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Marín adelantó que buscará un socio en el negocio agroindustrial para venderle el 50% de YPF Agro

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anticipó este miércoles que la compañía de mayoría accionaria estatal buscará sumar un socio del negocio agroindustrial para venderle el 50% de YPF Agro, una de las unidades de negocios de la empresa. Para eso, espera que en la próxima reunión de directorio de YPF se apruebe la creación de YPF Agro SA como subsidiaria de la compañía para luego cederle la mitad del paquete accionario a un actor del negocio agropecuario que pueda aportar valor en el management de esa nueva compañía.

Así lo presentó al participar en la charla sobre los desafíos para complementar la energía y la agroindustria en el marco de la 137 Exposición Rural que se realiza en la ciudad de Buenos Aires.

YPF Agro es hoy una unidad de negocios creada en 2001 como una distribuidora de combustible para el campo bajo la denominación YPF Directo, y recién en 2019 fue relanzada como YPF Agro, dedicada a brindar soluciones integrales para el sector agropecuario lo que la posiciona como una de las empresas de insumos más grande de la Argentina.

Su oferta al sector abarca desde la etapa previa a la siembra hasta la post-cosecha. Como tal ofrece al campo combustibles y lubricantes, nutrición y protección para cultivos, semillas, bolsas para silos e implementó la modalidad de canje de granos, lo que genera una demanda logística y de comercialización extra al negocio.

Marín explicó que espera la aprobación del directorio de YPF para crear la nueva sociedad y a partir de ahí “salir en una licitación privada para que alguien del agro maneje la compañía, y no el management de YPF. La idea es hacer una empresa mixta, dejamos la marca y alguien más para que ellos la operen y así nosotros poder dedicarnos a lo que sabemos que es el negocio petrolero”.

No habrá más canje por granos

“Únicamente le pueden comprar el gasoil a YPF, y nos pagan, porque no quiero que me paguen más con chupetines del agro, ni con soja porque «no tengo ni idea cómo venderlo y siempre pierdo plata», en referencia a la conocida operatoria de la compañía de aceptar como parte de soja el producto del campo que luego revendía al mercado.

Entonces precisó: «Como no quiero saber eso se lo doy a alguien que sí entiende del negocio y como va a ser mucho más eficiente nos merecemos ganar plata luego de hacer todo el trabajo comercial por mas de 20 años”, explicó el directivo ante el auditorio del sector agroindustrial.

De acuerdo a esta ídea de la cual se conocen los primeros lineamientos, YPF cederá el management con la participación del 50% de la nueva sociedad a crearse pero se reservará el cargo de CFO, para monitorear el estado financiero de la misma, algo que aseguró va a despertar mucho interés en empresas del sector para participar.

“Queremos dedicarnos a lo que sabemos que es producir, hacer pozos, producir petróleo, refinar petróleo y vender combustible y unirnos con los demás que sí saben de otros negocios porque somos una marca muy fuerte, que tenemos muchos negocios”, afirmó Marin.

En esa línea dijo que prevé una YPF sólida en el no convencional “con empresas satélites mixtas donde tenga participación y cada una de esas sea manejada con el mismo conocimiento técnico que tenemos nosotros en hacer pozos y tener ganancias mayores”.

La posibilidad de transformar a YPF Agro en una empresa ya había sido analizada en 2020 pero en un contexto de negocio y político totalmente diferente. Por entonces, el gobierno del ex presidente Alberto Fernández planteó la posibilidad de que la nueva compañía a crearse absorbiera a Vicentin, previa expropiación, como una salida al proceso de quiebra en que se encontraba la empresa dedicada a la producción y comercialización de granos, aceites y subproductos.

, Ignacio Ortiz

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Economía: Caputo proyecta un superávit energético y minero de US$54.000 millones para 2033

El ministro de Economía compartió estimaciones que anticipan un salto exportador de ambos sector; dijo que el gobierno de Javier Milei va a quitar las retenciones al campo. El ministro de Economía, Luis Caputo, compartió un gráfico con proyecciones acerca de la balanza comercial energética y minera, donde estima que, para 2033, la Argentina va a tener un superávit en ambos sectores por un total de US$54.000 millones. En su cuenta de X (antes Twitter), el ministro dijo que “en seis años entre Energía y Minería vamos a tener un saldo exportador equivalente a dos veces el agro”, haciendo referencia […]

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Empresas: Se concretó el traspaso de las áreas de YPF a Fomicruz

El gobernador Claudio Vidal brindó detalles del acuerdo alcanzado con la petrolera nacional por la cesión de áreas maduras en la zona norte. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó este viernes una reunión de trabajo con autoridades de YPF, en la que se confirmó la reactivación de los primeros equipos de abandono de pozo en yacimientos de la zona norte de la provincia, a partir del 1º de agosto. La medida se enmarca en el acuerdo firmado entre YPF y FOMICRUZ, y constituye un paso concreto para incrementar la actividad y garantizar el cumplimiento de los compromisos ambientales […]

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Petróleo: El 1º de agosto comienza la reactivación de pozos petroleros

Los confirmó el secretario general del Sindicato Petrolero, Gas y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER), Rafael Güenchenén. El anuncio lo hizo al finalizar la reunión que mantuvo el fin de semana en Buenos Aires con autoridades de YPF y de la cual también tomó parte el gobernador Claudio Vidal; el ministro de Energía de la provincia, Jaime Álvarez y el referente del sindicato de los petroleros jerárquicos, José Llugdar. De manera puntual Güenchenén precisó que el 1º de agosto comenzaran a funcionar los primeros equipos de workover destinados reactivar pozos abandonados en yacimientos de la zona norte santacruceña. Todo […]

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Vaca Muerta: Puerto Rosales recibió su primer buque Suezmax que llevará 700.000 barriles

La terminal Otamérica en Puerto Rosales inaugura una nueva era logística con el primer superpetrolero Suezmax, clave para la competitividad de Vaca Muerta. La terminal de OTAMERICA en Puerto Rosales concretó un nuevo hito en la logística energética nacional: recibió al Seaways Pecos, el primer buque tipo Suezmax que opera en el nuevo muelle inaugurado por la compañía. Con 274 metros de eslora, 48 metros de manga y bandera de las Islas Marshall, el Seaways Pecos es operado por la naviera estadounidense International Seaways y cargará 114.000 metros cúbicos de petróleo crudo proveniente de Vaca Muerta con destino a los […]

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Actualidad: Cómo se utilizan los rayos cósmicos para producir más petróleo en Vaca Muerta

Una empresa usa rayos cósmicos para tomografías del subsuelo, optimizando eficiencia y costos en el pozo. Tambien en plantas nucleares e industrias. La convergencia entre tecnología y la industria energética está redefiniendo los límites de la eficiencia. En el corazón de esta transformación las operadoras petroleras están llevando las fronteras de la innovación en Vaca Muerta a escenarios que sorprenden. La startup AB Astra, liderada por su CEO y fundador Germán Serrano, está implementando una innovación que parece sacada de la ciencia ficción: la tomografía del subsuelo a través de rayos cósmicos. Esta tecnología no solo busca optimizar las operaciones, […]

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Empresas: Centrada en Vaca Muerta pasó a ser la segunda productora de petróleo del país

En mayo, según un informe basado en datos de la Secretaría de Energía, Vista Oil, fundada hace 8 años por Miguel Galuccio, expresidente de YPF, secundó a la petrolera de mayoría estatal en el ranking de producción de crudo. Vaca Muerta, la formación geológica de petróleo y gas no convencional con epicentro en Neuquén, se afianza mes a mes como el principal activo hidrocarburífero de la Argentina. En mayo, la producción “no convencional” de la Cuenca Neuquina (esto es, Vaca Muerta) explicó por sí sola el 58,8% de la producción de petróleo de la Argentina. Y cuando se suma la […]

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Petróleo: Invertirán US$380 millones para construir un nuevo oleoducto en Vaca Muerta

Oldelval y cuatro compañías financiarán la construcción del proyecto Duplicar Norte, que conectará el norte de la cuenca neuquina con la estación de bombeo en Allen; tendrá 207 kilómetros. El sistema de evacuación de petróleo continúa expandiéndose en Vaca Muerta, impulsado por el crecimiento de la producción no convencional. En ese contexto, la empresa Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció una inversión de US$380 millones para la construcción de un nuevo ducto de 207 kilómetros, que conectará el norte de la cuenca neuquina, donde operan Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (la compañía provincial). Estas cuatro productoras financiarán […]

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Gas: Por un corte de gas, HIDENESA expuso la falta de inversiones de YPF y Bentia Energy

La empresa Hidrocarburos del Neuquén SA emitió un duro comunicado para explicar las razones del corte parcial del suministro en Rincón de los Sauces. “La real causa de la caída del aporte de gas natural la falta de realización de las inversiones necesarias”, expresaron. Un corte parcial en el suministro de gas natural en la localidad neuquina de Rincón de los Sauces dejó a la luz las tensiones entre la empresa Hidrocarburos del Neuquén SA (HIDENESA), subdistribuidora de gas, YPF SA y su operador, la empresa BENTIA ENERGY. Desde HIDENESA, aclararon que “la real causa de la caída del aporte […]

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Capacitación: Capital humano para una minería con futuro; UNCuyo lanza nueva tecnicatura en San Rafael

Formación de calidad, prácticas articuladas con el sector de la minería y enfoque territorial para aportar profesionales preparados a los desafíos actuales de la industria extractiva. El Consejo Superior de la Universidad Nacional de Cuyo aprobó una nueva carrera de pregrado orientada a la formación de profesionales para la actividad minera. La tecnicatura se dictará en la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria, ubicada en San Rafael, y el dictado comenzará en 2026. La Tecnicatura Universitaria en Operaciones Mineras tendrá una duración de tres años y su diseño curricular combina una sólida formación técnica con herramientas científicas, sociales y […]

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Actualidad: El 12 de septiembre inauguran la segunda nave del Polo Tecnológico que albergará al Instituto Vaca Muerta

El intendente Mariano Gaido y el gobernador Rolando Figueroa anunciaron que el próximo 12 de septiembre, en el aniversario de la ciudad de Neuquén, se inaugurará la segunda nave del Polo Científico Tecnológico. En ese espacio funcionará el Instituto Vaca Muerta (IVM), una propuesta educativa nacida de un acuerdo con la empresa YPF, que tendrá como objetivo la formación de profesionales especializados en servicios operativos para Vaca Muerta. El anuncio fue realizado durante una recorrida por las instalaciones, que ya se encuentran en la etapa final de construcción. El nuevo edificio tendrá una superficie de 3.000 m2 y demandó una […]

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Panamá lanza su primera licitación del cronograma: contratos a 20 años para nuevas hidroeléctricas y eólicas

Panamá da el primer paso concreto en su estrategia de transición energética con la apertura de la licitación LPI ETESA 01-25, convocatoria destinada a 135 MWEq de volumen de energía y 35 MW de potencia.

Este proceso busca contratar suministro de energía y potencia firme, exclusivamente proveniente de nuevas instalaciones eólicas e hidroeléctricas, con entrada en operación a partir del 1 de enero de 2029 y contratos PPA con una vigencia de hasta 20 años.

La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), responsable de gestionar la convocatoria, invita a empresas locales e internacionales a presentar sus propuestas en esta competencia, que representa la primera etapa operativa del cronograma plurianual de subastas eléctricas anunciado por el gobierno panameño.

«La publicación de este cronograma marca un punto de inflexión en la forma en que Panamá planifica el crecimiento de su parque generador», enfatiza Juan Manuel Urriola, Secretario Nacional de Energía de Panamá, en diálogo con Energía Estratégica.

La licitación pública para hidroeléctricas y eólicas estará abierta hasta el 30 de octubre (fecha en que se hará la apertura de sobres) y el 12 de noviembre se revelarán los resultados preliminares, aunque las ofertas estarán en evaluación hasta el 20/11.

Mientras que la resolución de adjudicación se publicará el 22 de diciembre y, de no haber objeciones o comentarios que retrasen el sector, la adjudicación firme será el 5 de enero de 2026 y la firma de contratos se llevará a cabo hasta el 24 de febrero de dicho año.

Contratos a largo plazo y exigencias técnicas claras

Un aspecto destacado del pliego LPI ETESA 01-25 es la extensión de los acuerdos hasta 2048, lo que otorga previsibilidad tanto al sistema eléctrico como a los desarrolladores. La convocatoria se divide en dos categorías:

  • Renglón 1: Energía proveniente de nuevas plantas eólicas e hidroeléctricas con regulación menor a 90 días.

  • Renglón 2: Potencia firme, exclusivamente para nuevas centrales hidroeléctricas bajo los mismos parámetros.

«Los contratos a corto plazo no permiten recuperar adecuadamente la inversión en nuevos proyectos, y eso termina reflejándose en precios más altos para el consumidor», advierte Urriola.

Según explica, al ampliar el horizonte contractual a dos décadas, se logra diluir el costo inicial de los proyectos, lo que genera tarifas más competitivas y predecibles. Este enfoque no solo facilita la planificación financiera, sino que también reduce el riesgo asociado al desarrollo de infraestructura renovable, estimulando la llegada de capital internacional.

Por otro lado, la licitación impone requisitos técnicos estrictos para asegurar la confiabilidad del sistema. Solo podrán participar proyectos que cuenten con licencia definitiva o contrato de concesión otorgado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

«La primera licitación se enfoca en nuevas centrales eólicas e hidroeléctricas con entrada en operación en 2029«, aclara el funcionario.

Además, se exige que los aerogeneradores cuenten con certificación internacional tipo IEC 61400-1 y que las turbinas eólicas correspondan a tecnologías tipo 3 o 4, con capacidad de control de voltaje y regulación de potencia real y reactiva, conforme al Código de Redes Eólico de Panamá.

El proceso también considera la sincronización con la expansión de la red de transmisión, a cargo de ETESA, garantizando así una integración ordenada de los nuevos proyectos.

Seguridad energética y participación internacional

Una de las decisiones más relevantes del diseño de esta licitación es la exclusión, en esta etapa, de la tecnología solar fotovoltaica. Aunque se reconoce su creciente competitividad en precios, el gobierno prioriza por ahora las fuentes capaces de brindar cobertura durante las 24 horas del día.

«En esquemas abiertos, la alta competitividad del solar fotovoltaico puede llevar a que toda la adjudicación se concentre en esta tecnología, lo que dejaría sin cobertura los periodos en los que no hay generación solar, como las noches», explica Urriola.

No obstante, el cronograma nacional ya prevé una convocatoria exclusiva para energía solar en 2026. De esta forma, se garantiza su incorporación progresiva sin comprometer la estabilidad del sistema.

El proceso LPI ETESA 01-25 abre una oportunidad tanto para compañías panameñas como para actores internacionales interesados en el mercado eléctrico del país.

«Esperamos una participación dinámica de empresas locales con experiencia en proyectos renovables, así como el ingreso de nuevos inversionistas regionales y globales interesados en el mercado panameño», afirma.

La posibilidad de presentar ofertas a través de consorcios o asociaciones accidentales fomenta la cooperación entre empresas, facilita la transferencia tecnológica y contribuye a la creación de empleo. Los participantes deberán presentar una fianza de 25.000 dólares por cada MW ofertado, además de acreditar su capacidad técnica y financiera, incluyendo experiencia en operación y mantenimiento de parques eólicos o centrales hidroeléctricas.

Esta primera licitación se inscribe en el Cronograma Anual de Licitaciones Eléctricas, un instrumento que dota al mercado panameño de previsibilidad y orden en la expansión de su matriz energética. Entre 2025 y 2028, se prevé realizar al menos cinco procesos competitivos que permitirán incorporar más de 2.700 MW de capacidad nueva, de acuerdo con cifras oficiales.

«Desde el punto de vista energético, el cronograma establece un camino claro para la incorporación de nuevas capacidades renovables —eólica, hidroeléctrica, solar y respaldo— de manera ordenada, técnica y complementaria», concluye Urriola.

Con esta licitación, Panamá inicia una etapa clave para acelerar la descarbonización de su matriz y consolidar un sistema eléctrico más resiliente, competitivo y sostenible.

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Schletter pone el foco en Iberia y Latinoamérica con estructuras solares orientadas a maximizar la rentabilidad

En una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, Alejandro Ramos, Sales Director Spain & Latam de Schletter, detalló la estrategia global y regional de la empresa. El proveedor internacional de estructuras metálicas para energía solar busca reforzar su presencia en Europa, especialmente en la península ibérica, y expandirse con fuerza en América Latina.

“Nuestro objetivo principal es consolidarnos en Reino Unido, Francia, Holanda y Alemania, donde ya tenemos una posición sólida, pero también queremos extrapolar ese modelo al mercado de Iberia”, manifestó Ramos.

En cuanto al mercado ibérico, el ejecutivo reconoció que los desafíos regulatorios y la madurez del sector hacen que el avance sea más pausado en comparación con otros países europeos. “Todos sabemos lo que sucede en Iberia, que es un poco más complicado. Quizás al ser un mercado más experto, las cosas van un poco más lentas”, comentó.

Sin embargo, Schletter ha identificado un nicho estratégico en inversores y desarrolladores provenientes de Holanda y Alemania interesados en desplegar proyectos solares en España. “Hemos encontrado una muy buena sinergia con ellos y queremos desarrollar ese potencial”, agregó el directivo.

En Latinoamérica, la compañía sigue avanzando en su estrategia de expansión con el mismo modelo de soluciones llave en mano, apostando por la personalización y la rapidez de instalación. La empresa está atenta a las tendencias en sistemas de seguimiento solar y la adaptación de estructuras a las particularidades geográficas de la región.

Schletter no solo ofrece el suministro de soluciones avanzadas para proyectos fotovoltaicos en suelo, sino también un servicio integral de ingeniería, que incluye el diseño y la implementación de estructuras adaptadas a cada proyecto. “Contamos con una ingeniería de desarrollo que se encarga de la especialización de cómo implementar esas estructuras metálicas en el suelo”, explicó el ejecutivo, quien remarca que el foco está en facilitar al cliente una solución completa.

En ese sentido, Schletter ha comenzado a ofrecer también la instalación directa de sus estructuras, una estrategia que busca “facilitar la vida de nuestros clientes desarrolladores”, apuntó el directivo. Esto representa un movimiento estratégico clave para diferenciarse en un mercado altamente competitivo.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Alejandro Ramos de Schletter

👉 Ver en YouTube: https://youtu.be/2KpszSus5GA

Uno de los aspectos destacados por la compañía es la capacidad de sus sistemas para mejorar la bancabilidad de los proyectos solares. “El retorno de la inversión de nuestra estructura es uno de los mayores del mercado”, sostuvo Ramos, haciendo hincapié en los bajos costes de contingencia y en un mantenimiento prácticamente nulo.

Además, Schletter ha ampliado sus garantías estructurales y anticorrosión sin que eso afecte al coste inicial del proyecto, un elemento crucial para los desarrolladores e inversores, según apuntó el representante de la compañía.

Actualmente, la empresa desarrolla sistemas de inclinación fija, diseñados para facilitar la instalación rápida en todo tipo de terreno, con cargas elevadas, durabilidad garantizada por acero pre-galvanizado y revestimientos adaptados a cada entorno. Estos sistemas se fabrican optimizados para lotear el transporte y reducir el coste nivelado de electricidad (LCOE), además de requerir un mantenimiento mínimo.

Asimismo, la compañía apuesta por el desarrollo de tecnologías específicas para agri‑PV, un segmento en crecimiento que combina producción agrícola con generación fotovoltaica. Los sistemas están diseñados para minimizar el impacto en el suelo, permitiendo la coexistencia de cultivos y paneles.

Finalmente, Ramos subrayó que la clave de la estrategia de Schletter es ofrecer un producto robusto, fiable y rentable a largo plazo. “Al ver que nuestras contingencias son básicamente nulas, hemos podido tomar más riesgos y reducir el coste inicial de nuestra estructura. Así ayudamos al cliente a tomar la decisión correcta y trabajar con nosotros”, concluyó.

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Redinter destaca la nueva normativa que reducirá entre 30% y 70% los tiempos de permisos para proyectos en Chile

La Ley Marco de Permisos Sectoriales de Chile está lista para su promulgación tras ser aprobada por la Sala de la Cámara de Diputadas y Diputados. La normativa permitirá disminuir considerablemente los plazos de permisos sectoriales, simplificando y modernizando los procesos administrativos, sin flexibilizar los estándares regulatorios vigentes.

“La reducción de los tiempos de tramitación de permisos será del 30% a 70%, siendo el 30% en aquellos proyectos más complejos y hasta 70% para las obras más simples”, resaltó Felipe Andrade, sugerente de Regulación, Legal y Gestión Socioambiental de Redinter en Chile, empresa que gestiona en total más de 7.600 kilómetros de líneas de transmisión en Chile, Perú y Brasil.

“Por lo tanto, la nueva normativa impactará directamente en una tramitación más expedita, sin obstáculos, sin detenimientos adicionales, lo que significa incentivo a la inversión en Chile”, agregó en diálogo con Energía Estratégica

La ley contempla la creación de una ventanilla única digital para monitorear permisos y plazos máximos, junto a la implementación de comités regionales encargados de revisar procedimientos específicos, lo que permitirá destrabar proyectos que hoy están detenidos por cuellos de botella administrativos, como por ejemplo requisitos poco claros o discrecionales.

Desde Redinter subrayaron que la transmisión eléctrica es un eslabón crítico en este proceso, ya que habilita el transporte de la energía renovable desde las zonas de generación hacia los centros urbanos e industriales. 

“Nuestras instalaciones están emplazadas en regiones estratégicas para las renovables como Tarapacá, Arica y Parinacota, Tocopilla y Atacama. Por eso esta ley es fundamental para que podamos acompañar el desarrollo del sector”, destacó el subgerente.

El impacto económico de la nueva Ley Marco de Permisos Sectoriales también es significativo, ya que según los cálculos compartidos por la compañía, “podría generar un aumento de 2,4 puntos en el PIB de Chile en un período de 10 años”, gracias al destrabe de inversiones en infraestructura. 

“Esto incentiva directamente la inversión y el desarrollo, aportando crecimiento económico y empleo”, enfatizó Andrade, considerando que hasta ahora, los proyectos de transmisión eléctrica han enfrentado múltiples obstáculos regulatorios, incluyendo la falta de criterios uniformes y la duplicidad de procesos generan incertidumbre y retrasos injustificados.

Y uno de los puntos clave de la normativa es que no flexibiliza los controles ambientales ni los procesos de consulta a comunidades, por lo que los proyectos deberán cumplir con las mismas exigencias socio ambientales, pero sin enfrentarse a barreras burocráticas adicionales que no aportan valor al proceso.

“Es muy importante tener en cuenta que esta ley no descuida la administración ambiental ni las obligaciones con las comunidades. Los estándares se mantienen, pero se eliminan las trabas innecesarias”, aclaró el sugerente de Regulación, Legal y Gestión Socioambiental de Redinter en Chile.

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La UE impulsa alianza para financiar renovables en América Latina

Durante el panel de apertura “Oportunidades de Financiación para América Latina y el Caribe” de la VII Reunión Ministerial de Energía de la CELAC 2025, Félix Fernández-Shaw, explicó el interés de la Unión Europea en desarrollar las energías renovables en la región, destacando la necesidad de avanzar en integración eléctrica y transferencia tecnológica.

