante «crear un ámbito confiable y que los privados lo vean perdurable para fomentar la inversión». «Hay que fijar prioridades y entender dónde estamos parados y hacia dónde queremos ir como gobierno”, señaló, ante más de 150 empresarios y analistas del sector.

Martín Genesio, presidente de LIDE Energía y CEO de AES Argentina, expresó su visión con una mirada de largo plazo: “Si bien las urgencias y lo urgente siguen y seguirán copando parte de la agenda, en LIDE Energía volvimos a enfocarnos en lo verdaderamente importante para el sector: que Argentina, con el desarrollo de su potencial, cumpla un rol clave en la transición energética. Consolidar ese camino debe ser la agenda a desarrollar”.

Premio LIDE Energía 2025

Como cada año en la jornada se reconoció a líderes y organizaciones que impulsan el desarrollo energético del país:

Premio LIDE Energía Categoría Articulación Institucional: Cámara Eólica Argentina – Ing. Martín Brandi

Premio LIDE Energía Categoría Innovación Energética: Comisión Nacional de Energía Atómica – Ing. Germán Guido Lavalle

Premio LIDE Energía Categoría Liderazgo Femenino: Lic. Gabriela Aguilar Premio LIDE Energía Categoría Trayectoria Energética: Ing. Daniel Ridelener.

, Redaccion EconoJournal

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Actualidad: Terra Ignis recibirá asesoramiento técnico de TotalEnergies para la explotación de hidrocarburos

Catherine Remy, directora General de Total Austral y el presidente de Terra Ignis S.A. Maximiliano D´Alessio, rubricaron un convenio de colaboración que contempla asesoramiento técnico para una mejor explotación de los recursos hidrocarburíferos de Tierra del Fuego. Catherine Remy, directora General de Total Austral y el presidente de Terra Ignis S.A. Maximiliano D´Alessio, rubricaron un convenio de colaboración que contempla asesoramiento técnico para una mejor explotación de los recursos hidrocarburíferos de Tierra del Fuego. El convenio contempla el aporte de profesionales de Total Austral que brindarán asistencia en temas de ingeniería en las intervenciones de pozo y en geología para […]

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Empresas: YPF inaugura un nuevo RTIC en Neuquén para operación, mantenimiento y logística de Vaca Muerta

El nuevo centro de seguimiento en tiempo real complementará el que ya funciona en Buenos Aires, dedicado a la perforación y completación de pozos, lo que permitió mejoras de eficiencia y productividad. La petrolera nacional YPF inaugurará en días un nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC), en esta oportunidad en la provincia de Neuquén, para monitorear, coordinar y mejorar las eficiencias de todas las operaciones de producción, mantenimiento, servicio de pozo y logística de la compañía en Vaca Muerta, según anunció el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. El nuevo RTIC viene a complementar el primero de los centros […]

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Inversiones: Siete megaproyectos ya se sumaron al RIGI: quiénes son y cuánto invierten

Ya hay siete proyectos aprobados bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones. Energía, minería y acero concentran el 100% de las apuestas. RIGI: un año después El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones ya aprobó 7 proyectos por más de US$ 13.000 millones, con otros seis en análisis. Panorama general: Desde su lanzamiento en octubre 2024, el RIGI recibió 14 propuestas. Ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios a iniciativas de más de US$ 200 millones, con un marco estable por 30 años. El Gobierno lo impulsa para atraer dólares y dinamizar energía, minería y agroindustria. Última aprobación: parque […]

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Inversiones: Barrick pidió un RIGI por US$ 400 millones: quiere ampliar la mina de oro Veladero

La minera canadiense, que está asociada a una firma china y planea extender operaciones en la mayor mina de oro del país.Exportaría US$ 3.800 millones adicionales por año. La multinacional canadiense Barrick Mining, ex Barrick Gold, presentó ante el Gobierno su pedido para entrar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), de forma de blindar un desembolso de 400 millones de dólares para la ampliación de la mina de oro y plata Veladero, en San Juan. Veladero, el principal complejo exportador de oro de la Argentina, proyecta ampliar su capacidad de producción en 1,6 millones de onzas equivalentes […]

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Eventos: De la mano de YPF, el GNL de Vaca Muerta se mete en la agenda global de Gastech 2025

El CEO de YPF Horacio Marín, será uno de los disertantes en Gastech, el evento más importante a nivel mundial sobre gas y GNL. Es en Italia, el mes que viene. El gas natural licuado (GNL) de Argentina, con su epicentro en Vaca Muerta, ha captado la atención de los principales mercados energéticos del mundo. En un hito sin precedentes, YPF se prepara para tener una presencia destacada en Gastech 2025, el evento más importante a nivel global en la industria del gas y el GNL. Por primera vez en la historia del evento, un presidente de YPF se presentará […]

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Mineria: Barrick y Shandong Gold presentaron un RIGI por u$s400 millones para ampliar la mina de oro Veladero

Según indicó la compañía, la inversión proyectada busca aumentar la capacidad de producción de la mina, que estiman generará exportaciones por u$s3.800 millones y u$s200 millones en regalías para San Juan. Barrick Mining presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) por u$s400 millones para ampliar sus operaciones en la mina de oro Veladero de la provincia de San Juan. Según indicaron fuentes de la compañía, la inversión proyectada entre 2025 y 2028 busca aumentar la capacidad de producción de la mina, que estiman generará exportaciones adicionales por aproximadamente u$s3.800 millones para el país, […]

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