“La UE quiere aportar una asociación para la inversión, para la transición energética latinoamericana y del Caribe”, declaró el Director de la Dirección General de Asociaciones Internacionales (DG INTPA) de la Comisión Europea. 

Asimismo, detalló que esta estrategia contempla tanto financiación reembolsable como no reembolsable, además de asistencia técnica en regulación, integración y generación eléctrica.

La iniciativa incluirá también una propuesta de interconexiones que se presentará en la cumbre CELAC-UE en Santa Marta el 10 de noviembre, con apoyo de OLADE y el Gobierno colombiano.

Según el directivo, Colombia es un caso ejemplar en la región: “El 88% de la generación renovable conectada al sistema en este país está producida por empresas de la Unión Europea”.

Además, anticipó que tienen previsto invertir 20000 millones de dólares adicionales en renovables en el país. La apuesta contempla también la transferencia de experiencia en integración eléctrica y descarbonización. 

Desde la OLADE, el Secretario Ejecutivo Andrés Rebollo aportó cifras contundentes: En un escenario de carboneutralidad al 2050, América Latina y el Caribe requeriría un financiamiento en energía renovable de 400 mil millones de dólares. Pero si se suman transmisión, almacenamiento y seguridad del sistema, el monto asciende a 930 mil millones de dólares.

Sin embargo, la gerente del programa ESMAP, Gabriela Elizondo Azuela, alertó que América Latina enfrenta uno de los costos de capital más altos del mundo, con un estimado tres veces superior al de los países de la OCDE, como en el caso de México y Brasil.

“Es necesario estructurar plataformas de mejoramiento crediticio y de reducción de riesgos que atraigan capital privado para proyectos de infraestructura renovable”, sostuvo Elizondo.

Mientras que desde el Grupo Banco Mundial están trabajando en soluciones financieras combinadas, incluyendo la Agencia Multilateral de Garantías de Inversión, con experiencias ya en México, Brasil y el Caribe.

El BID, por su parte, hace lo propio en Colombia con el desarrollo de una plataforma país que articule distintas fuentes de financiamiento para energía y electromovilidad.

“Estamos financiando generación solar junto a la banca de desarrollo FDN y mecanismos como BID Clima que movilizan capital privado”, indicó Thomas Serebrisky, especialista en infraestructura del organismo, quien también subrayó que apoyan con préstamos de inversión para focalización de subsidios y la promoción de garantías contra riesgos regulatorios y tarifarios.

Desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), el director regional Ángel Eduardo Cárdenas enfatizó que la clave está en la preparación de proyectos renovables bancables. Incluso, CAF trabaja con empresas públicas y gobiernos subnacionales para estructurar iniciativas en energía y están promoviendo instrumentos financieros innovadores, como canjes de deuda por clima y préstamos con bonificaciones por cumplimiento de indicadores ASG. Además, se destacó la importancia del financiamiento de políticas públicas para acompañar los procesos de transición regulatoria necesarios para atraer inversión privada.

La interconexión Colombia-Panamá y otras iniciativas regionales fueron destacadas como claves para consolidar mercados renovables regionales. Sin embargo, los expertos coinciden en que se requiere voluntad política, convergencia regulatoria y coherencia entre países para concretarlas. 

Como conclusión general del panel, se destacó que América Latina y el Caribe enfrentan retos estructurales profundos para viabilizar inversiones en renovables, entre ellas la fragmentación normativa entre países, la falta de estabilidad regulatoria y la escasez de marcos legales robustos dificultan la movilización de capital privado.

A esto se suma la limitada capacidad de preparación de proyectos, especialmente a nivel subnacional, donde muchas iniciativas carecen de estudios técnicos, financieros y ambientales que las hagan bancables. Por lo que ell desafío no solo radica en el financiamiento disponible, sino en construir las condiciones para que este se traduzca en infraestructura concreta y sostenible. 

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Growatt alcanza el puesto Nº 1 como proveedor global de inversores fotovoltaicos residenciales en 2024

Growatt, un proveedor líder mundial de soluciones de energía solar distribuida y almacenamiento de energía (ESS), ha asegurado posiciones destacadas en el ranking global de inversores fotovoltaicos 2024, consolidando su liderazgo en el sector de la energía solar y demostrando su sólido desempeño en segmentos clave del mercado. Según el último informe, Growatt ocupa las posiciones:

  • N.º 1 global como proveedor de inversores fotovoltaicos residenciales
  • Top 3 global en inversores híbridos
  • Top 5 global en inversores fotovoltaicos comerciales

Estas clasificaciones se basan en el recién publicado 2024 PV Inverter Market Tracker de S&P Global Commodity Insights, una autoridad líder en inteligencia del mercado solar mundial. Los resultados marcan un avance respecto al desempeño de Growatt en 2023, cuando fue reconocido como el N.º 2 en inversores fotovoltaicos residenciales y Top 5 en el ranking global de inversores fotovoltaicos.

“Ser reconocidos por S&P Global como la principal marca de inversores solares en 2024 —especialmente como el proveedor N.º 1 de inversores fotovoltaicos residenciales a nivel global— es un verdadero honor”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Este logro es un testimonio de las sólidas alianzas, la confianza de los usuarios y la dedicación incansable de nuestro equipo global». 

Empoderando a millones con soluciones solares inteligentes y confiables

Como marca líder en inversores solares, Growatt ofrece un portafolio integral de soluciones de energía solar, incluyendo inversores híbridos, sistemas solares residenciales y comerciales, y soluciones inteligentes de almacenamiento de energía. Growatt suministra soluciones energéticas inteligentes a clientes en más de 180 países, brindando energía limpia a millones de hogares y negocios en todo el mundo, y ayudándoles a adoptar una energía independiente, sostenible y rentable.

  • En el segmento residencial, los inversores de Growatt son reconocidos por su fiabilidad, alta eficiencia y funciones avanzadas de monitoreo, convirtiéndose en la elección preferida de los propietarios.
  • Como uno de los principales proveedores de inversores híbridos, Growatt ofrece sistemas que integran perfectamente la generación solar con el almacenamiento de energía, brindando a los usuarios mayor control, capacidad de respaldo y resiliencia energética.
  • Para el mercado comercial e industrial (C&I), Growatt continúa expandiendo su alcance con soluciones de inversores solares confiables para empresas, ayudándolas a reducir costos energéticos y acelerar sus objetivos de neutralidad de carbono.
  • Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) de Growatt, diseñados tanto para uso residencial como comercial, se combinan perfectamente con los inversores solares para proporcionar independencia de la red y soluciones energéticas adaptables a cualquier escenario.

Gracias a nuestra comunidad global

Growatt expresa su más sincero agradecimiento a sus socios, distribuidores, empresas EPC, instaladores y usuarios globales, cuyo apoyo y confianza han hecho posibles estos logros. Desde los equipos técnicos en terreno hasta los socios regionales de ventas y servicio, este éxito pertenece a todos los que trabajan por expandir el acceso a la energía limpia.

“Este hito pertenece a nuestra red global. Juntos estamos dando forma a un futuro más sostenible y resiliente energéticamente», declaró David Ding, CEO de Growatt.

Compromiso con la innovación, el servicio y la sostenibilidad

Growatt sigue liderando el sector mediante una fuerte inversión en I+D, destinando el 4,5% de sus ingresos anuales a investigación y desarrollo. La empresa cuenta con cuatro importantes centros de I+D ubicados en Shenzhen, Huizhou, Xi’an y Alemania, y un equipo de más de 1.100 ingenieros especializados en tecnologías fotovoltaicas y de almacenamiento de energía. Esta sólida base mantiene a Growatt a la vanguardia, con una profunda experiencia en las tecnologías clave que impulsan la generación y el almacenamiento de energía solar.

La compañía también ha lanzado una amplia gama de herramientas impulsadas por IA, sistemas de almacenamiento de energía con inversores híbridos, asistentes inteligentes de energía y plataformas de monitoreo avanzado para optimizar el rendimiento de los sistemas y ofrecer una gestión energética fluida a los usuarios de todo el mundo.

Para brindar un mejor apoyo a sus socios globales, Growatt ha construido una extensa red de centros de capacitación, equipos de servicio posventa y centros técnicos, garantizando que los usuarios reciban asistencia rápida y profesional en cualquier región.

Como una empresa solar líder con presencia global, Growatt reafirma su compromiso de desarrollar soluciones adaptadas a los mercados emergentes y fortalecer su misión de ser la compañía de inversores solares más confiable en la transición hacia una energía limpia.

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Funcionarios de EE.UU. abordaron el impacto de las exportaciones de GNL en el precio doméstico del gas natural

Funcionarios del Departamento de Energía (DOE) y de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de los Estados Unidos expusieron sobre el marco regulatorio de la industria del gas natural en su país en un seminario realizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El impacto de las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en los precios domésticos del gas fue uno de los temas abordados durante las exposiciones. Las tarifas y el negocio del transporte de gas fue otro tema ampliamente debatido.

El seminario contó con la participación de Cyrus Kian, James Easton y Amy Sweeney, representantes de la Oficina de Energía Fósil y Manejo del Carbono del DOE; Dave Swearingen, representante de la Oficina de Proyectos Energéticos de la FERC; Eric Primosh, representante de la Oficina de Política Energética e Innovación de la FERC; Michael DeLiso, representante de la Oficina de Aplicación de la FERC; Andreas Thanos, representante del Departamento de Servicios Públicos de Massachusetts; y Chris Smith, representante de la Asociación Interestatal de Gas Natural de America (INGAA).

El marco regulatorio de la industria del gas natural en los EE.UU. genera particular interés debido al explosivo auge en las exportaciones de GNL que aconteció en poco más de una década. EE.UU. reafirmó en 2024 su liderazgo entre los países exportadores del fluido gracias a la producción de shale gas.

Actualmente EE.UU. cuenta con una capacidad de licuefacción de 15 mil millones de metros cúbicos (bcf) por día, que se elevarán a 30 mil bcf por día antes de 2030 debido a nuevos proyectos que recibieron permisos de exportación del DOE y que ya tienen contratos firmados. «Por supuesto, es posible que se inicien más proyectos a medida que se firmen nuevos contratos», puntualizó Sweeney.

Sin embargo, el crecimiento de las exportaciones fue generando en los últimos años distintas miradas en la política estadounidense sobre su eventual impacto alcista en los precios domésticos del gas natural. La administración del ex presidente Joe Biden decidió a principios de 2024 suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL, que son necesarios para exportar el gas a los países con los que EE.UU. no tiene firmados acuerdos de libre comercio. La suspensión fue anulada este año por la administración de Donald Trump.

«No vemos un gran impacto en los precios»

El levantamiento de la suspensión tuvo como principal fundamento un estudio publicado por el Departamento de Energía en diciembre del año pasado, que arrojó que para 2050 las exportaciones de GNL podrían aumentar los precios mayoristas internos del gas en más de un 30%. La administración Trump determinó que el impacto de aprobar nuevos permisos de exportación no sería significativo sobre los precios domésticos dada la evolución reciente. «No vemos un gran impacto en los precios, simplemente porque nuestra producción ha sido muy fuerte», dijo Sweeney.

«En nuestro último estudio, una de las conclusiones fue que, si consideramos la resolución del mercado y el aumento de las exportaciones según la demanda, incluso en el escenario más alto, no esperaríamos que los precios internos en EE. UU. aumentaran mucho. Esto se debe a que la producción ha tendido a crecer con las exportaciones. Por lo tanto, observamos que los precios podrían aumentar hasta un 30%. Como porcentaje parece mucho pero nuestros precios son bajos en comparación con la mayor parte del mundo», explicó la funcionaria del DOE.

«Cuando emitimos estas autorizaciones de exportación, son válidas hasta el año 2050. Es mucho tiempo, por eso realizamos estos estudios para determinar el impacto que podrían tener los precios en ese período. Es un análisis, una estimación aproximada. Pero hasta la fecha, incluso considerando las exportaciones hasta donde se han extendido, no hemos visto una presión alcista constante sobre los precios, al menos no hasta ahora», añadió.

Los permisos de exportación son fundamentales para los proyectos de GNL, dado que alrededor del 80% de las exportaciones estadounidenses del fluido van a países que no tienen firmados acuerdos de libre comercio con los EE.UU.

Formación de precios y tarifas de transporte

Las exposiciones también pusieron el foco en cómo se forman los precios del gas natural y las tarifas de transporte en el mercado estadounidense, cuya dimensión en términos de infraestructura incluye 483.000 kilómetros de gasoductos de transporte y una capacidad de almacenamiento de 122.000 millones de metros cúbicos. En términos comerciales, esta dimensión se ve expresada en 200 puntos o centros físicos de comercio de gas natural y en un mercado financiero con más de 50 centros de comercio. El punto físico de referencia nacional sigue siendo el Henry Hub.

Un dato fundamental del mercado físico de gas es la relevancia de los índices de precios por sobre los formadores de precios. Los agentes que realmente participan en el mercado ofertando y comprando gas apenas representan el 20% de las transacciones. «En esencia, los tomadores de precios, quienes utilizan índices, representan alrededor del 80% del mercado físico de gas natural. Esto se debe a que los participantes del mercado generalmente prefieren usar índices en lugar de participar activamente en la formación de precios», analizó Primosh, representante de la FERC.

Los índices de precios son publicados por agencias que reciben información de forma voluntaria de los agentes que participan en las transacciones. La FERC no regula a las agencias, aunque sí define estandares relacionados con la metodología de recolección de los datos, que deben cumplir para ser oficialmente reconocidas como desarrolladoras de índices de precios. «Para nosotros es fundamental que estos índices se construyan de forma fiable, líquida y robusta», añadió Primosh.

Por el lado de las tarifas de transporte, las empresas operadoras de los gasoductos diseñan las tarifas en base a lo que pueden cobrar por el costo del servicio. El costo del servicio comprende varios componentes operativos, incluyendo los gastos operativos, así como una tasa de retorno aprobada sobre el capital invertido en el gasoducto.

Los operadores de gasoductos deben informar sus tarifas a la FERC, describiendo los costos de transporte, almacenamiento y otros tipos de servicios. «La FERC desempeña un papel importante en garantizar tarifas justas y razonables», dijo Primosh.

Los drivers en el negocio de transporte

Además de la visión de los funcionarios, el seminario contó con el aporte del representante de INGAA, la asociación que engloba a las empresas dueñas y operadoras de gasoductos interestatales. Smith expuso cuáles son los drivers que conducen a la construcción de nuevos proyectos de gasoductos.

Las empresas asociadas a INGAA son reguladas por la FERC debido a que sus gasoductos cruzan por dos o más estados. Un aspecto fundamental de estas empresas es que su negocio es estrictamente de servicios de transporte y almacenamiento y esta escindido del comercio de gas natural. En cambio, las empresas que operan gasoducto intraestados sí pueden comercializar gas.

La FERC determina las tarifas máximas que las transportistas interestatales pueden cobrar. «Cuando entramos en la fase de desarrollo de proyectos, los precios del gas natural obviamente tienen un efecto, pero no es realmente lo que impulsa nuestro negocio. Lo que analizamos son las tarifas de transporte y algunos de los desafíos y oportunidades asociados con ellas«, explicó Smith.

Otro factor relevante para el avance de un proyecto a su fase comercial es que pueda demostrar a la FERC que tendrá un alto nivel de utilización durante plazos superiores a las dos décadas. Esto involucra tipicamente la realización de un open season, un foro público para que los clientes potencialmente interesados puedan ofertar por la capacidad del gasoducto.

Volviendo sobre los precios del gas, un driver indicativo de oportunidades de desarrollo de nuevos proyectos es el spread de precios entre los distintos hubs físicos. El representante de INGAA lo ejemplo con la diferencia de precios entre los hubs de Waha en Texas y Henry Hub en Luisiana. Waha se encuentra en Permian, la principal formación de shale oil de EE.UU.

La producción de gas asociado en Waha es muy elevada, por lo que existe un fuerte incentivo para transportar más gas cruzando Texas y hasta llegar al Henry Hub, para atender la creciente demanda de energía de datacentes e industrias manufactureras. «De modo que existe un fuerte incentivo financiero para intentar llevar ese gas de bajo costo desde Waha a Henry Hub», concluyó Smith.

, Nicolás Deza

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¿Cuáles son las tecnologías que propone ABB de cara a la transición energética?

La transición energética no es una tendencia: es una necesidad urgente y estratégica. Frente a los desafíos que plantea el cambio climático, la presión sobre los sistemas de producción y el crecimiento de las ciudades, la incorporación de tecnologías limpias se vuelve central para garantizar un desarrollo económico sostenible, competitivo e inclusivo. En base a este escenario, ABB -la empresa dedicada a las tecnologías de electrificación y automatización- decidió proponer soluciones articuladas en torno a tres frentes estratégicos: fuentes renovables, eficiencia energética y transporte eléctrico.

En el sector renovable, se trabaja junto a múltiples actores para integrar energía solar, eólica y almacenamiento inteligente. A nivel local, destaca la implementación de un sistema solar autónomo para riego en campos pampeanos sin acceso a red eléctrica convencional. Esta innovación mejora la productividad del agro, reduce emisiones y favorece la inclusión energética en zonas rurales.

A escala global, la automatización del parque solar Al Dhafra (Emiratos Árabes Unidos) —uno de los más grandes del mundo— permitió abastecer a más de 200.000 hogares y evitar más de 2 millones de toneladas de CO₂ anuales. Este tipo de soluciones a gran escala aporta experiencia valiosa para proyectos industriales y de infraestructura energética en expansión.

Eficiencia energética

En eficiencia energética, se promueven sistemas de automatización que permiten monitorear y optimizar el consumo en edificios, industrias y centros logísticos. La implementación de motores de alta eficiencia y drives inteligentes ayuda a reducir el uso de energía sin afectar la productividad. A esto se suma el servicio de almacenamiento energético como servicio (BESS-aaS), que facilita a las organizaciones integrar almacenamiento sin inversión inicial, mejorando la gestión durante picos de demanda.

Por otra parte, en movilidad eléctrica, la empresa acompaña la expansión de la infraestructura de carga en Argentina, con estaciones rápidas ya operativas en corredores como Buenos Aires–Rosario–Córdoba, y nuevas instalaciones en desarrollo. A nivel global, se han comercializado más de un millón de cargadores, incluyendo modelos de alta potencia como el Terra 360, capaz de entregar 100 km de autonomía en menos de tres minutos. Esta infraestructura es clave no solo para la adopción del vehículo eléctrico, sino también para el desarrollo de empleo y cadenas de valor asociadas.

Cada uno de estos frentes –energías renovables, eficiencia energética, movilidad eléctrica– responde a una misma visión: construir sistemas energéticos más inteligentes, resilientes y sostenibles. Pero, sobre todo, más humanos: capaces de mejorar la calidad de vida, potenciar la producción y preservar el entorno.

“Con una trayectoria consolidada y tecnología comprobada, ABB reafirma su compromiso con la transición energética, aportando soluciones que permiten transformar los desafíos actuales en oportunidades concretas para el desarrollo del país”, destacaron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

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Andreani y Bekeu sellan una alianza estratégica para potenciar las compras entre empresas

El Grupo Logístico Andreani y Bekeu, una start up que desarrolló un marketplace de compras corporativas, acordaron una alianza, luego de que el Grupo Logístico haya decidido invertir en la plataforma, buscando potenciar la eficiencia en el suministro de materiales a través de la digitalización en la compra y la trazabilidad en la distribución. Además, participan de este proyecto a través de sus venture capital, Vista Energy y Pampa Energía.

Este acuerdo busca brindar una solución integral que agilice, estandarice y modernice el abastecimiento industrial, con beneficios para compañías de todos los tamaños e industrias, especialmente en sectores estratégicos como Oil & Gas, minería y energía eléctrica.

El acuerdo

Según precisaron desde las empresas, la alianza busca mejorar la eficiencia, trazabilidad y experiencia logística de las compañías que utilizan la plataforma de Bekeu, integrando las capacidades tecnológicas, operativas y de distribución de Andreani. De esta manera, se realiza la primera alianza en Argentina que integra un marketplace B2B de última generación con una red logística que cubre el 100% del territorio nacional consolidando un ecosistema digital que agiliza la cadena de abastecimiento, desde la compra hasta la entrega, con estándares de servicio de excelencia.

“Con este partnership estratégico damos un paso firme hacia la innovación y el desarrollo de la cadena de suministro de las empresas. Sabemos que en estos tiempos la industria demanda eficiencia y competitividad, por eso trabajamos en una solución que permita mejorar la gestión de stock de materiales, simplificando el proceso de compra, ampliando la oferta de proveedores y mejorando los tiempos de delivery”, afirmó Gonzalo Cicilio, gerente de Energía del Grupo Logístico Andreani. “Ponemos a disposición de sectores complejos como la minería y energía una solución ágil, segura y trazable para eficientizar sus cadenas de suministro.”, agregó.

Alianza

Teniendo en cuenta el contexto argentino, las oportunidades en Vaca Muerta, litio y el cobre, Andreani hace más de cuatro años tomó la decisión de desarrollar una división vinculada a la energía, motivado por su capacidad de agregar valor a las cadenas de suministro de estas industrias, a través de un profundo know how logístico.

Por su parte, Ignacio Peña, CEO de Bekeu, destacó: “Asociarnos con Andreani potencia nuestra capacidad de transformar las compras corporativas en toda Argentina. Esta alianza garantiza que cada compra realizada en nuestra plataforma se entregue con la eficiencia y trazabilidad en tiempo real que las empresas necesitan para tomar decisiones informadas”

“Andreani es el aliado ideal para escalar nuestro impacto en todo el país. Este acuerdo nos permite garantizar que cada compra realizada a través de nuestra plataforma llegue con la eficiencia y trazabilidad que las empresas necesitan hoy para tomar decisiones con información en tiempo real”, aseguró el ejecutivo.

“Andreani y Bekeu ofrecen una nueva propuesta de valor para tomadores de decisión en compras, logística, operaciones y finanzas, que buscan eficiencia, ahorro y control en entornos cada vez más trazabilidad”, concluyeron desde las empresas.

, Redaccion EconoJournal

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Tres reformas urgentes para que Colombia acelere la implementación de generación distribuida

Si algunos referentes del sector de la generación distribuida pudieran proponer las principales urgencias al gobierno colombiano, pondrían sobre la mesa tres prioridades ineludibles: aumentar la inversión pública en infraestructura de transmisión y distribución, establecer un sistema nacional de certificación para instaladores y empresas del sector y fortalecer la formación técnica en energías renovables para responder a la demanda creciente de mano de obra calificada.

De esta manera lo señala Diana Marcela Prieto Castañeda, Analista de ingeniería EPC de Erco Energy, quien en diálogo con Energía Estratégica remarcó que aunque el segmento avanzó positivamente, «debería haber una plataforma que certifique a quienes desarrollan estos proyectos».

La informalidad es una de las causas más frecuentes por las que muchos usuarios desisten del autoconsumo. Y los datos recientes respaldan esta proposición, con más de 7.000 usuarios registrados en el sistema al cierre de 2024 y una capacidad instalada de 452 MW, según información del Ministerio de Minas y Energía. 

Sin embargo, el ritmo de crecimiento se desacelera por demoras en trámites, barreras técnicas en la conexión y ausencia de estándares unificados para instaladores e integradores.

Tal como ejemplificó la especialista, en regiones como el Valle del Cauca, se identifica una proliferación de proyectos deficientes que terminan dañando la reputación del sector: «Firmas outsiders montan su sistema experimentalmente, y como no funciona, ofrecen un mensaje a la comunidad que la energía solar no sirve».

A esto se suma un déficit de más de 15.000 técnicos calificados, mientras la matrícula en programas técnicos vinculados a la energía cayó un 18,6% entre 2020 y 2024, de acuerdo al Observatorio Laboral para la Educación.

Prieto Castañeda cuestiona el desinterés creciente de los jóvenes por las carreras técnicas vinculadas a la energía. «Muchas personas dicen que pueden ganar más como influencer que estudiando una carrera, y eso está vaciando las universidades», sostuvo.

La consecuencia no es menor: menos formación técnica, más informalidad y menor capacidad instalada para sostener el crecimiento solar en el país.

Junto a este control de calidad, considera fundamental una mayor participación estatal en el financiamiento de obras de infraestructura.

Pese a los incentivos fiscales vigentes, como la devolución del IVA o las depreciaciones aceleradas, «los recursos que se destinan a renovables no son suficientes, y están yendo a otros sectores», añadió la ejecutiva.

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Cómo evolucionó el nivel de equipos de perforación en Vaca Muerta frente al amesetamiento del precio del petróleo

El amesetamiento del precio del petróleo por debajo de los 70 dólares con una tendencia a la baja desde principios de abril —el Brent cerró este martes en la banda de US$ 69— es, en realidad, el emergente de un fenómeno multicausal que eleva la vara de dificultad en la agenda de desarrollo de Vaca Muerta. Eso no quiere decir que exista un cambio en la tendencia expansionista del sector energético, que en el primer semestre anotó un superávit comercial de US$ 3761 millones, el más alto en 35 años, en buena medida a partir de un salto de la producción de petróleo en Neuquén, que en junio alcanzó el récord histórico de 493.862 barriles diarios (bbl/d), pero sí una mayor complejidad que lleva a que las grandes petroleras estén enfocadas puertas adentro de la industria para defender los márgenes de rentabilidad del negocio.

La escasez de financiamiento para las petroleras con activos en la Argentina es un segundo elemento que obliga a las empresas a seleccionar quirúrgicamente a qué proyectos asignar capital frente a la imposibilidad de invertir en simultáneo en obras de infraestructura —como plantas de tratamiento de crudo que se necesitan al norte de Neuquén para poner en producción nuevos yacimientos no convencionales— y, al mismo tiempo, mantener el ritmo de perforación registrado en el primer trimestre, cuando el precio del barril promediaba los 75 dólares.

El encarecimiento de los costos en dólares por la apreciación cambiaria de 2024 es el tercer eje de una ecuación desafiante. Hoy en día la mayoría de las empresas operadoras está embarcada en planes de eficientización de sus operaciones y renegociación con proveedores de servicios para mantener bajo control los costos de desarrollo en Vaca Muerta.

El resultante de ese combo triangular de precios más bajos, falta de crédito y costos más altos erosionó el flujo de caja de las petroleras. Algunas registraron un cash flow negativo en el segundo trimestre y apuestan por recomponer su balance de caja hacia el último trimestre de 2025.

Equipos de perforación

Un indicador cuantitativo de esa corrección en los márgenes del negocio es la cantidad de equipos de perforación activos en la cuenca Neuquina. En julio el número de unidades de drilling en Vaca Muerta se redujo a 31 equipos (rigs), tres menos que en abril pasado (34), según un relevamiento realizado por EconoJournal entre empresas petroleras y de servicios. El stock de pozos perforados pero no completados (DUC’s, drilling but uncompleted wells) en Vaca Muerta también se achicó por esa merma de la actividad.

YPF, el mayor jugador del mercado no convencional con 12 perforadores activos, Pluspetrol y Phoenix Oil&Gas fueron las únicas tres empresas que elevaron la cantidad de equipos activos en los últimos tres meses. Otras empresas, en cambio, redujeron su nivel de perforación de que la volatilidad de precios se disipe y puedan contar con mayor previsibilidad hacia adelante en materia de costos y financiamiento.

La ralentización de la perforación y completación de pozos registrada en junio y julio no debe leerse, sin embargo, en clave unilateral. Si el precio del barril vuelve a estacionarse en la franja de 70-75 dólares, como en el primer trimestre, y la depreciación del tipo de cambio que se registró en las últimas semanas se acentúa es posible que el nivel de actividad reaccione hacia el alza en el último cuatrimestre del año.

Mirada optimista

En esa clave, Mariano De la Riestra, socio-gerente de Tecnopatagonia, proyectó que “este año habrá un 20% más de pozos en Vaca Muerta, producto de la cantidad de metros navegados horizontalmente en la formación”.

El ejecutivo de Tecnopatagonia explicó que en 2024 se llevaron a cabo 17.976 etapas de fractura en la formación no convencional, en tanto que proyectó que «este año se van a realizar más de 21.000”.

“En 2023 se perforaban pozos de 2300 metros de rama horizontal. En 2024 estuvimos arriba de los 3000 y este año llegamos a pozos de 5.500 metros (en un área de YPF y CGC emplazada en el bloque Aguada del Chañar). Esos son los pequeños hitos que demuestran cómo las compañías buscan la eficiencia en sus campos. Vaca Muerta sigue creciendo año a año, por eso es importante seguir los análisis anuales, por más que haya bajas algunos meses”, aseveró De la Riestra.

Etapas de fractura

El último informe elaborado por la firma NCS Multistage, que encabeza Luciano Fucello, confirmó que en junio de 2025 hubo una del 25% en las fracturas, con respecto al mes de mayo, pasando de 2.598 a 1.968 etapas.

«Depende como se lo mire: interanualmente hay un 15% de incremento de actividad, las perspectivas son buenas y el año que viene serán mejores, pero hay picos de actividad y meses que habrá muy baja actividad”, opinó Fucello, country manager de NCS.

Lo que pase en el tercer trimestre es clave. La producción de Vaca Muerta estuvo planchada a principios de año porque había bajado la actividad, pero hoy se esta viendo un incremento en el despacho de crudo por el transporte de Oldeval”, concluyó.

, Loana Tejero, Laura Hevia y Nicolás Gandini

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La Justicia le ordenó al gobierno mantener el autotransformador de Clorinda para no cortar el vínculo energético con Paraguay

El Juzgado Federal N.º 2 de Formosa exigió a la Secretaría de Energía de la Nación -a través de una medida cautelar- abstenerse de retirar el autotransformador de 150 MVA ubicado en la Estación Transformadora (ET) de Clorinda a fin de no perder la interconexión eléctrica con Paraguay. La resolución se tomó luego del planteo de la Defensoría del Pueblo Provincial que encabeza José Leonardo Gialluca. El funcionario había hecho la presentación frente a la intención oficial de trasladar el autotransformador a Mendoza, lo que pone en jaque la posibilidad de reactivar la interconexión internacional con la subestación Guarambaré en Paraguay.

Según indicaron desde la Defensoría del Pueblo de Formosa el fallo, firmado por el juez Pablo Fernando Morán, señala que la operación pretendida por el Estado Nacional ponía en riesgo la seguridad energética de la región.  En esa línea, la resolución judicial advierte que “la desconexión no sólo podría afectar a los usuarios locales, sino que también comprometería la seguridad de la red en el noreste argentino y debilitaría el aporte formoseño al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

Interconexión

La interconexión binacional entre Clorinda del lado argentino y Guarambaré en Paraguay se inauguró oficialmente en 1994, durante el primer mandato presidencial de Carlos Menem y estuvo en funcionamiento hasta quedar inhabilitada en 2019 por una colisión causada por una embarcación en la torre 80.

La salida de funcionamiento de la torre implicó la imposibilidad de que pudieran ingresar despachos de energía provenientes desde Paraguay. Desde ese momento, la Defensoría del Pueblo de Formosa formuló diversas instancias a la Secretaría de Energía de la Nación y a Transnea, que tiene la concesión del servicio de transporte de energía en alta tensión para la región por 95 años, para el restablecimiento de la Interconexión Guarambaré-Clorinda.

“El transformador ubicado en Clorinda cumple una función central en la conexión con la subestación Guarambaré, en Paraguay. La posibilidad de su reactivación forma parte de los objetivos estratégicos de la Provincia, que desde el año 2023, viene realizando gestiones para su reconstrucción”, destacaron desde la Defensoría del Pueblo de Formosa.

En 2023 se llamó a una licitación para la realización de la obra, proceso que finalmente fue declarado desierto a fines de ese año. Desde ese momento, el Estado Provincial, la Defensoría del Pueblo y Transnea le exigieron al Gobierno Nacional que por intermedio de la Secretaría de Energía llamara a una nueva licitación. Sin embargo no hubo respuesta.

A mediados de este mes, la Defensoría del Pueblo recibió una comunicación sobre la existencia de gestiones para el traslado del autotransformador de 150 MVA a la provincia de Mendoza. Es así que la entidad provincial tomó conocimiento de que Mendoza comenzó la construcción de la infraestructura de una interconexión en el Valle del Uco, cuyo principal elemento sería el autotransformador instalado actualmente en la ET Clorinda, el cual ha sido solicitado a Transnea y luego a la Secretaría de Energía de la Nación por parte de Transener y Distrocuyo, según precisaron.

En ese sentido, el defensor del pueblo de Formosa, Gialluca, expresó: “La gran materia pendiente del Gobierno Nacional se centra en la construcción de obras de infraestructura de redes eléctricas para transportar energía dentro de nuestro territorio y también para poder importarlo, máxime cuando existe un país vecino como Paraguay que cuenta con una alta  capacidad de venta y exportación de energía eléctrica que podría evitar a los usuarios residenciales, comerciales, pymes e industrias no sufrir los perjuicios de un servicio público esencial caro, pero deficiente”.

Obras

El año pasado la provincia ofreció formalmente a la Secretaría de Energía el financiamiento de la reparación de la torre que permitiría poner nuevamente en funcionamiento la línea de transmisión.

Este proyecto posibilitaría inyectar energía proveniente del sistema paraguayo, aliviando la falta de generación que sufre en la actualidad el sistema eléctrico argentino. Pese a esta propuesta, Formosa no recibió respuesta de las autoridades nacionales.

“La Justicia advirtió que retirar el equipo pondría en riesgo esa rehabilitación futura y representaría un retroceso para la región. Con esta resolución, la Justicia Federal marca un límite a los intentos de desmantelar la infraestructura estratégica en el marco del ajuste nacional, lamentablemente denominado ‘motosierra’. Con esta medida se protege a los usuarios formoseños y refuerza la posición de la provincia frente a decisiones unilaterales del Gobierno que afectan directamente a las economías regionales”, advirtieron desde la Defensoría.

Por último, Gialluca informó que desde la provincia le han solicitado al Ministerio de Economía y a la Secretaría de Energía que se afecten fondos necesarios destinados al transporte energético en el norte y se realicen las obras ya planificadas, de manera que el sistema eléctrico no se vuelva inestable cuando la demanda supera los 2.400 megavatios (MW).

“En la última ola de calor, Formosa, Chaco, Corrientes y Misiones llegaron a perder más del 50 % de su demanda eléctrica, debido a la falla en el sistema de transporte. No aceptamos que nos digan que han heredado una infraestructura eléctrica al borde del colapso debido a la falta de inversiones.  Hoy la situación es más grave, con una red de transporte que creció solo un 0,8% anual, mientras la demanda residencial aumento un 2%”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

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Electricidad: Energía licitará obras de transporte en concesión a privados. Usuarios pagarán tarifa específica

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, a través de la Resolución 311/2025, avanzó hacia la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados.

Las licitaciones serán de carácter nacional e internacional, abiertas a empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos, se destacó.

Las ampliaciones llevadas a cabo podrán ser solventadas mediante aplicación de una tarifa por ampliación de transporte.

Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40 % del consumo eléctrico nacional; la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo, a la vez que permitirá evacuar parte de la generación del COMAHUE; y la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Energía describió que estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia para Meses Críticos 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura de transporte en alta tensión necesaria.

La planificación se basó en estudios técnicos liderados en 2023 por la Secretaría de Energía junto a CAMMESA, ATEERA y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica, entre otros actores del sector.

“El estado actual del sistema eléctrico revela deficiencias estructurales que derivan en cuellos de botella, interrupciones del servicio y altos costos por generación forzada. La obra AMBA I, por ejemplo, reducirá la necesidad de generación ineficiente y mejorará la confiabilidad del sistema en uno de los principales centros de consumo del país, donde se concentra el 40 % de la demanda de energía nacional”, se describió.

La Secretaría de Energía determinará el momento y la secuencia de los llamados a licitación de cada una de ellas, se indicó.

A diferencia de los modelos dispuestos por gobiernos anteriores, el nuevo esquema se basa en un régimen de concesión de obra, en el cual la totalidad de la inversión, construcción, operación y mantenimiento estará a cargo del sector privado, sin comprometer recursos del Estado, remarcó Energía.

“Con esta iniciativa, el Gobierno impulsa una transformación estructural con más eficiencia, menor gasto público y mayor participación del sector privado en la modernización del sistema energético nacional”, señaló la S.E.

Descripción del esquema

En los considerandos de la R-311 ahora oficializada se hace referencia a que “mediante la Resolución 715 de mayo de 2025 del Ministerio de Economía se declaró “de carácter prioritario la ejecución de las obras identificadas en el Anexo que forma parte de la mencionada R-715, las que serán llevadas a cabo en los términos de la Ley 17.520 (de Concesión de Obra Pública), al igual que aquellas obras adicionales que oportunamente determine el citado Ministerio”.

En esa misma resolución se dispuso que “la remuneración del concesionario de las obras de ampliación de transporte caracterizadas como de prioritaria ejecución, podrá provenir de una tarifa por ampliación de transporte, en los términos de la Ley 17.520”.

En la nueva resolución se propicia entonces “la incorporación de la figura de Concesión de Obra Pública en el Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, por resultar adecuado con los plexos legislativos y reglamentarios vigentes”.

Asimismo, se describe que “a los efectos de la cuantificación de la tarifa por ampliación de transporte para las Obras de Ampliación del Sistema de Transporte identificadas como de prioritaria ejecución, resulta preciso determinar la cantidad de usuarios beneficiarios de cada una de las obras enumeradas (en un Anexo de la R-311)”.

Por ello se indica que “se estima conveniente instruir a CAMMESA a asistir a esta Secretaría (Energía) respecto de las obras “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca” incluidas en el Anexo (IF-2025- 33689104-APN-DNIE#MEC) de la Resolución N° 715/25 del Ministerio de Economía, en la determinación de los usuarios beneficiarios por su ejecución, que deberán ser considerados para la fijación de la referida tarifa”.

Además, la R-311 instruye a la Subsecretaría de Energía Eléctrica a que, previa intervención del Poder Ejecutivo Nacional, elabore para las mencionadas obras de ampliación el Pliego de Bases y Condiciones Generales (PBCG), los Pliegos de Bases y Condiciones Particulares (PBCP), el Pliego de Especificaciones Técnicas, el modelo de contrato de concesión de obra pública y sus anexos, y demás documentación complementaria con el objeto de contratar su construcción, operación y mantenimiento”.

La referida Subsecretaría podrá realizar consultas y/o solicitar asistencia a CAMMESA, organismos multilaterales, de financiamiento del desarrollo, agencias de crédito a la exportación y/o cualquier otro órgano público consultivo y/o experto en la materia, a los efectos de evaluar cuestiones técnicas, financieras y/o de garantías para elaborar la documentación mencionada.

El artículo 4 de la R-311 establece que “en los casos en los que previamente el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) haya expedido un informe sobre su viabilidad técnica, los Pliegos de Bases y Condiciones del llamado a licitación, podrán prever la posibilidad de ejecución total o parcial de las obras determinadas con fondos propios a cambio de obtener: (i) la asignación de prioridad de despacho y/o (ii) prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros, de hasta el 90 % de la capacidad de transporte a construir, durante un período que no podrá exceder la vida útil del proyecto de demanda asociado, circunstancia que deberá ser acreditada por el adjudicatario”.

La prioridad de despacho y/o la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros otorgada a favor del adjudicatario podrá ser cedida en forma total o parcial a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM.

Los términos y condiciones de la cesión serán libremente acordados entre las partes. Dicha cesión deberá ser previamente informada ante la transportista a la que se conectará la ampliación, el OED y el ENRE, o el organismo que lo reemplace.

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Cuáles son los cambios en el régimen de ampliación de transporte eléctrico con los que se busca seducir a inversores privados

La Secretaría de Energía instruyó este martes a que se incorpore dentro de las modalidades reguladas de ampliación de transporte eléctrico a las concesiones de obra pública, figura prevista en la ley 17.520 de 1967 que fue ampliada y flexibilizada el año pasado por la Ley de Bases para atraer inversiones privadas en infraestructura. El objetivo es que las empresas puedan construir, mantener y explotar obras de transporte eléctrico, recuperando la inversión vía tarifas. El plan se pondrá en marcha con las obras “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”. Se estima que la licitación podría demorar entre 4 y 6 meses.

En los considerandos de la resolución 311/25, publicada este martes en el Boletín Oficial, se afirma que «resulta necesario implementar de forma urgente medidas de diversa índole en los distintos segmentos del sector eléctrico que permitan evitar, reducir y/o mitigar las probabilidades de restricciones y colapsos de tensión como los ocurridos en el AMBA los días 15 de enero de 2022, 10 de febrero de 2023 y 14 de marzo de 2023”. “Tales antecedentes dan cuenta del alto riesgo de ocurrencia de nuevos casos de desabastecimiento de energía eléctrica”, se remarca.

La urgencia a la que se hace referencia en la norma no solo responde a los problemas heredados sino a que desde hace un año y medio el gobierno de Javier Milei no encontró ningún instrumento para poder avanzar con las obras de infraestructura necesarias para el sector eléctrico.

En diciembre se había anunciado la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad de todo el país para financiar la obra de transporte de alta tensión de 500 kilovoltios (Kv) conocida como AMBA I, que unirá las localidades de Plomer y Vivoratá en la provincia de Buenos Aires. Sin embargo, la iniciativa impulsada por el Ministerio de Economía quedó abortada por el rechazo del asesor presidencial Santiago Caputo. El anuncio de este martes busca dejar atrás aquellos cortocircuitos internos.

Claves de la nueva modalidad

Una forma típica para construir infraestructura eléctrica son los contratos de obra pública mediante los cuales el Estado le encarga a una determinada empresa la construcción de infraestructura. En ese caso, la obra se financia con fondos del presupuesto público y la empresa privada se limita a construirla y no la explota ni obtiene ingresos por su uso. Sin embargo, el gobierno ya dejó en claro que no quiere realizar obras públicas. Es por eso que decidió avanzar con el contrato de concesión.

Como el Estado ya explicitó que no aportará fondos públicos, la única opción es que el privado financie la totalidad de la obra por adelantado a través de la modalidad de concesión, ya sea con capital propio, emisión de deuda o financiamiento bancario. Una vez que está terminada, comienza a recuperar la inversión a través de una tarifa especial que abona el usuario. En este caso quienes pagarán la tarifa adicional no van a ser todos los usuarios del sistema sino solo los beneficiados por la obra, siendo Cammesa el encargado de determinar ese universo para cada una de las tres obras.

El privado asume un riesgo grande con este esquema. Por lo tanto, el artículo 69 de la Ley de Bases incorporó a la Ley de Concesión de Obra Pública Nacional 17.520 un artículo 7 bis donde se establece que a lo largo de la vigencia de los contratos de concesiones de obras la administración deberá garantizar “el mantenimiento del equilibrio de la ecuación económico-financiera tenida en cuenta al momento de su perfeccionamiento”. Si se genera una distorsión y las partes no se pusieran de acuerdo se habilita la posibilidad de “someter la controversia a consideración de un panel técnico y, si correspondiere, al tribunal arbitral respectivo”.

Fuentes cercanas al área energética indicaron además que uno de los aspectos sobre los que se trabajará para garantizar que el Estado se atenga con los términos y condiciones asumidos en la concesión de obra pública es que, en caso de incumplimiento (por ejemplo, que se congelen o atrasen las tarifas residenciales de electricidad), las empresas concesionarias puedan ceder a los bancos que financiaron la construcción de los proyectos el derecho de accionar contra el Estado.

Mayores incentivos

Además de las garantías, el esquema de concesión otorga mayores incentivos a los privados para realizar las obras:

a) Se amplía de 6 a 10 años el plazo de vigencia total de la reserva de prioridad de despacho por las ampliaciones de transporte asociadas a proyectos MATER contados desde el momento de la notificación de la asignación. El plazo se divide en dos etapas. La primera etapa dura hasta que la obra de ampliación esté habilitada comercialmente y tiene como límite 5 años. La segunda etapa comienza una vez habilitada la ampliación. Dura hasta completar los 10 años totales desde la notificación de asignación. En esta etapa, el generador sí tiene prioridad de despacho efectiva, es decir, puede despachar su energía a través de la capacidad adicional que él mismo financió.

b) Los proyectos MATER con ampliaciones de transporte asignadas deben pagar periódicamente un cargo para mantener esa prioridad (mientras no se usa). Pero ahora se permite que, si el proyecto tiene beneficios adicionales para el sistema, el generador pueda solicitar la exención de ese pago. Para ello, el generador debe demostrar que la ampliación que financia aumenta la capacidad de transporte en más medida de la que él mismo necesita y/o genera beneficios adicionales significativos para el Sistema Argentino de Interconexión.

c) Se incorpora que la prioridad de acceso/uso frente a terceros otorgada a favor del Comitente del contrato podrá ser cedida en forma total o parcial a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM. Los términos y condiciones de la cesión serán libremente acordados entre las partes y dicha cesión deberá ser previamente informada a Cammesa.

, Redaccion EconoJournal

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Río Negro ordena crear un comité de seguridad e higiene para fiscalizar la construcción del VMOS

La Secretaría de Trabajo de la provincia de Río Negro dispuso ayer la creación de un comité mixto de Higiene y Seguridad para la obra del trazado del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). La normativa de carácter obligatorio apunta a fiscalizar las condiciones de trabajo tras la muerte de un operario el pasado domingo.

Desde la provincia informaron que la medida alcanza a todos los sectores, obradores, frentes de obra y campamentos comprendidos en la traza del oleoducto que va desde Allen hasta Punta Colorada, en una traza que recorre 440 kilómetros de la provincia rionegrina.

María Martha Avilez, secretaria de Trabajo de Río Negro, subrayó la trascendencia institucional de la medida al señalar que “tomamos una decisión firme y necesaria: crear un Comité Mixto de Higiene y Seguridad con carácter obligatorio en todo el trazado del VMOS. No es solo una resolución más, es un acto de responsabilidad institucional, de cuidado y de compromiso con la vida de cada trabajador y trabajadora”.

La decisión se dio luego de que el pasado domingo un capataz de la empresa Techint perdiera la vida luego de ser aplastado por una retroexcavadora durante una maniobra de tapada de cañerías del oleoducto que va desde Allen hasta Punta Colorada. En este sentido, la funcionaria afirmó que “esta medida cobra aún más sentido tras la trágica pérdida de un trabajador. Frente al dolor, actuamos. Quiero destacar el enorme trabajo de nuestro equipo de Fiscalización, que no dudó en trabajar incluso durante el fin de semana para dar respuesta inmediata y efectiva”.

La funcionaria destacó la importancia de la construcción del VMOS para la provincia y el país, pero afirmó que «no hay margen para improvisar. Hay que trabajar con orden, con prevención y con una presencia activa del Estado en el territorio. Esta decisión reafirma lo que venimos sosteniendo desde el día uno de este proyecto: cuidamos a nuestra gente, el trabajo para cada rionegrino y la vida de quienes permiten el desarrollo en nuestra provincia”.

La norma

La Resolución establece un plazo perentorio e improrrogable de 15 días corridos para la conformación del Comité, cuya integración deberá contar con representantes de YPF, como comitente de la obra, representantes de la UTE Techint-SACDE, como empresa adjudicataria; los sindicatos UOCRA y UECARA, en representación de las y los trabajadores y la Secretaría de Trabajo de Río Negro, además de otros organismos técnicos que se considere necesario convocar.

El Comité tendrá competencia plena en la obra y deberá contar con presencia operativa permanente en terreno, con facultades para supervisar condiciones de habitabilidad, higiene y seguridad, prevenir riesgos, emitir informes, fiscalizar el cumplimiento de la normativa y promover la contratación de mano de obra local.

La Resolución también crea un Registro Interno de Comités Mixtos en el ámbito de la Subsecretaría de Fiscalización, Sumarios y Multas, donde deberán inscribirse todos los comités que se conformen en la provincia. Además, se establece la obligación de presentar mensualmente un Programa de Prevención que detalle riesgos críticos, acciones preventivas, capacitaciones y cronogramas de control.

«La inobservancia de la resolución, ya sea por omisión en la constitución, falta de funcionamiento efectivo, no inscripción en el registro o incumplimiento de los informes, será calificada como infracción muy grave, conforme a la normativa vigente», indicaron. .

, Redacción EconoJournal

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Vaca Muerta: por primera vez llegó al puerto de Bahía Blanca un buque Suezmax para exportar petróleo hacia EE.UU.

La terminal de exportación de Otamerica Argentina (OTA) en Puerto Rosales concretó un nuevo hito en la logística energética nacional al recibir al Seaways Pecos, el primer buque tipo Suezmax que opera en el nuevo muelle inaugurado por la compañía en junio. Con 274 metros de eslora, 48 metros de manga y bandera de las Islas Marshall, el Seaways Pecos es operado por la naviera estadounidense International Seaways y cargará 114.000 metros cúbicos de petróleo crudo proveniente de Vaca Muerta con destino a los Estados Unidos, según informaron desde la firma a través de un comunicado difundido en la tarde de este martes.

Esta operación inauguró la capacidad del nuevo muelle para recibir buques de gran porte, como parte de la ampliación desarrollada por Otamerica mediante una inversión de US$ 600 millones. “El movimiento anticipa una nueva etapa para Puerto Rosales como nodo de exportación de energía con estándares internacionales”, aseguraron desde la empresa.

Operación

Desde el 28 de junio hasta la fecha, la terminal de Otamerica ya concretó 12 operaciones de exportación y se prevén otras cuatro antes de que finalice el mes, lo que refleja la creciente actividad en el renovado nodo portuario.

“El volumen previsto marcará un récord de carga individual para Puerto Rosales y representa un salto cualitativo en la operatoria logística del país. La maniobra se encuentra planificada en detalle y se espera que transcurra con total normalidad. Se trata de una operación diseñada bajo protocolos de seguridad internacionales y ejecutada en coordinación con Prefectura Naval Argentina, prácticos y organismos de control. Además, permitirá reducir costos logísticos, eliminar trasbordos y aumentar la competitividad del crudo argentino en mercados clave”, aseguraron desde la empresa.

Infraestructura

La infraestructura ampliada incluye un nuevo muelle de 2.000 metros con dos posiciones operativas para permitir el ingreso de buques Suesmax, Aframax y Panamax de hasta 160.000 toneladas, una estación de bombeo, una subestación eléctrica, y sistemas de automatización y seguridad bajo estándares internacionales. La construcción generó 1.000 puestos de trabajo.

El cuarto tanque de 50.000 m³, contemplado en la ampliación de la terminal, ya está en funcionamiento y los tanques cinco y seis estarán finalizados en agosto, lo que llevará la capacidad total de la terminal a 780.000 m³.

“Puerto Rosales se consolida así como uno de los principales hubs energéticos del país, con impacto directo en la competitividad del sector y en el desarrollo económico regional”, expresaron desde Otamerica.

, Redaccion EconoJournal

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LIDE Argentina: “Agenda energética … lo urgente y lo importante”

LIDE Argentina realizará el VII Foro Nacional de Energía el próximo 13 de agosto en el Alvear ICON Hotel. El encuentro reunirá a los líderes más influyentes del sector para delinear la hoja de ruta del futuro energético del país.

El encuentro constituye una instancia clave en el calendario de actividades de LIDE Argentina, presidida por Rodolfo de Felipe, y es organizado por la División LIDE Energía, liderada por Martín Genesio, CEO de AES Argentina.

Durante la jornada se analizará la coyuntura que atraviesa el país, marcada por la necesidad de abordar desafíos urgentes como la estabilización de precios, la optimización de la infraestructura existente y la atracción de nuevas inversiones. Asimismo, se profundizará en los factores estratégicos que definirán el futuro energético de la Argentina.

El encuentro reunirá a expertos y CEO de empresas líderes, quienes compartirán su experiencia, presentarán casos de éxito y fomentarán el diálogo para impulsar decisiones estratégicas orientadas a un modelo energético más competitivo y sostenible.
Entre los oradores confirmados figuran:

  • Daniel Ridelener, Director General – Transportadora de Gas del Norte (TGN)
  • Oscar Sardi, CEO – Transportadora de Gas del Sur (TGS)
  • Ricardo Hösel, CEO – OLDELVAL
  • Pablo Tarca, Director General – TRANSENER
  • Candela Macchi, Managing Director – S&P Global Ratings
  • Federico Amos, CEO – ArcelorMittal Acindar
  • Germán Lavalle, Presidente – Comisión Nacional de Energía Atómica
    Serán temas centrales:
  • Infraestructura y transporte energético: el desafío de los “ductos” y la modernización de redes de transmisión.
  • Energías renovables: el impacto en el mercado y el posicionamiento estratégico de la Argentina.
  • Proyectos de GNL: inversiones estratégicas y el rol de las compañías líderes en su desarrollo.
  • La séptima edición del Fórum marcará el lanzamiento de una nueva edición de Revista LIDE Argentina, junto con entrevistas y podcasts exclusivos. Esta cobertura fortalecerá la visibilidad de los referentes del sector y contribuirá a ampliar el debate sobre el modelo energético nacional.
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China inició la construcción de la hidroeléctrica más grande del mundo

China acaba de iniciar la construcción de la mayor central hidroeléctrica del mundo en la región del Tíbet, de la que se espera una producción anual de 300.000 millones de kWh de electricidad. Tres veces más que la represa de las conocidas Tres Gargantas ubicada en la provincia central de Hubei, considerada hasta el momento como la central hidroeléctrica más grande del mundo.

El proyecto constará de cinco centrales hidroeléctricas en cascadas en el curso bajo del río Yarlung Tsangpo, que fluye desde la región del Tíbet hasta la India y Bangladésh, donde pasa a llamarse Brahmaputra. Así, la represa aprovechará el potencial energético que ofrece una parte del cauce en donde desciende 2.000 metros a lo largo de un tramo de 50 kilómetros.

La megaobra, cuya inversión total se estima en unos 167.800 millones de dólares podría entrar en funcionamiento en la década de 2030. Los mercados chinos han tomado el inicio de la construcción como una prueba de estímulo económico del gigante asiático y experimentaron subidas en sus acciones. Suponiendo 10 años de construcción, el aumento de la inversión/PIB podría alcanzar los 16.700 millones de dólares en un solo año, aseguran

El Yarlung Tsangpo se convierte en el río Brahmaputra al salir del Tíbet y fluir hacia el sur, rumbo a la India, y finalmente a Bangladés. Organizaciones ambientalistas sostienen que la futura presa podría dañar irreversiblemente la meseta tibetana, que es uno de los principales focos de biodiversidad del país, y afectará a millones de personas río abajo.

Debido a la naturaleza transfronteriza del río, la ambiciosa obra china ha suscitado preocupación tanto en la India como en Bangladés por los posibles efectos en la disponibilidad de agua, el impacto agrícola y la perturbación ambiental.

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El Gobierno de Argentina definió las primeras tres obras de transmisión a licitar para el sector privado

La Secretaría de Energía de Argentina definió,  a través de la Resolución 311/2025, las primeras tres obras de transmisión que serán concesionadas al sector privado bajo un modelo de licitación nacional e internacional para empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos.

Una de las obras seleccionadas es AMBA I, con más de 500km de infraestructura que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que reducirá la necesidad de generación ineficiente y mejorará la confiabilidad del sistema en uno de los principales centros de consumo del país, donde se concentra el 40% de la demanda de energía nacional.

La segunda obra es la línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo a la vez que permitirá evacuar parte de la generación de COMAHUE.

Mientras que la tercera infraestructura seleccionada es la línea de transmisión 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Dichos proyectos forman parte del recientemente lanzado megaplan de 16 obras prioritarias por más de 5600 kilómetros de líneas de transporte eléctrico en 132 y 500 kV, destinadas a aliviar cuellos de botella y evitar cortes en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

A diferencia de los modelos anteriores, el nuevo esquema se basa en un régimen de concesión de obra, en el cual la totalidad de la inversión, construcción, operación y mantenimiento estará a cargo del sector privado, sin comprometer recursos del Estado.

Es decir que, tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), los proyectos se financiarán y ejecutarán por players privados, sin costo para el Estado, y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

El oferente que gane la licitación podrá recuperar la inversión recién cuando la obra esté concluida y en funcionamiento. Y cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras de ampliación, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el Concedente al Transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

Si bien aún no hay fechas definidas, el documento aclara que la Secretaría de Energía de la Nación determinará el momento y la secuencia de los llamados a licitación de cada las obras mencionadas.

Mientras que la prioridad de despacho y/o la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros otorgada a favor del adjudicatario podrá ser cedida en forma total o parcial a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM.

“Solicitud de prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros de hasta el 90% de la capacidad de transporte a construir, durante un período que no podrá exceder la vida útil del proyecto de demanda asociado, circunstancia que deberá ser acreditada por el/los Comitente/s del Contrato COM. En casos excepcionales, debidamente justificados, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) podrá considerar la solicitud de prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros, de más del 90% de la capacidad de transporte a construir”, detalla la Resolución 311/25.

Mientras que para las ampliaciones de transporte asociadas a proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), la reserva de prioridad de despacho frente a terceros tendrá un plazo total de vigencia de 10 años consecutivos. 

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Empresas: Socotherm; Pionera en el Desarrollo de Infraestructura Clave para el GNL Argentino desde San Antonio Este

Socotherm, empresa argentina con una destacada trayectoria de más de 40 años en el recubrimiento de tuberías a nivel internacional, está marcando un hito en el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) en Argentina con la próxima instalación de su planta en San Antonio Este (SAE). Este proyecto es vital para la infraestructura gasífera del país y proyecta un significativo impulso socioeconómico para la Patagonia. La planta de SAE se convertirá en un punto neurálgico para los mega-proyectos de GNL, como los futuros gasoductos GNL1, GNL2 y GNL3, que en conjunto demandarán el manejo de unas 580.000 toneladas de tubos.  […]

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Petróleo: Cuánto puede aportar la “recuperación terciaria” a la producción petrolera de la Argentina

Un estudio de Boston Consulting Group (BCG), una consultora internacional, estimó que la recuperación terciaria de petróleo puede optimizar la producción y generar a las compañías petroleras entre 3 y 4 veces más de Ebitda (utilidades antes de impuestos, intereses y amortizaciones) que medidas de reducción de costos. Si bien el estudio cita “regiones maduras” como el Mar del Norte, señaló Leonardo De Lella, managing director de BCG en la Argentina, “sus conclusiones son aplicables al caso argentino, en particular a las cuencas convencionales como el Golfo San Jorge, con décadas de historia productiva, que disponen de infraestructura ya existente […]

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Empresas: La petrolera de un ex YPF ingresa en Aconcagua para intentar viabilizar la reestructuración de su deuda

Tango Energy, una firma creada por Pablo Iuliano, ex CEO de YPF durante la gestión anterior, se quedará con un 90% de las acciones de Aconcagua Energía, que en las próximos semanas intentará concretar la reestructuración de una deuda de US$ 230 millones en el mercado local. Petrolera Aconcagua Energy (PAESA), una de las pocas empresas independientes del mercado argentino de Oil&Gas, informó el viernes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Tango Energy, una firma creada por Pablo Iuliano, ex CEO de YPF durante la gestión anterior, se quedará con el 90% de las acciones de la compañía […]

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Gas: Cammesa pagará un precio más caro para incentivar mayor producción de Vaca Muerta

Era una medida que venía siendo pedida por las petroleras para que no falte gas en el pico invernal y se reemplacen combustibles importados. El Gobierno ofrecerá un precio por encima del Plan Gas a las productoras de Vaca Muerta para incentivar la producción local y que no vuelva a faltar suministro como sucedió en la última ola polar de fines de junio y principios de julio. La mecánica se realizará por una subasta mediante Cammesa, donde se buscará contractualizar volúmenes adicionales para las centrales termoeléctricas que en los picos de demanda tiene que ceder sus contratos al sector residencial. […]

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Economía: El saldo energético de Vaca Muerta compensa el déficit comercial y proyecta un récord anual

La balanza energética acumuló un superávit de USD 3.167 millones en el primer semestre de 2025, impulsado por el crecimiento de las exportaciones de petróleo no convencional desde Neuquén. El aporte del sector se consolida como un pilar clave del esquema macroeconómico nacional. Durante los primeros seis meses de 2025, la balanza energética nacional registró un superávit de USD 3.167 millones, un 53% por encima del mismo período del año anterior. Según los datos publicados por Infobae, este resultado positivo permitió compensar el saldo deficitario de otros sectores de la economía, en un contexto de crecimiento de las importaciones y […]

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360Energy impulsa su expansión en Europa con el know-how argentino en proyectos solares e híbridos

360Energy avanza en su proceso de internacionalización con un aterrizaje estratégico en España, de la mano de su socio-accionista Grupo Stellantis. La empresa, reconocida por su experiencia en Argentina con más de 250 MW solares instalados, apuesta por trasladar su know-how a Europa.

“Nuestro desafío es demostrar en estos mercados que estamos a la vanguardia de la tecnología”, sostuvo Benjamín Reynal, director de Coordinación Operativa Hemisferio Norte, en una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2025.

La compañía llega al mercado español con proyectos concretos de autoconsumo y almacenamiento, apostando a un modelo de integración tecnológica que combina carports solares con plantas de gran escala y sistemas híbridos. “Estamos trabajando con proyectos de gran escala de 20, 50 y hasta 100 MW, hibridados con baterías y con conexión directa a las plantas”, explicó Reynal.

Uno de los focos estratégicos de la expansión es el desarrollo de modelos híbridos con almacenamiento, una tendencia en auge debido a la situación actual de los mercados europeos.

“La saturación de redes y de nodos que se está viendo en España y en el resto del mundo hace que empiece a ser atractivo desarrollar este tipo de proyectos”, afirmó el directivo de 360Energy.

La empresa ya cuenta con experiencia concreta en la combinación de generación y almacenamiento, habiendo instalado su primer parque de baterías hibridado en Argentina y el primer parque solar de gran escala. “Todo ese know-how lo queremos traer a estos mercados”, enfatizó Reynal.

La expansión internacional de 360Energy no se limita al mercado español, donde actualmente desarrolla un sistema de autoconsumo solar en Vigo. La estrategia de crecimiento también contempla proyectos de mediana y gran escala en otros países clave, con el objetivo de consolidar la presencia regional y replicar el modelo de negocio exitoso desarrollado en Argentina.

En Italia, la empresa tiene en marcha tres parques solares: Atessa, Pomigliano y Cassino. En Brasil, avanza con la ejecución de Porto Real, Goiana y Betim, mientras que en México impulsa las plantas Saltillo Complex, Saltillo Norte y Toluca, se trata de un ambicioso proyecto de 100 MW distribuidos entre carport y tracker, con 200 MWh de baterías, que está proyectado como la segunda central de carport más grande del mundo.

Además del desarrollo de grandes parques solares, la estrategia incluye la comercialización de energía a través de acuerdos de compra y venta (PPA), siempre combinando la experiencia en ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de los activos. La firma está trabajando para posicionarse como un actor clave en proyectos de autoconsumo empresarial, respondiendo a la demanda creciente de soluciones sostenibles y eficientes.

“Creo que va a ser un modelo a replicar luego en otros clientes que lo ven como algo atractivo, como una oportunidad”, anticipó el entrevistado.

El desembarco en España no es un hecho aislado, sino parte de una estrategia global basada en la transferencia de conocimientos y sinergias entre mercados. “Estos eventos son muy buenos porque ponemos en común un poco las problemáticas, ventajas y pasos a seguir. Conectamos y estamos muy contentos de estar acompañándonos aquí”, concluyó Reynal tras su participación en FES Iberia 2025.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Benjamín Reynal de 360Energy

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=eAwMi4wgEJo

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Gas: Compañía Mega acelera la ampliación para procesar más de Vaca Muerta

Llegó la torre deetanizadora al complejo de Bahía Blanca. La obra ya está en 70 % y aumentará 50 % la capacidad para el gas no convencional. Compañía Mega concretó un nuevo paso clave en su plan de ampliación industrial en Bahía Blanca. Días atrás, la torre deetanizadora arribó por buque al Puerto de Ingeniero White y ya se encuentra en el predio de la Planta Fraccionadora. Tras completar un operativo terrestre que contó con la colaboración de Profertil Agro para permitir el paso de la estructura a través de sus instalaciones, la torre deetanizadora es uno de los equipos […]

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Vaca Muerta Sur: Puerto Rosales inicia exportaciones a gran escala con petróleo

Este lunes arribará al puerto bonaerense de Rosales el Seaways Pecos, un buque tipo Suezmax que marcará un hito en la exportación de petróleo argentino. La nave operará en las nuevas instalaciones de la terminal gestionada por Oiltanking Ebytem, y cargará un volumen récord de crudo proveniente de Vaca Muerta, con destino a los Estados Unidos. El Seaways Pecos, de bandera de las Islas Marshall, mide 275 metros de eslora y 48 metros de manga. Está operado por la naviera estadounidense International Seaways y posee una capacidad total de carga cercana a 1 millón de barriles, equivalentes a unas 158.000 […]

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Vaca Muerta Sur: Oldelval confirmó va al RIGI con el proyecto Duplicar Norte por u$s380 millones

El nuevo oleoducto tendrá más de 200 kilómetros y permitirá evacuar el petróleo de Vaca Muerta. La habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027. Oleoductos del Valle (Oldelval) confirmó formalmente el inicio y presentación ante el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto Duplicar Norte, tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). A través de un comunicado de prensa enviado a Energy Report, la compañía destacó que el acuerdo es un “paso decisivo” para ampliar […]

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Vaca Muerta: YPF, Pampa y TotalEnergies empujan el fracking mientras otras bajan el ritmo

El fracking en Vaca Muerta pisó el acelerador durante el primer semestre del 2025. En solo seis meses se realizaron 12.469 etapas de fractura en Neuquén, un 34% más que en igual período del año pasado. YPF encabezó el ranking con 6.359 fracturas y creció un 47% interanual. La empresa estatal se consolida como la mayor operadora del país en volumen de actividad no convencional. Pampa Energía sorprendió con un crecimiento exponencial. Pasó de 250 etapas en 2024 a 883 este año. “Triplicamos la actividad en el shale neuquino”, destacaron desde la compañía. TotalEnergies también marcó un salto notable. Subió […]

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Vaca Muerta: Figueroa impulsó la Mesa de Competitividad

Comprometió a los privados con mayores inversiones en infraestructura y destacó el trabajo en equipo para lograr beneficios para todos los actores. El gobernador Rolando Figueroa impulsó la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta que comprometió inversiones y mayor competitividad de las operadoras. Lo hizo en un encuentro que se realizó con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). Participaron, además, la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene) y -por invitación del gobernador- el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa. La reunión se realizó en […]

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Inversión o escasez: la demanda energética de Colombia exige el avance de las renovables

Colombia atraviesa por una coyuntura inédita. Por primera vez en décadas, el país enfrenta una amenaza real de insuficiencia energética, con proyecciones que anticipan un escenario de desabastecimiento en un horizonte que depende de la llegada del próximo fenómeno de El Niño, que podría ocurrir en los próximos 2 a 5 años, teniendo en cuenta que el último fue en 2024.

Entre 2020 y 2024, la demanda nacional de electricidad creció cerca de un 12%, superando las previsiones oficiales y presionando un sistema que sigue dependiendo en gran parte de la hidroelectricidad.

En este contexto, el desarrollo de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) aparece no sólo como una solución técnica, sino como una ventana estratégica para atraer inversiones.

Actualmente, según el registro actualizado de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), hay 54 proyectos FNCER en trámite, entre los que se destacan 26 fotovoltaicos (4.835,7 MW) y 7 eólicos (1.860,9 MW). A esto se suman 21 líneas de transmisión asociadas, imprescindibles para viabilizar la conexión de estas iniciativas al sistema nacional.

En diálogo con Energía Estratégica, el CEO de Óptima Consultores, Alejandro Lucio sostuvo que, lejos del pesimismo coyuntural, “para efectos de invertir en energía nunca hubo un escenario más favorable que este en Colombia”.

A su juicio, el sistema atraviesa una transición donde las renovables pueden finalmente “competir en un mercado que antes dominaban los incumbentes térmicos e hídricos”, en un momento donde el fondeo internacional está completamente alineado con ese tipo de activos.

Asimismo, remarca que la demanda eléctrica creció un 2,3 % interanual, alcanzando 82.085 GWh en julio de 2024, y mantiene récords mensuales – como los 7.051 GWh en marzo de 2025 –, superando con creces las previsiones, mientras los proyectos de generación convencional siguen sin atraer nuevo capital.

Aunque la situación política genera cierta incertidumbre en el mercado, Lucio aclara que las inversiones no dependen del gobierno sino de la seriedad en la planificación de los proyectos.

Desde una perspectiva institucional, a pesar de las intenciones del gobierno por fortalecer el rol estatal, los intentos de reforma del marco eléctrico no han prosperado en el Congreso. 

“Han pasado tres años y las grandes reformas que se veían venir, como la estatización del sector, no han avanzado”, destaca Lucio

En este sentido, actores clave como la CREG, UPME y el Ministerio de Minas y Energía enfrentan el desafío de destrabar normas que agilicen licencias y aseguren confiabilidad operativa.

Avances y limitaciones de las renovables

Actualmente, Colombia cuenta con una capacidad instalada de energías renovables no convencionales cercana a los 1.500 MW, lo que representa menos del 5% de la matriz eléctrica nacional.

En contraste, los más de 6.600 MW en evaluación ambiental permitirían más que cuadruplicar esa potencia si logran ejecutarse. Sin embargo, estos proyectos enfrentan desafíos estructurales en materia de conexión, licenciamiento y gestión territorial, especialmente en regiones como La Guajira.

A esto se suma una asimetría en la expansión renovable: mientras la solar ha ganado terreno en la franja horaria diurna, la energía eólica sigue estancada por cuellos de botella regulatorios, técnicos y sociales. De hecho, más del 90% de los proyectos en desarrollo con capacidad de conexión adjudicada en Colombia son solares, mientras que los eólicos se reducen a un par de casos.

«Lo poco que entra es solar», advierte Lucio, y aclara que cubrir solo ese tramo horario no resuelve la necesidad de una solución energética de 24 horas. Esta expansión, aunque significativa, sigue limitada por la falta de infraestructura de red que permita integrar esa generación con estabilidad.

Este segmento también está avanzando y muestra de ello es la inversión centrada en nuevas líneas de transmisión de los últimos años.

En total, hay 21 líneas de transmisión en trámite ambiental vinculadas a proyectos FNCER, una infraestructura clave para descongestionar nodos regionales y permitir la entrada efectiva de nuevas fuentes renovables al sistema eléctrico nacional.

Lucio aclara que el almacenamiento, en el contexto colombiano actual, no representa una solución de fondo debido a que aún no hay una sobreinstalación solar que genere excedentes energéticos a gestionar. Enfatiza que “el problema en Colombia es que no te sobra energía en este momento”, lo que contrasta con otros países donde el almacenamiento se usa para gestionar excedentes. En Colombia, el almacenamiento será útil principalmente para soluciones de red, no como respaldo de confiabilidad energética en el corto plazo.

Desarrollar el componente eólico resulta clave para diversificar la cobertura horaria del sistema y garantizar firmeza energética en las horas donde la solar no opera.

Sin embargo, esta tecnología enfrenta obstáculos aún mayores: el recurso competitivo está concentrado en La Guajira, una región con complejidades sociales y ambientales, y cuya infraestructura de conexión, como la línea de transmisión del Grupo Energía de Bogotá, no estará operativa antes de 2027.

La demora en esa obra clave generó pérdidas millonarias a desarrolladores como Enel, AES y EDP, forzando su salida del mercado colombiano. “Desde el año 2023 hacia acá, esos proyectos se volvieron inviables para las empresas que asumieron compromisos que no pudieron cumplir”, precisa Lucio.

Pese a que el recurso disponible es altamente atractivo, si no hay posibilidades de conexión a red y no se resuelven los cuellos de botella que frenan su integración, al sector eólico le resultará muy difícil desarrollarse.

Además, el consultor cuestiona las expectativas puestas en el desarrollo costa afuera, ya que advierte que muchos de los planes de negocio presentados por los desarrolladores en subastas anteriores partieron de supuestos poco realistas: plazos de ejecución muy cortos y precios de venta excesivamente bajos que no se ajustaban a la realidad colombiana.

En este sentido, la inversión en infraestructura renovable y redes de transmisión no solo puede anticiparse a la crisis, sino capitalizar la oportunidad de posicionar a Colombia como uno de los mercados más dinámicos de América Latina en términos de transición energética.

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Alvarado: «Guatemala necesita duplicar su red de transmisión eléctrica para sostener su crecimiento energético»

Guatemala está en un momento decisivo para su sistema energético. La demanda eléctrica alcanzó un récord histórico de 2.204 MW en mayo de 2025, un crecimiento que evidencia el dinamismo económico y el avance de la industrialización. Pero esta expansión pone al límite la red de transmisión del país.

En el marco del Encuentro Nacional de Empresarios por el Desarrollo – ENADE 2025, organizado por la Fundación para el Desarrollo de Guatemala (FUNDESA), líderes del sector público y privado analizaron los desafíos del sistema eléctrico nacional y compartieron un diagnóstico detallado sobre el estado actual del mercado. El mismo contó con la participación de Silvia Alvarado, presidenta del Administrador del Mercado Mayorista; Juan Fernando Castro, viceministro de Energía y Minas; Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de la Industria de Guatemala; Luis Romeo Ortiz, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica; Sean Porter, director general de desarrollo de nuevos negocios de CMI Capital y Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (AGER).

 “El sistema necesita cerca de 1.080 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 13 subestaciones adicionales para 2030”, manifiesta la presidenta del AMM, Silvia Alvarado. La inversión requerida asciende a 668 millones de dólares, con un peaje garantizado de 87 millones anuales, lo que representa un negocio predecible para los inversores.

El viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro, explica que los trabajos actuales en la costa sur y en la zona norte son importantes, pero no resuelven el problema estructural. “Lo que está saliendo en el plan de expansión de la transmisión de este año es un parche. No es la solución total del sistema”, señala. Las áreas más críticas son Petén e Izabal, donde la infraestructura es obsoleta y las líneas de 69 kV ya no soportan más demanda. “Tenemos un problema grave en Livingston, donde una línea de 30 kilómetros y 13.800 voltios está al máximo. Esto ya no da más”, alerta Castro.

Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de la Industria, advierte sobre el impacto en la competitividad. “El sector eléctrico es un eje transversal en el tema de competitividad. Es difícil pensar en industrias sin pensar en el requerimiento que tienen de energía eléctrica”, señala. Según Bouscayrol, Guatemala necesita garantizar capacidad suficiente para poder atraer más industrias al interior del país, especialmente en el corredor logístico del sur, donde se desarrollan parques industriales.

Desde una perspectiva regional, Sean Porter, de CMI Capital, resalta la ventaja competitiva que tiene Guatemala. “Tenemos un marco jurídico que lleva décadas de ventaja frente al resto de Centroamérica. En operatividad, Guatemala tiene un sistema mejor que el de Canadá”, afirma Porter. Sin embargo, advierte que no basta con leyes sólidas. “Si no mejoramos la infraestructura de transmisión y vial, no vamos a poder llevar los proyectos a las comunidades”, subraya.

Renovables y almacenamiento: una oportunidad si se resuelven los cuellos de botella

La expansión de la capacidad renovable es otra prioridad del país. Guatemala cuenta con 3.700 MW de capacidad limpia proyectada al 2040, y hoy el 70 % de su generación proviene de fuentes renovables. Según datos del Ministerio de Energía y Minas, durante 2024 se produjeron 6.642 GWh de energía renovable, con 5.334 GWh de hidráulica, 252 GWh de solar, 286 GWh de eólica y 275 GWh de geotérmica. A esto se suma el potencial de nuevas inversiones: actualmente hay 313 MW solares y 65 MW eólicos en construcción, y otros 584 MW solares en estudios.

El proceso de licitación PEC 5 será clave para consolidar este crecimiento. Se prevé contratar 1.400 MW en contratos a 15 años, con la expectativa de que al menos el 50 % sean renovables. “Esta licitación es la más grande de la región y estamos comprometidos con su éxito”, manifiesta Alfonso González, presidente de AGER. Sin embargo, advierte que el proceso debe ser ágil y transparente. “Construir 1.400 MW no es fácil. Solo los trámites administrativos toman un año, y eso va en contra del desarrollo del país”, señala.

Guatemala también se abre a nuevas tecnologías. El almacenamiento de energía mediante baterías ya está normado y se han autorizado 65 MW de capacidad híbrida, lo que permite mitigar la variabilidad de la energía solar y eólica.

El principal desafío sigue siendo el marco institucional para la transmisión. “La conflictividad social y la falta de reglamentación del Convenio 169 de la OIT frenan los proyectos. Hay 39 obras de transmisión sin concluir por estas razones”, advierte Ortiz. El Congreso trabaja en una reforma que permita declarar las líneas eléctricas como de utilidad pública para facilitar las servidumbres y acelerar los procesos.

Además, el país enfrenta un reto social importante: 377.000 viviendas siguen sin acceso a electricidad, y la ejecución del préstamo de 120 millones de dólares para electrificación rural avanza con lentitud. “Las oportunidades existen, pero hay que trabajar con liderazgo y visión de largo plazo”, afirma Alvarado.

Guatemala tiene el potencial de convertirse en un hub energético regional, pero necesita resolver urgentemente sus cuellos de botella en transmisión para asegurar el suministro, atraer inversiones y consolidar un sistema moderno y resiliente. El compromiso público-privado será clave para lograrlo.

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Se inauguró el primer Centro Bonaerense de Energías Renovables

El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos (MISP) de la provincia de Buenos Aires, inauguró el primer Centro Bonaerense de Energías Renovables, ubicado en el campus tecnológico de la Comisión de Investigación Científica (CIC) en la localidad de Gonnet, partido de La Plata.

En ese sentido, el Ministro Katopodis aseguró: “El Primer Centro Bonaerense de Energías Renovables es una obra de infraestructura sostenible que fomentará la investigación para áreas estratégicas”.

«La Provincia apuesta al futuro con una sede propia para formar, capacitar y trabajar en tecnologías sustentables. Mientras Milei recorta la ciencia y destruye el Estado, nosotros lo ponemos al servicio del desarrollo”, continuó.

Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni expresó: “En un contexto nacional donde la investigación y la ciencia no reciben presupuesto, al mismo tiempo que se niega el cambio climático, nuestro gobierno provincial reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible. Y agregó: “Trabajamos junto a las universidades nacionales y provinciales para impulsar la innovación y el crecimiento que hoy se expresa en la inauguración de un edificio bioclimático, diseñado con criterios de eficiencia energética».

La obra consistió en la construcción de un edificio bioclimático en una superficie total de 1.000 m², que cuenta con dos bloques (uno de ellos de dos plantas) convirtiéndose en un espacio de referencia para la investigación y el desarrollo de tecnologías vinculadas con las energías renovables y la eficiencia energética.

La nueva infraestructura, que también funcionará como centro educativo, incluye pautas de arquitectura bioclimática, medidas de eficiencia energética aplicadas a la construcción, además de biomateriales y materiales reciclados, como aislación térmica con lana de oveja, placas de cáscara de maní, ecoladrillos de hongos y ladrillos PET. Estos elementos son producidos por centros de investigación y transferencia de todo el país y se ubican en distintos sectores del edificio, para promover su aplicación y difusión.

A su vez, el Centro Bonaerense de Energías Renovables cuenta con sistemas de autogeneración renovable solar; de bombeo de agua y calefacción solar para provisión del edificio; de recolección y aprovechamiento de agua de lluvias; y de ventilación e iluminación, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y disminuyendo el consumo eléctrico. En este sentido, para fomentar la movilidad sostenible, se crearán estaciones de carga para vehículos eléctricos, alimentadas por energía solar.

La nueva infraestructura cuenta con un parque solar, un estacionamiento con techo solar y otras instalaciones fotovoltaicas sobre las cubiertas del edificio. Estos equipamientos permitirán abastecer el consumo energético del Centro, y a su vez estarán conectados a la red de distribución eléctrica local, operada por la empresa EDELAP, por lo que los excedentes no utilizados serán volcados a esa red.

La obra se llevó adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a cargo de una Unidad de coordinación operativa integrada por el MISP – a través de la subsecretaría de Energía – y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a todas las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.

Con el nuevo Centro, la Provincia cuenta con su primera sede propia para la investigación, la difusión y la promoción de tecnologías de eficiencia energética y generación renovable, complementando la actividad de la CIC, dependiente del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, que es uno de los primeros organismos de ciencia y tecnología del país y trabaja con el objetivo de capacitar profesionales y generar conocimiento y soluciones concretas para las y los bonaerenses.

Asimismo, se fomentará la investigación en áreas estratégicas vinculadas con temas clave para la Provincia, como celdas solares, irradiación LED en horticultura, desarrollo de electrodos para baterías de litio, obtención y almacenamiento de hidrógeno y transformación de plásticos de desecho en combustibles.

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Se inauguró el Primer Centro Bonaerense de Energías Renovables

El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos (MISP) de la provincia de Buenos Aires inauguró el primer Centro Bonaerense de Energías Renovables, ubicado en el campus tecnológico de la Comisión de Investigación Científica (CIC) en la localidad de Gonnet, partido de La Plata.

La obra consistió en la construcción de un edificio bioclimático en una superficie total de 1.000 m², que cuenta con dos bloques (uno de ellos de dos plantas) convirtiéndose en un espacio de referencia para la investigación y el desarrollo de tecnologías vinculadas con las energías renovables y la eficiencia energética.

Al respecto, el Ministro Gabriel Katopodis destacó que “El Primer Centro Bonaerense de Energías Renovables es una obra de infraestructura sostenible que fomentará la investigación para áreas estratégicas”. “La Provincia apuesta al futuro con una sede propia para formar, capacitar y trabajar en tecnologías sustentables. Mientras Milei recorta la ciencia y destruye el Estado, nosotros lo ponemos al servicio del desarrollo”.

Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni expresó: “Trabajamos junto a las universidades nacionales y provinciales para impulsar la innovación y el crecimiento que hoy se expresa en la inauguración de un edificio bioclimático, diseñado con criterios de eficiencia energética”.

La nueva infraestructura, que también funcionará como centro educativo, incluye pautas de arquitectura bioclimática, medidas de eficiencia energética aplicadas a la construcción, además de biomateriales y materiales reciclados, como aislación térmica con lana de oveja, placas de cáscara de maní, ecoladrillos de hongos y ladrillos PET. Estos elementos son producidos por centros de investigación y transferencia de todo el país y se ubican en distintos sectores del edificio, para promover su aplicación y difusión.

El Centro Bonaerense de Energías Renovables cuenta con sistemas de autogeneración renovable solar; de bombeo de agua y calefacción solar para provisión del edificio; de recolección y aprovechamiento de agua de lluvias; y de ventilación e iluminación, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y disminuyendo el consumo eléctrico. En este sentido, para fomentar la movilidad sostenible, se crearán estaciones de carga para vehículos eléctricos, alimentadas por energía solar.

La nueva infraestructura cuenta con un parque solar, un estacionamiento con techo solar y otras instalaciones fotovoltaicas sobre las cubiertas del edificio. Estos equipamientos permitirán abastecer el consumo energético del Centro, y a su vez estarán conectados a la red de distribución eléctrica local, operada por la empresa EDELAP, por lo que los excedentes no utilizados serán volcados a esa red.

La obra se llevó adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a cargo de una Unidad de coordinación operativa integrada por el MISP – a través de la subsecretaría de Energía – y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a todas las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.

Para realizar este proyecto se suscribió un convenio de colaboración con la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), organismo dependiente del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, en el marco de la Ley Provincial 14.838 de Régimen de Fomento a las energías renovables en la Provincia de Buenos Aires.

En el nuevo Centro, la Provincia fomentará la investigación en áreas estratégicas como celdas solares, irradiación LED en horticultura, desarrollo de electrodos para baterías de litio, obtención y almacenamiento de hidrógeno y transformación de plásticos de desecho en combustibles.

A su vez, se generarán distintas propuestas orientadas a incentivar la formación, como prácticas profesionalizantes, capacitaciones, talleres, un laboratorio de energías renovables y un circuito demostrativo para que las y los estudiantes de distintos niveles puedan conocer las características y el funcionamiento de los sistemas aplicados a la construcción bioclimática del edificio.

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Renuncia parcial de Reidel

A través del decreto 481/2025, Javier Milei aceptó, “a partir del 17 de julio último, la renuncia presentada por Demián REIDEL al cargo de Jefe de Gabinete de Asesores del señor Presidente de la Nación”.

Como es de forma, Milei “agradece al funcionario renunciante los servicios prestados en el desempeño de su cargo”. El escueto decreto no explica nada más al respecto.

Pocas horas después de la oficialización del decreto, Reidel optó por X para argumentar: “Dejo la presidencia del Consejo de Asesores para concentrarme de lleno, desde la presidencia de Nucleoeléctrica, en el desarrollo del Plan Nuclear Argentino”.

“El plan abarca la construcción del primer reactor modular argentino, la extensión de vida de nuestras centrales, el impulso a la minería de uranio, la creación de YPF Nuclear y muchas otras iniciativas estratégicas. Es una política de Estado orientada a recuperar la soberanía energética y potenciar el desarrollo científico-tecnológico del país”.

“Sigo formando parte del gobierno. Mi apoyo al Presidente @JMilei y a las políticas de esta gestión es absoluto e inquebrantable. Además, seguimos escribiendo juntos un libro de teoría económica con una visión revolucionaria del crecimiento basada en los retornos crecientes a escala. Mi compromiso personal es total”.

“Para mí es un orgullo ser parte de este gobierno que está cambiando la historia de la Argentina”, añadió Reidel. Se verán entonces los resultados de la “concentración de lleno” de Reidel en un área sensible como es la nuclear, en materia energética, y geopolítica.

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MEGSA-CAMMESA: 23.7 MMm3/d para la tercera semana de julio. PPP u$s 8,40

El Mercado Electrónico del Gas realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 22/07 al 27/07/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 42 ofertas por un total de 23.700.000 metros cúbicos día, con Precios Propedio Poderados de U$S 7,24 por millón de BTU en el PIST y de U$S 8,40 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Desde productores en Neuquén se recibieron 15 ofertas por un volúmen total de 9.600.000 m3/d; desde Chubut se registraron 3 ofertas que totalizaron un volúmen diario de 1.200.000 m3/d; otras 5 ofertas llegaron desde Santa Cruz, con un volúmen total de 1.300.000 m3/día.

Asimismo, desde productores de la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas de abasto por un volúmen de 3.200.000 m3/día; y desde productores en Tierra del Fuego llegaron 12 ofertas que totalizaron un volumen de 8.400.000 m3/día.

Los precios del gas en el PIST variaron entre U$S 6,99 a y U$S 7,50 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA variaron desde los U$S 7,92 hasta los U$S 8,58 el MBTU.

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Es oficial: Panamá realizará cinco licitaciones eléctricas por más de 2700 MW de capacidad hasta 2028

Panamá oficializó el lanzamiento de su primer cronograma anual de licitaciones eléctricas, una herramienta inédita en la región que busca ordenar la transición energética, incentivar la competencia y garantizar precios más competitivos en el mercado de electricidad.

La planificación incluye cinco licitaciones entre 2025 y 2028, con contratos que se extenderán hasta 2033. Se proyecta la incorporación de 1420 megavatios equivalentes MWEq de energía firme y 1335 MW de nueva capacidad instalada, un volumen inédito para el mercado panameño.

El anuncio fue realizado por Juan Manuel Urriola, secretario nacional de Energía, durante la jornada de homologación de la licitación 01-25, el primer proceso de la nueva hoja de ruta: “Este cronograma representa un cambio profundo en la forma en que planificamos el crecimiento del sistema eléctrico nacional. Se trata de un instrumento bien pensado, donde cada agente tiene espacio para participar, siempre que presente buenas ofertas. Lo que buscamos es equilibrio, orden y resultados que beneficien tanto al país como al mercado”.

El primer proceso, 01-25, está enfocado en contratar energía firme y potencia de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, con un plazo de suministro de 20 años a partir del 1 de enero de 2029. Esta etapa inicial habilita a los desarrolladores a completar los estudios, cerrar financiamiento y construir las plantas con el tiempo necesario para su integración al sistema.

En 2026, se prevé una licitación exclusiva para nuevas centrales solares fotovoltaicas, con fecha de inicio de suministro en julio de 2028. Esta decisión responde a un enfoque técnico para evitar la sobreoferta en horarios diurnos, lo que podría afectar la estabilidad del sistema.

“Buscamos balancear la matriz y asegurar energía firme. El cronograma nos permite organizar el ingreso de cada tecnología de forma técnica y ordenada”, explicó Urriola.

Además, se contempla la reconversión de centrales térmicas existentes hacia combustibles alternativos menos contaminantes, un proceso que comenzará en enero de 2026 y entrará en operación en mayo de 2028. Esta estrategia permitirá una transición gradual y brindará oportunidades de inversión a empresas con activos térmicos en operación.

Las siguientes rondas de licitación continuarán en 2027 y 2028, incluyendo proyectos hidroeléctricos en etapa de diseño y nuevas plantas de respaldo. Se espera la contratación de 250 MWEq adicionales en 2027 y otros 250 MWEq en 2028, permitiendo el ingreso de todas las tecnologías renovables y de respaldo.

Impacto en la transición energética y atracción de inversiones

El cronograma se alinea con los compromisos climáticos de Panamá, que ya es un país carbono negativo, y refuerza su rol como referente regional en planificación energética.

La previsibilidad que ofrece este instrumento facilita una mejor preparación de los oferentes, impulsa nuevas inversiones, fomenta la competencia y contribuye a cumplir con los objetivos de descarbonización”, aseguró Urriola.

Actualmente, Panamá cuenta con una capacidad instalada de 4.968 MW en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). De ese total, 1.848 MW corresponden a generación hidroeléctrica, 336 MW a eólica y 619 MW a solar fotovoltaica. El resto corresponde a fuentes térmicas como gas, carbón, diesel y búnker, que completan aproximadamente 2.165 MW.

El nuevo cronograma de licitaciones prevé la incorporación de 1.420 megavatios equivalentes (MWEq) de energía firme —principalmente hidroeléctrica y eólica— y 1.335 MW de nueva capacidad instalada adicional, incluyendo nuevas centrales solares fotovoltaicas y plantas de respaldo tecnológicamente flexibles. En conjunto, se trata de 2.755 MW adicionales entre 2029 y 2033, lo que representa un incremento cercano al 55 % de la capacidad actual, consolidando la expansión renovable y la diversificación tecnológica del sistema.

El modelo también proporciona seguridad a los inversionistas al establecer fechas concretas y volúmenes definidos, lo que permite planificar estrategias de financiamiento y construcción a mediano plazo. Para Urriola, esto abre un mercado más competitivo y transparente: “Con este cronograma cada agente del sector sabe cuándo y cómo participar. Eso fortalece la competencia y asegura mejores precios para los consumidores”.

Con esta planificación plurianual, Panamá avanza hacia una matriz más diversificada, resiliente y sostenible. La Secretaría Nacional de Energía destaca que el modelo permite evitar “picos” de oferta de tecnologías específicas y construir un mercado ordenado que combine energía solar, eólica, hidroeléctrica y respaldo flexible.

El proceso también incorpora señales claras para la incorporación de nuevas tecnologías y asegura una transición gradual que respete los tiempos de desarrollo de cada proyecto.

“Estamos dando pasos concretos hacia un mercado eléctrico más moderno, con reglas claras, participación abierta y compromiso con el ambiente,” concluyó Urriola.

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

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Victoria del AXION energy Sport en el Turismo Carretera 2000

El equipo AXION energy Sport mostró todo su potencial en el autódromo de Buenos Aires, escenario de la sexta fecha del Turismo Carretera 2000.

Esta competencia tuvo un condimento especial: se disputó con pilotos invitados, en una carrera de binomios que sumó emoción y estrategia a una jornada decisiva para el campeonato.

Los hermanos Canapino realizaron una actuación impecable, dominando la competencia de principio a fin, demostrando una coordinación perfecta en cada relevo.

Esta victoria afianza el excelente momento del equipo, y constituye la tercera del campeonato para Agustín Canapino, consolidándose como el líder en el certamen de pilotos.

El resto de los binomios de AXION energy Sport también tuvieron una destacada actuación en esta competencia especial, sumando puntos valiosos para el equipo:
● P4 Trappa – Fritzler
● P5 Yankelevich – Moscardini
● P10 Krujoski – Farroni
● P11 Garbelino – De Benedictis
● P12 Lorio -Suarez

“Este tipo de jornadas reafirman nuestra visión: competir con pasión, innovación y compromiso técnico. AXION energy y Castrol comparten esa misma filosofía, dentro y fuera de la pista”, destacó Cecilia Panetta, gerente ejecutiva de Marketing de Castrol.

La próxima fecha se disputará el 9 y 10 de agosto en San Juan. El AXION energy Sport ya trabaja en los preparativos con el objetivo de seguir siendo protagonista.

Además, los usuarios de ON, la plataforma de beneficios de AXION energy, podrán participar por entradas para esta fecha especial y vivir una experiencia única en el circuito.

AXION energy y Castrol continúan impulsando el rendimiento del equipo a través de la tecnología de su combustible premium QUANTIUM y sus lubricantes de última generación.

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Un trabajador petrolero murió durante la construcción del Vaca Muerta Sur

La UTE Techint-SACDE confirmó anoche el fallecimiento de un operario durante la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El accidente se produjo a 20 kilómetros de Allen, Río Negro, donde se ubica la cabecera del segundo tramo del ducto.

«Techint-SACDE informa con profundo pesar que hoy domingo 20 de julio, alrededor de las 15.30 se produjo un accidente en el que perdió la vida Lidio Sánchez, que se desempeñaba como capataz de bajada y tapada», expresaron desde la compañía en un comunicado que se hizo público el domingo a la noche.

Según indicaron, el hecho se produjo cuando se hacía una maniobra de tapada de cañerías: «Apenas ocurrido, se activó el protocolo de emergencia de la UT, brindando asistencia inmediata y coordinando la intervención de los servicios médicos y las autoridades correspondientes», señaló el comunicado de la empresa.

Tras confirmarse la muerte del operario, la empresa inició un proceso de investigación para determinar con precisión las causas del accidente. «Toda la comunidad Techint-SACDE expresa su más profundo pesar y acompaña con respeto y solidaridad a familiares, amigos y compañeros de Lidio», finalizó el escrito.

Quién era

Lidio Sánchez, el trabajador fallecido era originario de la localidad de Temperley. Era jubilado, pero se había sumado a la empresa Techint ante la convocatoria para realizar el gasoducto Néstor Kirchner en 2022.

«Sánchez era considerado un hombre escuela transmitiendo su experiencia a los más jóvenes ante la escasez de personal capacitado, cumpliendo ese rol en el campo», recordaron sus compañeros. «Lamentable su vida se terminó, como estaba en su ADN, trabajando», expresaron.

La obra

El oleoducto Vaca Muerta Sur, es un proyecto del Consorcio VMOS, que conforman YPF, Shell, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol. Tiene un tendido de 440 kilómetros que van desde localidad de Allen en Río Negro hasta el puerto de Punta Colorada en Río Negro. 

Con un costo de US$ 2.552 millones es una de las mayores obras de infraestructura de la industria petrolera que permitirá evacuar y exportar unos 570.000 barriles diarios de petróleo. El primer tramo implicó la construcción de un oleoducto de 130 kilómetros desde Loma Campana, el área insignia de shale oil de YPF en Vaca Muerta, hasta Allen.

La obra del tendido del ducto, a cargo de Techint y SACDE, demanda actualmente unos 1.500 trabajadores y ya completó los primeros 120 kilómetros de soldadura hasta Chelforó.

, Redacción EconoJournal

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La petrolera de un ex YPF ingresa en Aconcagua para intentar viabilizar la reestructuración de su deuda

Petrolera Aconcagua Energy (PAESA), una de las pocas empresas independientes del mercado argentino de Oil&Gas, informó el viernes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Tango Energy, una firma creada por Pablo Iuliano, ex CEO de YPF durante la gestión anterior, se quedará con el 90% de las acciones de la compañía con la intención de viabilizar la reestructuración de su deuda financiera.

El ingreso de Iuliano, que asumirá como CEO de Aconcagua en reemplazo de Diego Trabucco, se concretará con el respaldo de Vista Energy y AR Energy Resources, subsidiaria de Trafigura, los dos principales acreedores de PAESA. Tango Energy inyectará unos US$ 36 millones al capital social de la empresa, un gesto que pedían parte de los tenedores de la deuda como condición necesaria para avalar la reestructuración de una deuda cercana a los US$ 229 millones (con vencimientos por US$ 75 millones en 2025).
Lo que sigue esta semana es que el comité de negociación con los titulares de esos bonos —a grandes rasgos agrupados en tres grupos principales: fondos comunes de inversión, compañías de seguros e inversores minoritarios— termine de precisar las condiciones específicas de reestructuración. Recién una vez que esa instancia esté concluida se procederá al canje de los títulos actuales que cayeron en default en junio por los nuevos bonos.

El desembarco de Tango Energy como accionista mayoritario de Aconcagua se concretará sólo si los tenedores de deuda avalan el proceso de reestructuración. Trabucco y Javier Basso, los creadores de PAESA, se correrán del equipo de management de la empresa y continuarán como inversores minoristas con un 10% del equity.

Solución positiva

El ingreso de Iuliano como CEO es una solución positiva para Vista, que en 2023 le vendió a Aconcagua sus campos maduros en Neuquén y Río Negro, por lo que la petrolera creada por Miguel Galuccio podrá seguir enfocada en el desarrollo de yacimientos no convencionales, mientras que Tango Energy tendrá la responsabilidad de mantener en caja la explotación de áreas convencionales, un negocio que en los últimos 12 meses redujo significativamente su rentabilidad por el encarecimiento de los costos en dólares (producto de la apreciación cambiaria que forzó el gobierno con fines antinflacionarios) y del retroceso del precio internacional del petróleo, que cayó por debajo de los 70 dólares. Ese combo, exacerbado por la falta de financiamiento en el mercado doméstico —un fenómeno que complica cada vez más a empresas locales del sector energético—, torció el plan de negocios de Aconcagua, que en los próximos dos años apuntaba a lanzar un proyecto piloto en Vaca Muerta. En caso de confirmar su ingreso post-reestructuración en las próximas semanas, Tango Energy tendrá el desafío ordenar el flujo de fondos de la empresa y la rentabilidad de campos maduros y recién ahí retomar su proyecto de mediano plazo en el no convencional. A eso apuesta Iuliano.

PAESA opera en 13 concesiones de producción convencional en Neuquén, Río Negro y Mendoza. El 3 de julio, la empresa había informado a la CNV un acuerdo preliminar con Vista Energy y Trafigura, que decidieron suspender temporalmente sus reclamos patrimoniales mientras se desarrolla la refinanciación de la deuda.

, Redaccion EconoJournal

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La petrolera de un ex YPF ingresa en Aconcagua para intentar viabilizar la reestructuración de su deuda

Petrolera Aconcagua Energy (PAESA), una de las pocas empresas independientes del mercado argentino de Oil&Gas, informó el viernes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Tango Energy, una firma creada por Pablo Iuliano, ex CEO de YPF durante la gestión anterior, se quedará con el 90% de las acciones de la compañía con la intención de viabilizar la reestructuración de su deuda financiera.

El ingreso de Iuliano, que asumirá como CEO de Aconcagua en reemplazo de Diego Trabucco, se concretará con el respaldo de Vista Energy y AR Energy Resources, subsidiaria de Trafigura, los dos principales acreedores de PAESA. Tango Energy inyectará unos US$ 36 millones al capital social de la empresa, un gesto que pedían parte de los tenedores de la deuda como condición necesaria para avalar la reestructuración de una deuda cercana a los US$ 229 millones (con vencimientos por US$ 75 millones en 2025).
Lo que sigue esta semana es que el comité de negociación con los titulares de esos bonos —a grandes rasgos agrupados en tres grupos principales: fondos comunes de inversión, compañías de seguros e inversores minoritarios— termine de precisar las condiciones específicas de reestructuración. Recién una vez que esa instancia esté concluida se procederá al canje de los títulos actuales que cayeron en default en junio por los nuevos bonos.

El desembarco de Tango Energy como accionista mayoritario de Aconcagua se concretará sólo si los tenedores de deuda avalan el proceso de reestructuración. Trabucco y Javier Basso, los creadores de PAESA, se correrán del equipo de management de la empresa y continuarán como inversores minoristas con un 10% del equity.

Solución positiva

El ingreso de Iuliano como CEO es una solución positiva para Vista, que en 2023 le vendió a Aconcagua sus campos maduros en Neuquén y Río Negro, por lo que la petrolera creada por Miguel Galuccio podrá seguir enfocada en el desarrollo de yacimientos no convencionales, mientras que Tango Energy tendrá la responsabilidad de mantener en caja la explotación de áreas convencionales, un negocio que en los últimos 12 meses redujo significativamente su rentabilidad por el encarecimiento de los costos en dólares (producto de la apreciación cambiaria que forzó el gobierno con fines antinflacionarios) y del retroceso del precio internacional del petróleo, que cayó por debajo de los 70 dólares. Ese combo, exacerbado por la falta de financiamiento en el mercado doméstico —un fenómeno que complica cada vez más a empresas locales del sector energético—, torció el plan de negocios de Aconcagua, que en los próximos dos años apuntaba a lanzar un proyecto piloto en Vaca Muerta. En caso de confirmar su ingreso post-reestructuración en las próximas semanas, Tango Energy tendrá el desafío ordenar el flujo de fondos de la empresa y la rentabilidad de campos maduros y recién ahí retomar su proyecto de mediano plazo en el no convencional. A eso apuesta Iuliano.

PAESA opera en 13 concesiones de producción convencional en Neuquén, Río Negro y Mendoza. El 3 de julio, la empresa había informado a la CNV un acuerdo preliminar con Vista Energy y Trafigura, que decidieron suspender temporalmente sus reclamos patrimoniales mientras se desarrolla la refinanciación de la deuda.

, Redaccion EconoJournal

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Inversiónes: Crece en América Latina por reinversiones, pero pierde dinamismo en sectores clave

La CEPAL advierte que la llegada de nuevos proyectos sigue baja y concentrada en hidrocarburos, mientras la región necesita políticas más sólidas para potenciar el impacto productivo de los capitales foráneos. La inversión extranjera directa (IED) en Latinoamérica y el Caribe totalizó el año pasado U$D 188.962 millones de dólares durante el 2024, lo que significó un aumento del 7,1% con respecto al año 2023, siendo de lejos Estados Unidos su principal socio, según un informe de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe, el CEPAL. Los países que más recibieron entradas de inversión extranjera directa, el año […]

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Economía: Récord histórico de exportaciones mineras; Argentina superará los USD 5.000 millones

Este año la producción será menor que en 2024, pero el alza de los precios internacionales permitiría una mayor recaudación por ventas externas. El 2024 fue un muy buen año para las exportaciones mineras. Con ventas externas de USD 4.632 millones, se registró el mejor resultado en 12 años y la tercera mejor marca histórica, quedando sólo detrás de 2011 (USD 4.902 millones) y 2012 (USD 4.981 millones). Sin embargo, todos los récords quedarán atrás en 2025. Según estimaciones del sector, este año la minería argentina logrará exportaciones superiores a USD 5.000 millones por primera vez desde que se tiene […]

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Informes: La apuesta de Wall Street para ganar con Argentina; estas son las inversiones que elige

La economía atravesó un momento bisagra. Esta semana, Moody’s, una de las tres agencias calificadoras más influyentes del mundo, decidió mejorar la calificación de riesgo de la Argentina y destacó las últimas medidas económicas del Gobierno. En paralelo, los grandes bancos internacionales empezaron a actualizar sus informes sobre empresas locales, recomendando invertir en algunas de las principales empresas que cotizan en bolsa. ¿Qué implica esta mejora? ¿Por qué la banca internacional vuelve a mirar a la Argentina? Y, sobre todo, ¿cuáles son las empresas que hoy concentran las mejores perspectivas según los analistas del mundo financiero? La decisión de Moody’s […]

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Vaca Muerta: En la antesala del salto exportador

Neuquén ya explica el 44% del total de las exportaciones de combustible y energía de Argentina. La provincia es la cuarta con más ventas totales al mercado mundial. Un impulso económico y productivo con impronta local camino a las elecciones de octubre. Las elecciones de octubre en Neuquén adquieren una doble connotación. Por un lado, la netamente política y, en paralelo, una económica. Pueden verse como dos caras de una misma moneda. La provincia representa algo así como el 1,5 por ciento del electorado total del país. El impacto económico que tiene la provincia es mucho mayor a esa proporción […]

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Minería: Los 3 puntos clave para ser un buen proveedor

Expertos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) explicaron aspectos fundamentales para ingresar a una industria que busca despegar definitivamente en Mendoza. La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) ofreció una charla clave para quienes buscan convertirse en proveedores del sector. El objetivo fue claro: detallar los aspectos fundamentales para ingresar y tener éxito en la cadena de valor de la minería. Primer paso: conocer a fondo el sector. Alejandra Cardona, directora ejecutiva de CAEM, subrayó la importancia de una preparación previa. Aconsejó a los interesados “conocer los procesos y formas de trabajo” de la industria, entendiendo en qué […]

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Empresas: La empresa Gas y Petróleo del Neuquén destina ganancias de Vaca Muerta a becas, rutas y energía limpia

Un acuerdo con Corfone para producir pellets de biomasa, aportes al plan de becas Gregorio Álvarez y la participación en obras estratégicas de transporte de hidrocarburos forman parte del nuevo enfoque de la compañía estatal. La empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) confirmó que reinvertirá parte de sus utilidades en distintos proyectos productivos y sociales, como parte de una estrategia provincial para ampliar el impacto de las compañías públicas en el desarrollo económico. La decisión fue anunciada por el presidente de GyP, Guillermo Savasta, tras la firma de un convenio con la firma Corfone —también de capital estatal— […]

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Actualidad: Polo Científico Tecnológico; se inaugurará un instituto clave para el desarrollo de Vaca Muerta

En septiembre se cortarán las cintas del nuevo módulo creado en función de la innovación y desarrollo tecnológico, con enfoque en sectores clave como la tecnología, los hidrocarburos y la medicina. El gobernador Rolando Figueroa junto con el intendente de la ciudad de Neuquén, Mariano Gaido, recorrieron los avances de la segunda nave del Polo Científico Tecnológico que será inaugurada el 12 de septiembre, día del 121º aniversario de la capital neuquina. El Módulo II está ubicado en el corazón del Distrito 2 de la meseta en avenida Huilen y Soldi. Allí se construye un distrito donde la ciencia, la […]

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Infraestructura: Fuerte reclamo del Círculo Rojo a Javier Milei para reactivar las obras públicas

El G-6, que reúne a bancos, agro, industria, comercio y construcción, exigió un plan estratégico para invertir en infraestructura. El Grupo de los Seis (G-6), integrado por las principales entidades empresarias del país, elevó el tono en la Exposición Rural y le reclamó al gobierno de Javier Milei una política activa de inversión en obras públicas e infraestructura para que atraer inversiones. Lo hicieron a través del Consejo de Políticas de Infraestructura (CPI), que reúne a los principales dirigentes empresarios del agro, la industria, el comercio, la construcción y las finanzas. Allí coincidieron en que la falta de obras estratégicas […]

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Actualidad: La Armada hizo un simulacro de derrame de hidrocarburos

Fue un adiestramiento de los buzos y medios del Servicio de Salvamento, en la dársena de la base. El Servicio de Salvamento de la Armada (SISA) llevó adelante un simulacro de contención de un derrame de hidrocarburos en el agua, en la dársena de la base naval Puerto Belgrano. Allí, a bordo de botes neumáticos, los buzos salvamentistas usaron una barrera flotante para contener el combustible y evitar su propagación circunscribiendo el derrame a un área restringida para su posterior remoción. Una vez contenido, se desplegó un equipo denominado “skimmer”, que recupera y recolecta el hidrocarburo de la superficie del […]

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Minería: Realizan inspección en Cerro Vanguardia

El Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Minería, realizó días atrás una inspección al proyecto minero Cerro Vanguardia, ubicado en cercanías de la ciudad de Puerto San Julián, en el centro de la provincia santacruceña. Fue llevado adelante por inspectores de la Secretaría de Estado de Minería y en un lapso tres jornadas de trabajo se inspeccionaron explotaciones a cielo abierto, planta de procesos, pila de lixiviación y mina subterránea del proyecto ubicado en cercanías de la localidad de Puerto San Julián. La actividad estuvo a cargo de Facundo Hernández y Santiago Tarcaya, […]

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FES continuará su gira 2025 con un encuentro virtual sobre el mercado renovable de Brasil

Future Energy Summit (FES) continuará con su gira 2025 de encuentros de profesionales de las energías renovables con una nueva cumbre clave y el siguiente paso será el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas).

El mismo se realizará el próximo 6 de agosto, enfocado en uno de los mercados energéticos más grandes a nivel mundial, que mantiene altas expectativas para la inserción de más tecnologías, como por ejemplo eólica offshore, baterías y nuevas subastas de largo plazo.

El encuentro virtual y gratuito contará con la asistencia de players relevantes de Brasil y se dividirá en dos paneles de debate, centrados en posibilidades de negocio, tendencias y más novedades en el camino de la transición energética.

Incripción gratuita

El primer panel, denominado “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, comenzará a las 10 hs Brasilia (8 hs Bogotá | 15 hs Madrid) y tendrá la participación de especialistas de grandes empresas como Sungrow, JA Solar y 360Energy. 

Mientras que el segundo panel de debate tendrá lugar a las 10:50 hs Brasilia (8:50 hs Bogotá | 15:50 hs Madrid) y pondrá la mirada en “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil”, con el análisis de firmas de renombre como son Risen, DIPREM y Gotion. 

El webinar FES Brasil llega en un momento crucial para la industria energética, ya que para dicha fecha se cerrará la consulta pública sobre la metodología para la selección de áreas destinadas a la concesión de proyectos de generación eólica offshore.

Además, el país aguarda por la continuidad de la licitación de nueva energía A-5, que se celebrará el 22/8 del presente año y que ya tiene más de 240 proyectos registrados que suman casi 3000 MW de capacidad; como también de reforma eléctrica que anunció el Poder Ejecutivo pocos meses atrás.

Incripción gratuita

Mientras que por el lado del almacenamiento, se prepara la subasta de reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, y el respectivo reglamento para sistemas BESS, de manera que el gobierno ya confirmó que dicha normativa se publicará durante el segundo semestre del 2025 e incluirá las reglas para el acceso y uso de la red en forma de contratos y montos, remuneración y posibilidad de ingresos, entre otros puntos.

Por lo que el “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” organizado por FES abarcará un gran abanico de temas en agenda junto a líderes del sector renovable brasileño y será un espacio de jerarquía para evaluar la realidad energética del país, analizar retos y oportunidades y extender anuncios exclusivos.

El encuentro del próximo 6 de agosto también se transmitirá en vivo en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES). ¡No se pierda la oportunidad! ¡Nos vemos en FES Brasil 2025! 

Incripción gratuita

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SER Colombia pide derogar la Resolución 101-066 ante la inminente subasta para energías renovables

La apertura del proceso para convocar la subasta de expansión del cargo por confiabilidad para el periodo 2029-2030 genera expectativa entre los actores del sector energético colombiano. Se esperaba para el mes de junio pero aún no hubo novedades. 

En particular, desde SER Colombia, su presidenta ejecutiva, Alexandra Hernández, destaca el interés del sector por participar, aunque con una condición clave: revisar el marco normativo vigente que penaliza a la generación renovable variable.

«Esa resolución debería derogarse de inmediato. Para nosotros es insalvable», manifiesta en diálogo con Energía Estratégica en referencia a la Resolución CREG 101-066 de 2024, que crea un segundo precio de escasez que perjudica la competitividad de fuentes como la solar y eólica.

Hernández detalla que el precio diferencial definido para la generación variable, que es de 359 COP/kWh frente a los 945 COP/kWh que se aplicaban anteriormente para todas las plantas, «va a ser muy difícil para los proyectos».

Plantea que los riesgos son elevados y los incentivos muy bajos, lo que «encarece la energía renovable en vez de ayudar a abaratarla». Esta situación, advierte, se convierte en «una señal perversa» que desincentiva los contratos de largo plazo. 

La subasta, que según la CREG podría permitir el ingreso de más de 1.000 MW de nueva capacidad firme, es vista como una herramienta clave para el cierre financiero de proyectos renovables.

Por eso, Hernández insiste en que «la norma en su totalidad debería reconsiderarse», al calificar los niveles actuales de precio como «demasiado bajos» para representar una verdadera condición de escasez.

A pesar de las críticas, el gremio valora la apertura a la participación renovable en la subasta. 

El sector lo ve muy positivo porque hay una flexibilidad en la norma, ya que no se requerirá certificado de conexión para postular proyectos, lo cual facilita el acceso de nuevas iniciativas.

Hernández remarca que «Colombia necesita triplicar lo logrado hasta ahora para atender la demanda creciente al 2026-2027». 

Con más de 2.000 MW ya en operación o pruebas, y otros 490 MW en construcción, el sector renovable representa una parte creciente de la matriz eléctrica, aunque aún insuficiente frente a una demanda que crece al doble de la oferta.

En ese sentido, reclama que «los proyectos siguen tardando entre 4 y 6 años en entrar en operación», con el 70% del tiempo dedicado a trámites. 

Llama a que las autoridades cumplan los plazos establecidos, simplifiquen los permisos ambientales y trabajen articuladamente con el sector privado.

Respecto a las subastas de largo plazo, Hernández considera urgente que el gobierno expida el decreto habilitante, actualmente en trámite.

«El primer paso es que debe salir ese decreto», advierte, señalando que ya hubo comentarios técnicos y revisiones por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio. Recién con ese marco se podrá contratar un operador y definir los términos.

Asimismo, el gremio propone que se implementen garantías estatales para facilitar la contratación con comercializadores en situaciones financieras críticas, replicando experiencias anteriores.

«Nadie le vende a una empresa que está en dificultades, es muy difícil cerrar negocios sin respaldo», sostiene la dirigente.

Finalmente, concluye con un llamado estructural: «Hoy hace metástasis en las renovables, pero si mañana reactivas cualquier sector, pasará lo mismo».

El problema en Colombia es que hay una alta demanda de proyectos energéticos, pero persisten fuertes resistencias sociales y administrativas cuando se trata de asignar espacios específicos para su ejecución.

El mensaje de SER apunta a la necesidad de equilibrar la participación ciudadana con la urgencia de avanzar en proyectos que beneficien a millones de colombianos.

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México lanzará su estrategia nacional de hidrógeno verde a finales de año ¿Qué espera el sector?

México se prepara para anunciar a fin de año su estrategia nacional de hidrógeno verde, una hoja de ruta clave para definir el rumbo de esta industria naciente. El documento está siendo elaborado por la Secretaría de Energía en colaboración con el Banco Interamericano de Desarrollo y dos consultoras: el Grupo Mercados Energéticos y la firma Blue Energy Revolution.

Así lo confirma Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, Movilidad Sostenible y Transición Energética, quien subrayó la urgencia de contar con un plan robusto que otorgue certidumbre jurídica y promueva nuevas inversiones.

Desde la asociación aseguraron que el sector privado espera que el plan contemple regulaciones específicas para la producción, almacenamiento, transporte, seguridad, mantenimiento y uso del hidrógeno. Hoy, la normativa relacionada está dispersa en leyes de energía, medio ambiente, minería y bioenergía, sin un marco unificado para esta tecnología. Además, el mercado demanda incentivos fiscales concretos, estándares técnicos homologados y políticas públicas que faciliten el acceso al financiamiento.

«Faltan reglas claras, incentivos fiscales y un entorno regulatorio favorable. La industria necesita saber a qué atenerse para planificar y acelerar los proyectos», señaló Hurtado en diálogo con Energía Estratégica.

El costo también es un desafío estructural, el precio por kilogramo oscila entre 5 y 6 dólares, mientras que el  del hidrógeno gris es de 2,5 dólares. Esta diferencia se debe principalmente a los altos costos de los electrolizadores, la tecnología aún en proceso de escalamiento y el precio de la electricidad renovable. La expectativa es que esta brecha se reduzca hacia 2030, cuando el hidrógeno verde podría alcanzar un costo de entre 1,5 y 3,5 dólares por kilogramo, impulsado por mejoras tecnológicas y economías de escala.

“Creemos que el hidrógeno verde puede replicar la tendencia a la baja como sucedió con la fotovoltaica y el precio de los paneles. Tiene que haber una curva tecnológica que abarate los costos, una mayor producción y mayor consumo, y eso genera una caída de costos y masificación”, analizó.

A pesar de estos retos, el sector avanza con fuerza. Según el mapeo realizado por al asociación, actualmente existen en México 28 proyectos de hidrógeno limpio, 19 en diferentes etapas de desarrollo y 9 en planeación, que en conjunto representan una inversión superior a los 22.353 millones de dólares

Proyectos H2V México

“Consideramos que en un horizonte de 5 años estos proyectos deberán ya estar con un despliegue total o parcial de hidrógeno”, aseguró el referente de la asociación.

Estas iniciativas prevén la producción de 196.707 toneladas anuales de hidrógeno verde, junto a 970.000 toneladas de amoniaco verde y 2,1 millones de toneladas de metanol verde y azul. Para abastecer estas operaciones se instalarán 4.174 megawatts de capacidad renovable, a través de plantas solares y eólicas en distintas regiones del país.

Los proyectos se ubican en estados estratégicos como Sonora, Sinaloa, Baja California, Nuevo León, Tamaulipas, Oaxaca, Guanajuato, Yucatán, Michoacán, Durango y San Luis Potosí, seleccionados por su potencial energético, su cercanía a centros industriales o puertos y su infraestructura existente. Una parte importante de estos desarrollos tiene como objetivo reemplazar el hidrógeno gris utilizado en procesos industriales, sobre todo en las refinerías del país.

«Estamos ante una oportunidad histórica. México tiene recursos naturales, una ubicación privilegiada y acceso a mercados internacionales. Podemos convertirnos en un hub de hidrógeno para exportación», afirmó Hurtado.

Empresas como Pemex y la Comisión Federal de Electricidad ya participan activamente en esta transición. Pemex planea sustituir el hidrógeno gris utilizado en sus plantas por hidrógeno verde y prevé comercializar el energético en un mercado local que podría alcanzar los 4.000 millones de dólares en la próxima década. La CFE, por su parte, evalúa adaptar sus turbinas de ciclo combinado para operar con mezclas de gas natural e hidrógeno, un esquema conocido como blending, lo que permitiría reducir de manera considerable las emisiones de CO₂ de la generación eléctrica.

La demanda potencial de hidrógeno verde se concentra en sectores industriales clave. Según la  «Estrategia Industrial de Hidrógeno Limpio de México 2024», la refinación de petróleo lidera el consumo con 148.350 toneladas anuales estimadas, seguida por la minería con 107.325 toneladas y la integración del hidrógeno en la red de gas natural con 55.877 toneladas. La producción de amoniaco, utilizada en fertilizantes, podría demandar 35.040 toneladas anuales, mientras que el transporte público y de carga pesada suma otras 15.265 toneladas. La industria metalúrgica y la fabricación de metanol completan el cuadro de consumo, con 23.932 y 6.400 toneladas anuales, respectivamente.

«Los sectores estratégicos ya están identificados. El próximo paso es desarrollar la infraestructura y generar las condiciones de mercado para que el hidrógeno sea competitivo», remarcó Hurtado.

Además del impacto industrial, el desarrollo de esta cadena de valor puede tener efectos significativos en la economía mexicana. Según cálculos de la Asociación Mexicana de Hidrógeno,, los proyectos en marcha podrían generar 67.701 empleos hacia 2030, de los cuales 13.581 serán directos y 54.120 indirectos. La actividad del sector aportaría 2,5 billones de dólares al PIB nacional, equivalentes al 0,14% del PIB de 2023, y contribuiría con 1,9 billones de dólares en impuestos al Estado.

La estrategia industrial del sector privado

Mientras el Gobierno trabaja en su hoja de ruta, la Asociación Mexicana de Hidrógeno presentó su propia Estrategia Industrial de Hidrógeno Limpio, elaborada junto a ERM y con el apoyo de la Embajada de Dinamarca. El documento propone un plan de acción integral para desarrollar el mercado mexicano, con recomendaciones sobre infraestructura, cadena de valor, capacitación técnica, incentivos fiscales y políticas ambientales.

En ese marco, la Asociación se reunió a fines del año pasado con autoridades gubernamentales, incluyendo al Subsecretario de Transición Energética, Jorge Islas, para presentar esta estrategia y compartir el mapeo de los proyectos en marcha. El objetivo es colaborar de forma público-privada para que México avance hacia un modelo energético más limpio, competitivo y sostenible.

«México tiene todo para ser un líder regional en hidrógeno verde, pero necesitamos coordinación institucional y una visión estratégica de largo plazo», concluyó Hurtado.

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Gobierno de Chile propone nueva ley de hidrógeno verde y créditos tributarios por USD 2.800 millones para impulsar la demanda

El Ministerio de Energía de Chile presentará en breve un nuevo proyecto de ley para fomentar la demanda de hidrógeno verde (H2V), con el objetivo de acelerar el desarrollo de esta industria en el país y viabilizar decisiones de inversión, tanto de productores como de consumidores industriales.

«Estamos iniciando los trabajos pre legislativos para un nuevo proyecto de ley de fomento a la demanda. Esperamos presentarlo a la brevedad para que se apruebe, ojalá, durante esta legislatura», confirmó el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow.

La propuesta está diseñada como parte del Plan de Acción de Hidrógeno Verde, alineado con los consensos alcanzados en el sector. Mientras que el mecanismo central del proyecto será la creación de una bolsa de créditos tributarios asignados al Impuesto de Primera Categoría (IDPC), dirigida a empresas domiciliadas en Chile que utilicen hidrógeno verde y sus derivados. 

El monto total disponible para asignar a estos créditos será de USD 2800 millones, distribuidos a través de un comité interministerial conformado por representantes de los ministerios de Hacienda, Energía y Economía.

Para el año 2025, se espera un primer paquete de incentivos por USD 700 millones, con un techo de costo unitario de USD 5 x kg/H2V. El monto irá disminuyendo progresivamente hasta llegar a USD 300 millones en 2030, junto con un ajuste en el límite de costo del H2V. 

Además, se contempla la creación de un fondo transitorio complementario, gestionado por Corfo y/o el Fisco, para financiar medidas adicionales al incentivo tributario, con el objetivo de fomentar el desarrollo de la industria del H2V en el territorio nacional.

Uno de los componentes estratégicos del proyecto será el impacto territorial, con un énfasis especial en la región de Magallanes, que se perfila como un polo clave para la producción de hidrógeno verde.

«Estamos debatiendo y analizando otros aspectos relacionados con incentivos territoriales, en particular en la zona de Magallanes, y que para las industrias que se desarrollen en dichas regiones pueda anticiparse el aporte que realizan al fondo de desarrollo», explicó Pardow. 

¿Por qué? El gobierno considera al hidrógeno verde no solo como un vector energético, sino también como un instrumento para reindustrializar ciertas zonas del país y fortalecer las cadenas productivas.

A su vez, el plan apunta a descarbonizar los consumos energéticos de la industria local, facilitando el cumplimiento de los compromisos climáticos de Chile y posicionando al país como un líder regional en la transición energética.

Panorama actual de proyectos en Chile

Actualmente, Chile cuenta con 17 proyectos de hidrógeno verde registrados en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), con una inversión total proyectada de más de USD 27.560 millones. De esos proyectos, nueve corresponden al sector energético.

Sin embargo, hasta la fecha, solo seis han sido aprobados por la entidad. Estos emprendimientos abarcan iniciativas de compañías como INNA Soluciones Renovables, Transmisora Tal Tal, HIF Chile, Engie, ENAEX y GNL Quintero.

Las inversiones aprobadas suman aproximadamente USD 954 millones, e incluyen la instalación de 512 MW de capacidad fotovoltaica, 353,4 MW eólicos y 36 MW de electrolizadores, con una capacidad de producción estimada en 5.030 toneladas de hidrógeno verde por año.

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Growatt consolida liderazgo tecnológico al obtener certificación RETIE 2024 en Colombia

Growatt, proveedor líder a nivel mundial en soluciones avanzadas para energía distribuida, anuncia con orgullo que diversos modelos de sus inversores han obtenido la prestigiosa certificación RETIE 2024, cumpliendo así con los más rigurosos estándares técnicos exigidos por el gobierno colombiano para equipos eléctricos. Este importante logro refleja el liderazgo tecnológico de Growatt y su compromiso por promover el desarrollo seguro y sostenible del mercado solar colombiano.

La certificación RETIE (Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas) es fundamental en Colombia para la instalación y comercialización de equipos eléctricos, garantizando su seguridad, calidad y compatibilidad electromagnética. Con la obtención de RETIE 2024, Growatt asegura a instaladores, distribuidores y usuarios finales la disponibilidad inmediata de productos innovadores, seguros y adaptados completamente a la regulación local. Entre los modelos certificados se destacan inversores híbridos de última generación como las series SPH, SPE y WIT, además de inversores conectados a red altamente eficientes de las series MIN, MID y MAX, utilizados ampliamente en sistemas solares residenciales, comerciales e industriales.

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, destacó: “La certificación RETIE 2024 subraya nuestra firme apuesta por Colombia, un mercado estratégico clave para Growatt. Estamos comprometidos en ofrecer tecnología de punta y soluciones adaptadas localmente, fortaleciendo nuestra colaboración con socios locales y contribuyendo activamente al desarrollo energético sostenible del país».

Esta certificación representa un paso clave en la estrategia de crecimiento de Growatt en Colombia, reforzando la confianza y facilitando la adopción masiva de la energía solar. Además, subraya la dedicación continua de Growatt por brindar soluciones energéticas avanzadas y perfectamente adaptadas a las necesidades específicas del mercado colombiano.

Growatt continúa apostando decididamente por la localización, fortaleciendo su presencia en Colombia mediante soporte técnico local, capacitación continua a instaladores y distribuidores, y una estrecha cooperación con actores del sector energético nacional. El enfoque localizado permite a Growatt ofrecer no solo productos innovadores, sino también un servicio integral y adaptado a las particularidades del mercado colombiano.

La certificación RETIE 2024 reafirma el compromiso de Growatt con la excelencia tecnológica, la seguridad eléctrica y la sostenibilidad ambiental, posicionando a la compañía como un socio estratégico clave en el avance de la energía solar en Colombia.

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Zelestra inauguró un nuevo proyecto solar de 252,4 MW de capacidad en Perú

Zelestra, compañía global de energía renovable multitecnológica, anunció la operación comercial completa de su planta solar San Martín de 300 MWdc en Perú, la más grande jamás construida en el país.

Entregado en menos de 18 meses, bajo la dirección de la división interna de EPC (ingeniería, compras y construcción) de Zelestra, San Martín generó 900 empleos durante el pico de construcción. La planta solar, compuesta por 450.000 módulos, generará más de 830 GWh de energía limpia al año. Esto equivale a abastecer a más de 440.000 hogares y a evitar la emisión de más de 166.549 toneladas de CO2 al año.

Entregado a tiempo y dentro del presupuesto, el proyecto ahora suministra energía limpia a su cliente, Kallpa Generación, mediante un contrato de compraventa de energía (PPA) a largo plazo. La electricidad limpia producida permite a la empresa seguir diversificando las fuentes de energía para sus clientes en Perú.

Leo Moreno, CEO de Zelestra, afirmó: «La exitosa entrega de San Martín refuerza nuestro compromiso con un enfoque centrado en el cliente. Al aprovechar nuestra experiencia global en ingeniería, adquisiciones y construcción, podemos co-construir con éxito soluciones a medida que concretan proyectos a tiempo y dentro del presupuesto. Nos enorgullece ver el proyecto solar más ambicioso del Perú ya en pleno funcionamiento, y esperamos una colaboración a largo plazo con Kallpa para suministrar energía limpia y confiable durante los próximos años».

Zelestra cuenta con más de 7 GW de BESS y proyectos solares en cartera en Perú, Chile y Colombia. Y más de 1,7 GW ya tienen contratos con clientes en la región, lo que impulsó su reciente nombramiento entre los 10 principales proveedores de energía limpia a clientes corporativos a nivel mundial.

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Nuevas tecnologías como BESS y bombeo hidráulico emergen como soluciones para enfrentar la variabilidad renovable y asegurar un suministro eléctrico continuo y sostenible en la región

América Latina y el Caribe experimentan un proceso de incorporación cada vez más acelerado de nueva capacidad de generación eléctrica basada en energías renovables no convencionales, principalmente eólica y solar, que permiten aprovechar el enorme potencial energético que tiene la región, pero que enfrentan al mismo tiempo, desafíos relacionados con su variabilidad (producen energía eléctrica cuando existe viento o radiación solar). En este contexto, el almacenamiento de energía emerge como una alternativa que permite guardar energía cuando ésta no es necesaria, para utilizarla en los momentos en que la demanda lo requiere, asegurando de esta manera un suministro continuo, eficiente y sostenible.

Frente a este escenario, desde la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE): “Almacenamiento de Energía en América Latina y el Caribe” presentaron un análisis detallado sobre las principales tecnologías de almacenamiento destacando sus principios, aplicaciones, ventajas, costos y nivel de madurez.

Tecnologías

Los BESS (sistema de almacenamiento de energía en baterías) son los más difundidos en la región debido a su modularidad, alto nivel de desarrollo tecnológico y progresiva reducción de precios.  Le sigue el almacenamiento por bombeo hidráulico que, aunque es más eficiente, requiere de condiciones geográficas particulares y altos costos de inversión, por lo que su desarrollo en la región es aún incipiente. Tecnologías emergentes como el almacenamiento térmico, por volantes de inercia o gravitacional, muestran un alto potencial, pero aún requieren de mayor desarrollo.  Capítulo aparte merecen el hidrógeno y el amoníaco de bajas emisiones, cuyo potencial en la región genera muchas expectativas.

El documento subraya que, al margen de países como Chile, Brasil y México, en particular el primero, que por sus particulares condiciones experimenta un proceso muy acelerado de incorporación de almacenamiento, en términos generales existen limitaciones en la región.

El informe también examina los principales desafíos que enfrenta el almacenamiento de energía, especialmente en los ámbitos normativo y regulatorio, y propone estrategias para fomentar su desarrollo.  Entre ellas destacan: desarrollar políticas específicas, incentivar la inversión, fortalecer la investigación y las cadenas de valor locales, promover alianzas público-privadas y fomentar el almacenamiento distribuido y las microrredes, especialmente en zonas rurales e insulares.

Almacenamiento

En consideración a las condiciones muy diversas de los sistemas eléctricos de los países de la región, se subraya la importancia de realizar estudios que permitan identificar con precisión, bajo un enfoque técnico y económico, las necesidades individuales de capacidad de almacenamiento de los países.

El almacenamiento de energía más allá de constituir un soporte técnico para las renovables debe ser considerado como una herramienta estratégica que contribuye a la transición energética, a la seguridad en el abastecimiento y al mejor aprovechamiento de los recursos energéticos de la región.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno convalida por primera vez pagar más caro el gas natural que compra en el mercado spot para abastecer a centrales térmicas

Cammesa, la empresa que administra se encarga del despacho de energía, comprará este lunes volúmenes adicionales de gas natural a los que ya tiene contratados bajo el paraguas del Plan Gas para reforzar la oferta del hidrocarburo disponible para las centrales termoeléctricas. Lo hará a través de MEGSA, la compañía que opera el Mercado Electrónico del Gas en la Bolsa de Comercio, que realizará una subasta especial a tal fin.

La novedad es que por primera vez la Secretaría de Energía autorizó a Cammesa a pagar un precio más alto que el que figura en los contratos del Plan Gas para incentivar a las petroleras a vender gas en el mercado spot. En concreto, Cammesa ofertará pagar entre 7 y 7,50 dólares por millón de BTU por volúmenes adicionales de gas natural para el parque de generación.

La decisión marca un cambio en el criterio utilizado por el Estado en los últimos años. Hasta ahora la práctica habitual era que, cuando necesita robustecer la oferta de gas para las usinas térmicas, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) realizaba un subasta semanal bajo la órbita de MEGSA —como la que se llevará adelante hoy— en la que ofrecía abonar el mismo precio que el que figura en los contratos del Plan Gas para los meses de frío. Esa cifra ronda los 4,45 US$/MMBTU. Lo hacía, claro está, con la intención de que algún productor —YPF, TotalEnergies, Tecpetrol, PAE, Pluspetrol, Harbour Energy, CGC y Pampa, entre otros— estén en condiciones de ofrecer un poco más de gas del que ya tienen comprometido.

Ola polar

El problema es que, en las subastas realizadas este año, Cammesa no consiguió que ningún productor le venda más gas al precio de invierno del Plan Gas (que es un 25% más caro que el promedio anual). Esa imposibilidad de encontrar más gas para el parque de generación —que representa más de un tercio del consumo de gas del país— durante los días de frío quedó expuesta a principios de este mes cuando, en plena ola polar, la oferta del fluido flaqueó tanto que obligó a cortar el servicio a industrias, estaciones de GNC y también a hogares de Mar del Plata.

Frente a ese escenario, la Secretaría de Energía, que conduce María Tettamanti, instruyó a Cammesa a que pague un precio hasta un 65% más alto que venía ofreciendo para intentar que los productores y comercializadores inyecten más gas durante los días de bajas temperaturas como los que se pronostican para las próximas dos semanas.

Sincerar costos

Es una manera, según explicaron a EconoJournal fuentes cercanas del gobierno la semana pasada, de empezar a sincerar los costos reales del sector energético reconociendo una referencia que se acerque al costo marginal que paga el sistema eléctrico, que en este caso está dado por el valor de los combustibles líquidos —gasoil y fuel oil— que debe consumir Cammesa cuando se queda sin gas porque la oferta del fluido se redirecciona hacia la demanda prioritaria (residencial).

Los 7,50 dólares que ofrecerá hoy pagar Cammesa por el gas incremental desde Vaca Muerta (cuenca Neuquina) no llega a cubrir el costo de esos derivados del petróleo, mucho más caros, pero se ubica a medio camino del costo del Gas Natural Licuado (GNL) que se importa para la terminal regasificadora de Escobar, que este año se ubicó en torno a los 13/14 dólares.

, Redaccion EconoJournal

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Figueroa busca consolidarse en el escenario nacional como gobernador de Vaca Muerta con su fuerza La Neuquinidad

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, presentó oficialmente el lunes pasado La Neuquinidad, la lista electoral de cara a las elecciones legislativas del 26 de octubre con la que buscará sumar presencia en el Congreso y fortalecer su rol como gobernador de Vaca Muerta. Llegará sin competencia interna luego de que el Movimiento Popular Neuquino (MPN) decidiera no presentar candidatos propios.

En una alianza con sectores políticos de diversos colores y, que replica el modelo que le permitió a Figueroa hacerse con la gobernación de la provincia, esta vez priorizó en su listado para la Cámara Alta a dos colaboradores que forman parte de su círculo de hierro: Julieta Corroza, actual ministra de Desarrollo Humano, Gobiernos Locales y Mujeres, junto con Juan Luis “Pepe” Ousset, actual Jefe de Gabinete de Ministros. Sin embargo, en el acto que estuvo colmado de gente, sorprendió al dar a conocer que sus candidatos a diputados los encabezará la conductora televisiva Karina Maureira y el historiador e investigador de CONICET, Joaquín Perrén.

Neuquen renovará en el Senado las bancas de Oscar Parrilli y Silvia Sapag (Unión por la Patria) y la de Lucila Crexell (MPN). Mientras que en Diputados serán las de Osvaldo Llancafilo (MPN), Pablo Cervi (PRO) y Tanya Bertoldi (UP).

La Libertad Avanza, el rival

Para llegar al poder en 2023 y derrotar al MPN, histórico partido local, Figueroa había tejido una alianza que incluyó a los partidos Arriba Neuquén, Avanzar Neuquén, Nuevo Compromiso Neuquino, Frente Grande, Partido Socialista, Propuesta Republicana (PRO), Unión Popular Federal, Frente Renovador, Neuquén Futura, sectores del PJ y de la UCR. En ese momento, el espacio llamado Comunidad también estaba integrado por referentes de La Libertad Avanza, hoy el único rival al que deberá enfrentar La Neuquinidad.

El último informe de la consultora Epyca revela que esta elección estará “hiperpolarizada” entre el espacio que lidera el gobernador neuquino y La Libertad Avanza, “el único espacio político que va a disputarle los votos a La Neuquinidad”. Aunque, el partido que tiene a Javier Milei como principal referente aún no dio a conocer sus candidaturas, en los hechos en Neuquén su principal figura es la actual diputada Nadia Márquez.

Apoyado en las principales reformas que Milei encabezó a nivel nacional, La Libertad Avanza intentará fortalecer su presencia en Neuquén y, a su vez, sumarle al partido nacional las bancas que necesita para evitar seguir dependiendo de los acuerdos con las otras fuerzas.

En Neuquén el camino de Figueroa apunta en cambio, a hacer fuerte su rol en el interior de la provincia y también consolidarlo en el escenario político nacional dándole “mayor peso específico como gobernador de Vaca Muerta. Votos propios en el Senado empezarían a darle volumen político al tan ansiado bloque patagónico, encabezado por Neuquén y Río Negro”, sostiene Epyca.

Con esta alianza de poder, en la que el MPN le deja a Figueroa el camino libre para imponer su narrativa apoyada en la defensa de los intereses de los neuquinos, La Neuquinidad representa un momento clave para que el actual gobernador pueda armar su proyecto político en el Congreso.

“Es también un nuevo desafío, ya que serían los primeros integrantes del Congreso definidos por y que responden directamente al propio gobernador. Hasta el momento, todos eran heredados y la votación de cada cual en el recinto quedaba a merced de decisiones orgánicamente partidarias nacionales, salvo la excepción de Osvaldo Llancafilo quien a pesar de haber llegado a su banca gracias al MPN, votaba de manera aleatoria en función a su cercanía con Figueroa y su simpatía por Javier Milei”, remarcaron desde la consultora Epyca.

, Laura Hevia

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Delegan más funciones del programas RenovAr en la Subsecretaría de Energía Eléctrica

El gobierno implementó una medida para agilizar el funcionamiento del sector de energías renovables en el país bajo el programa RenovAr, los proyectos eólicos y solares bajo la resolución 202 y la generación distribuida. Lo hizo a través de la resolución 306 publicada este viernes en el Boletín Oficial, que traspasa funciones que venía tomando la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, a la Subsecretaría de Energía Eléctrica dirigida por Damián Sanfilippo.

Una fuente de la cartera energética explico a EconoJournal que la medida “es para agilizar trámites y funciones en materia de energías renovables y generación distribuida”. A partir de esta resolución “sólo se firmarían disposiciones de la Subsecretaría de Energía Eléctrica en lugar de resoluciones de la Secretaría de Energía para autorizar distintos tipos de diligencias y funciones”.

El Programa RenovAr se lanzó en 2016 para fomentar el sector de energías renovables en el país. La resolución 202 fue una medida previa, que impulsó algunos proyectos de fuente eólica y solar. La generación distribuida de fuente renovable es de baja escala y prevé el rol de usuario-generador.

En particular, la resolución delega en la subsecretaría el otorgamiento de “los certificados de inclusión en el Régimen de Fomento de las Energías Renovables a los beneficiarios adjudicados en el marco del Programa RenovAr, a los comprendidos en la Resolución N° 202”. Este régimen está respaldado por el FODER (Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables), un fideicomiso apoyado por el Banco de Inversión y Comercio Exterior para facilitar el financiamiento de proyectos de energía renovable.

Articulado

Además, la resolución de la cartera energética le otorga la función a la Subsecretaría de Energía Eléctrica de “resolver sobre la ampliación de plazos contractuales, la aplicación de multas y el inicio de procedimientos de rescisión contractual” del RenovAr y la resolución 202.

También, “establecer la documentación a presentar para la inscripción en el Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER)”y dictar las normas aclaratorias y complementarias.

Otro aspecto que resalta la medida es el punto e), que permite: “Establecer el valor de referencia de las inversiones por tecnología, en dólares estadounidenses por megavatio, que se aplicará para determinar el cumplimiento del principio efectivo de ejecución en los términos del Artículo 9° de la Ley N° 26.190 (beneficios sobre el IVA y el Impuesto a las Ganancias, entre otros tributos) y el monto máximo de beneficios fiscales a otorgar por megavatio para cada tecnología”.

Los puntos f) y g) habilitan a la subsecretaría dirigida por Sanfilippo a aplicar penalidades que correspondan por la normativa y a autorizar cambios de socios estratégicos en las sociedades de proyectos adjudicados en todas las rondas del programa RenovAr.

Se suma también la función de “autorizar cambios de tecnología en los proyectos asociados a los contratos celebrados en el Programa RenovAr y de la Resolución 202” e “instruir a la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa) a realizar las adecuaciones contractuales necesarias”. También la aprobación de las solicitudes de cambio de locación de los proyectos renovables.

, Roberto Bellato

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Combustibles: YPF aumentó precios 2,5 % promedio país

La petrolera YPF anunció un aumento de los precios de sus combustibles del 2,5 % promedio en todo el país a partir de las 00:00 horas del domingo 20, y explicó la decisión como el resultado del “seguimiento permanente que la compañía realiza sobre las principales variables que impactan en los costos de producción, en especial la variación
del precio crudo” en el mercado internacional.

Se trata del segundo ajuste a la suba en el mes, ya que había aplicado una suba de 3,5 % promedio a principios de julio.

Hasta hace pocas semanas la compañía realizaba tal seguimiento pero la variación de los precios se aplicaba mensualmente, considerando además la incidencia de la relación Peso-Dólar, y los precios de los biocombustibles que las refinadoras deben adquirir para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils que comercializan. También inciden en los precios la actualización de los impuestos específicos (ICL y CO2) que dispone el gobierno.

Ahora resulta que la actualización de precios puede darse en cualquier momento por la aplicación de tecnología que YPF incorporó “en línea con su nueva política de precios dinámicos”.

Por ello, se explicó además que “YPF continuará monitoreando las ventas en sus estaciones, lo que permitirá realizar microajustes adicionales para adecuar los precios a la oferta y la demanda, las franjas horarias y las regiones del país”. Por caso, aplica rebajas en sus precios si la carga de combustible se realiza en la madrugada, y si se realiza con autodespacho.

“Esta nueva dinámica es posible gracias a la reciente inauguración del Centro de Monitoreo en Tiempo Real (RTIC) de la cadena de comercialización, que le permite a la compañía optimizar sus decisiones comerciales”, remarcó YPF, principal operadora del mercado local.

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El ajuste tarifario redefine el consumo y las cuentas públicas

En medio de un proceso de ajuste y recomposición de precios relativos, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) presentó su reporte Nº27 correspondiente a junio de 2025. El documento no solo refleja la dinámica de las tarifas de electricidad y gas natural, sino también la reconfiguración del esquema de subsidios, con un fuerte impacto en el bolsillo de los hogares y en las cuentas públicas.

La canasta de servicios públicos: un costo creciente

En el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), la canasta de servicios públicos –compuesta por electricidad, gas natural, agua potable y transporte– alcanzó en junio de 2025 un costo mensual de $183.496 por hogar, sin considerar subsidios. El aumento fue del 10,2% respecto de mayo, impulsado tanto por la actualización de cuadros tarifarios como por la estacionalidad del consumo energético invernal. En comparación interanual, el alza es del 38%, una cifra que se mantiene alineada con la inflación general (IPC).

Los incrementos no fueron homogéneos:

  • Energía eléctrica: la factura media de un hogar N1 (sin subsidios) fue de $42.511 mensuales, con un aumento del 3,3% en el cargo fijo y del 2,8% en el variable respecto a mayo.
  • Gas natural: el costo mensual ascendió a $44.897, tras incrementos del 3,5% en el cargo fijo y del 2,5% en el cargo variable.
  • Agua potable: la factura promedio sin subsidios alcanzó los $29.570 mensuales.
  • Transporte: el gasto promedio en colectivos, trenes y subtes fue de $66.519, con una suba ponderada del 5,8%.

¿Cuánto paga el usuario y cuánto el Estado?

En el caso de la electricidad, los hogares del AMBA pagan en promedio el 47% del costo real del servicio, mientras que el Estado nacional subsidia el 53% restante. Para el gas natural, el esquema es similar: los usuarios cubren el 43% y el Estado absorbe el 57% del costo de abastecimiento.

La segmentación implementada por el gobierno establece tres niveles de usuarios según ingreso:

  • Nivel 1 (Altos ingresos): pagan el 72% del costo del gas y el 47% de la electricidad.
  • Nivel 2 (Bajos ingresos): abonan el 19% del gas y el 23% de la electricidad.
  • Nivel 3 (Ingresos medios): cubren el 24% del gas y el 35% de la electricidad.

En ambos servicios, se aplican bonificaciones al precio mayorista que siguen un esquema decreciente durante 2025, de acuerdo con la Resolución 36/2025 de la Secretaría de Energía.

Un mosaico de tarifas en todo el país

Las diferencias regionales son significativas. A nivel nacional, la factura eléctrica promedio en junio fue de:

  • N1 (Altos ingresos): $62.318
  • N2 (Bajos ingresos): $36.866
  • N3 (Ingresos medios): $43.491

La composición de la factura muestra diferencias relevantes:

  • N1: Energía 39%, VAD (Valor Agregado de Distribución) 37%, Impuestos 25%
  • N2: Energía 20%, VAD 54%, Impuestos 26%
  • N3: Energía 25%, VAD 37%, Impuestos 38%

En el caso del gas natural, los hogares de altos ingresos pagaron en promedio $61.220 mensuales, los de bajos ingresos $46.674 y los de ingresos medios $51.752. El costo del gas representa entre el 46% y el 51% de la factura, según el segmento.

Los subsidios: ajuste y poda del gasto

El gasto en subsidios económicos al 18 de junio de 2025 muestra un cambio de época. Se ejecutó apenas el 32% del crédito presupuestario vigente para los principales rubros (agua, energía y transporte), marcando un ajuste sin precedentes.

Rubro Ejecutado 2025 (M$) Ejecutado 2024 (M$) Variación Nominal Variación Real
Agua 0 16.791 -100% -100%
Energía 1.291.913 2.959.703 -56% -70%
CAMMESA 978.196 1.758.176 -44% -62%
ENARSA 278.143 1.190.094 -77% -84%
Plan Gas.Ar 35.574 11.433 +211% +90%
Transporte 791.951 803.661 -1% -36%
Total 2.083.864 3.780.155 -45% -63%

La mayor parte del ajuste se concentra en energía y agua. Los subsidios al sector eléctrico cayeron un 70% real, principalmente por la reducción de transferencias a CAMMESA y ENARSA. En contraste, el Plan Gas.Ar registró un incremento del 90% real, reflejo de la política de sustitución de importaciones de gas y el incentivo a la producción local.

En agua potable, el recorte fue total: no se devengaron transferencias a AYSA durante el primer semestre de 2025.

Deuda flotante y equilibrio fiscal

El ajuste en subsidios también impactó en la deuda flotante. ENARSA explicó el 56% de la deuda acumulada en 2024, derivada principalmente de compras de GNL para el abastecimiento invernal. Pese a esta situación, los subsidios energéticos y al transporte representaron apenas el 4,8% del gasto primario hasta mayo de 2025, muy por debajo del 12% del año anterior. La reducción de los subsidios fue superior al aumento del superávit fiscal primario, consolidando una estrategia de ajuste que prioriza el equilibrio de las cuentas públicas.

El impacto sobre los hogares

La relación entre tarifas y salarios muestra tensiones, pero también una tendencia a la convergencia. Según el informe, en junio de 2025:

  • Usuarios N1 (Altos ingresos): destinan el 4,7% del salario promedio al pago de luz y gas.
  • Usuarios N2 (Bajos ingresos): destinan el 2,9%
  • Usuarios N3 (Ingresos medios): destinan el 3,4%

Si se toma como referencia el ingreso mínimo de cada segmento, la carga aumenta. Los hogares de menores ingresos (N2) destinan el 6,8% de su ingreso mínimo estimado a pagar servicios energéticos.

Un reordenamiento en marcha

Argentina atraviesa una transformación profunda en materia de política tarifaria. La recomposición de los precios de la energía, el transporte y el agua, combinada con la poda de subsidios, marca un cambio de rumbo respecto a años anteriores. Sin embargo, el camino está lejos de ser uniforme: persisten diferencias entre regiones, entre segmentos de ingresos y entre sectores.

El desafío no es menor: equilibrar el ajuste fiscal con la sostenibilidad social y la competitividad económica. Mientras tanto, los hogares enfrentan un contexto de transición, con facturas que aún no reflejan el costo real de la energía como las tensiones propias de una economía que no termina de estabilizarse.

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Chevron cerró la adquisición de Hess Co.

Chevron cerró la compra de Hess Corporation por US$ 53.000 millones después de ganar un litigio a Exxon Mobil, para obtener acceso al mayor descubrimiento de petróleo en Guyana con más de 11 mil millones de barriles de petróleo, uno de los yacimientos más grandes del mundo.

Con esta compra se materializa fusión entre Chevron y Hess. Según los términos del acuerdo de fusión, los accionistas de Hess recibirán 1,0250 acciones de Chevron por cada acción de Hess, por lo que Chevron tiene la intención de emitir aproximadamente 301 millones de acciones ordinarias de su tesorería a los accionistas de Hess en relación con la transacción, mientras que los 15,38 millones de acciones ordinarias de Hess adquiridas en operaciones de mercado abierto que Chevron poseía fueron canceladas sin contraprestación.

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Los nuevos colectivos en CABA serán eléctricos o a GNC

La Ciudad de Buenos Aires prohíbe la incorporación de buses diésel cero kilómetro en su flota urbana. Las alternativas serán electricidad o gas natural comprimido.

La Secretaría de Transporte de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires oficializó una medida que venía anticipándose en el entorno del transporte urbano: a partir del 1° de enero de 2027, todos los colectivos cero kilómetro que se sumen al servicio de pasajeros deberán estar equipados con motorización eléctrica o a gas natural comprimido (GNC). La decisión quedó plasmada en la Resolución 111/SECT/25, publicada en el Boletín Oficial porteño el 15 de julio.

El recambio no afectará a las unidades diésel actualmente en circulación, que podrán seguir operando hasta alcanzar la antigüedad máxima permitida por la normativa vigente (10 años). Pero a partir de 2027, no se podrán registrar nuevos vehículos a diésel en el sistema porteño.

Gas natural comprimido: la opción prioritaria para la transición

Aunque la resolución equipara formalmente las tecnologías eléctrica y a GNC, en los hechos el documento destaca al gas natural como una tecnología de transición viable y disponible a corto plazo. La mención no es menor: la infraestructura necesaria para operar colectivos eléctricos todavía está en etapa de planificación, mientras que el GNC ya cuenta con una base instalada y un desarrollo técnico consolidado en el país.

Los colectivos a GNC ofrecen ventajas concretas frente al diésel, como una reducción significativa de emisiones de óxidos de nitrógeno y material particulado, así como niveles de ruido más bajos. Se trata de una tecnología madura, con buses de última generación que ya operan en otras ciudades del país.

En cuanto a la operatividad, los vehículos que usen GNC deberán contar con estaciones de carga cautivas, es decir, puntos de carga propios en las cabeceras. Esto implica una inversión en infraestructura que quedará a cargo de las empresas prestatarias, según lo previsto por la resolución.

Alternativa electrica, ventajas, pero con limitaciones

Los buses eléctricos son presentados como una solución más ambiciosa en términos ambientales, ya que no emiten gases contaminantes durante su funcionamiento y reducen casi por completo el nivel de ruido. Sin embargo, su implementación a gran escala enfrenta varios desafíos: requieren la instalación de “electrolineras” con capacidad de carga rápida y alta potencia eléctrica, lo que a su vez demanda una planificación de mediano y largo plazo en materia de energía e infraestructura urbana. Además, el rendimiento ambiental de estos vehículos está atado al origen de la electricidad. Si la matriz energética no es limpia, la reducción de emisiones puede verse relativizada.

Por tanto, el GNC aparece como una solución intermedia más inmediata, especialmente en líneas de media distancia o flotas que no operan en zonas de restricción ambiental severa.

Cambios regulatorios y control local: el nuevo marco institucional

La medida se inscribe en una reestructuración más amplia del sistema de transporte porteño. En septiembre de 2024, la Ciudad firmó un acuerdo con el Estado Nacional que formalizó la transferencia de competencias sobre todas las líneas de colectivos que operan exclusivamente dentro del distrito. A partir de entonces, la Ciudad asumió la responsabilidad plena sobre tarifas, subsidios, recorridos, condiciones técnicas de las unidades y requisitos ambientales.

Si bien este traspaso abrió margen para decisiones más localizadas, también obliga a la administración porteña a definir mecanismos de financiamiento, estándares tecnológicos y plazos de adaptación para un recambio progresivo de flota.

En ese marco, la resolución 111/SECT/25 viene acompañada por un conjunto de normativas previas que fijan metodologías de cálculo de costos operativos y tarifarios, con incentivos explícitos a tecnologías limpias. El esquema reconoce el mayor costo inicial de buses eléctricos o a GNC, y propone herramientas de compensación para amortiguarlo.

Antecedentes: pruebas piloto y primeras experiencias con buses limpios

La decisión no parte de cero. Desde 2017, la Ciudad viene realizando pruebas piloto con distintas tecnologías de motorización limpia. Ese año se lanzó un programa para evaluar buses de bajas emisiones. En 2022, durante la Cumbre Mundial de Alcaldes del C40, se utilizaron colectivos eléctricos como parte del operativo oficial.

Más recientemente, en 2024, se puso en marcha el plan MiniMUBE: una línea de minibuses 100 % eléctricos que conecta Puerto Madero con Retiro. En su primer mes de operación transportó más de 65.000 pasajeros y obtuvo niveles de satisfacción superiores al 90 %, según datos del gobierno. El proyecto, aunque limitado en escala, sirvió para testear cuestiones logísticas, operativas y de aceptación del público.

Estas experiencias son citadas en la resolución como parte de la justificación técnica y operativa del nuevo esquema. Aunque la implementación generalizada de estas tecnologías requerirá inversiones importantes, tanto por parte del Estado como del sector privado.

Qué se espera a futuro

La resolución no plantea un cambio inmediato en toda la flota, pero sí traza un rumbo: de ahora en adelante, cada unidad nueva que se sume al sistema deberá responder a estándares más estrictos en materia ambiental.

El objetivo final, tal como lo fija el Plan de Acción Climática 2050, es llegar a ese año con una flota de transporte público compuesta en su totalidad por vehículos de cero emisiones. En ese camino, el GNC jugará un rol clave como puente tecnológico hacia soluciones más definitivas como la electrificación.

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Enarsa negocia la firma de un memorando para reactivar la construcción de una de las represas de Santa Cruz cerca del verano

Enarsa tiene programado para este viernes a las 16 horas la firma de un memorando de entendimiento con la UTE que integran la china Gezhouba, Eling (ex Electroingeniería) e Hidrocuyo para intentar reactivar la construcción de una de las represas de Santa Cruz cerca del verano. Tal como anticipó EconoJournal, la intención es comenzar por la central Jorge Cepernic (ex La Barrancosa), la obra más chica del complejo y la que tiene el mayor grado de avance

Las diferencias entre las partes todavía no están resueltas, pero lo que se busca establecer en el documento son una serie de compromisos y tiempos para terminar de resolver esos puntos de conflicto con la obra ya en marcha. Fuentes oficiales y privadas confirmaron que en principio la firma está programada para este viernes, pero aclararon que la negociación sigue abierta.

Reclamos cruzados

La construcción de las represas se detuvo en noviembre de 2023 porque el gobierno de Alberto Fernández dejó de pagar los certificados de obra y porque el Estado acumula una deuda con el consorcio. La UTE reclama unos US$ 400 millones, pero el gobierno de Javier Milei considera que esa cifra está inflada.

Con respecto al pago de los certificados de avance de obra, la posición oficial es que no se pagan porque dejaron de llegar fondos del crédito chino. En el informe presentado el mes pasado en el Senado, el jefe de Gabinete Guillermo Francos sostuvo que “las solicitudes de desembolso deben ser efectuadas por el contratista, y no ha presentado solicitudes de nuevos desembolsos desde el 16 de diciembre del 2022”.

Las empresas, en cambio, afirman que los fondos deben ser pedidos por el gobierno nacional ya que el convenio es entre Estados. Desde el gobierno responder que no tienen problema en viabilizar esa solicitud, pero remarcan que el año pasado los privados no quisieron firmar ese pedido y ahí es cuando aparece en escena la deuda.

Los privados dicen que para poder hacer el pedido de los fondos tiene que estar normalizado el contrato, lo que incluye un acuerdo sobre cómo el Estado va a saldar la deuda de US$ 400 millones. Eso es lo que debería incluir la adenda XII del contrato, pero esa adenda no se firma porque no hay acuerdo sobre el monto de la deuda. 

EconoJournal consultó a voceros de Enarsa para tener más precisiones sobre la negociación porque la empresa estatal conducida por Tristán Socas cumple un rol central de comitente, supervisor técnico y coordinador institucional en la construcción del complejo hidroeléctrico. Sin embargo, no obtuvo respuesta.  

De los US$ 4750 millones previstos en el convenio de financiamiento firmado en 2014 con un consorcio de bancos chinos hasta el momento se desembolsaron US$ 1850 millones, casi el 40%, pero el grado de avance en la construcción de la represa Néstor Kirchner, la más grande, es de solo 19%, mientras que en el caso de Jorge Cepernic llega al 46%

, Fernando Krakowiak

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Llega la 7° Convención CEMAS

El desafío es claro: alcanzar la carbono neutralidad. Es una meta global que exige la acción coordinada de gobiernos, empresas y sociedad. Los gobiernos deben crear marcos regulatorios sólidos, promover la innovación y asegurar una transición justa hacia una economía baja en carbono. Cada país debe trazar su propio camino. Pero la Argentina no puede quedarse atrás: no sumarse a esta transformación implica perder competitividad y oportunidades de inversión. Para la Cámara Empresaria de Ambiente y Sostenibilidad (CEMAS), las empresas son protagonistas de esta transformación. Deben adoptar modelos sostenibles, innovar y colaborar para reducir su impacto ambiental. El desafío se convierte en oportunidad: una más limpia, más competitiva y alineada con el futuro.

Frente a este escenario, desde CEMAS llevarán a cabo la Convención 2025 el 23 de septiembre de 9 a 17 en el Salón Belgrano Consejo Profesional Ciencias Económicas (Viamonte 1549, CABA) para promover un espacio concreto de acción y debate. Esta edición reunirá a líderes de distintos sectores para compartir soluciones reales que están haciendo posible la sostenibilidad. “Queremos visibilizar mecanismos que combinen exigencias e incentivos, acelerando la adopción de tecnologías limpias, estrategias de reducción de emisiones y opciones de compensación cuando mitigar no alcanza”, destacaron desde la organización.

Agenda

Entre los temas que se abordarán en la nueva edición se encuentran:

● Aprendizajes de mercados de carbono y políticas climáticas de países líderes.

● Estrategias empresariales innovadoras y casos pioneros en sostenibilidad.

● Cambios en el marco regulatorio internacional: metas al 2030, impuestos al carbono, y debida diligencia ambiental en el comercio.

El evento

La convención contará con cinco paneles temáticos sectoriales:

● Embajadores – Visión internacional, experiencia y aprendizaje.

● Industria y Agroindustria.

● Minería.

● Energía.

● Gestión, reporting y aseguramiento.

Cada uno estará moderado por especialistas y contará con invitados destacados. Se presentarán proyectos en marcha, planes de inversión y experiencias concretas que demuestran que la sostenibilidad es rentable, urgente y posible.

Quienes deseen participar podrán inscribirse a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

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Panamá confirma que el próximo lunes lanzará su cronograma anual de subastas eléctricas

Panamá confirmó un hito en su hoja de ruta energética: el próximo lunes se presentará oficialmente el primer cronograma anual de licitaciones eléctricas, marcando el inicio de una etapa estructurada y estratégica en la planificación del sector.

El presidente José Raúl Mulino explicó que este nuevo sistema serviría tanto para atraer inversiones como para proteger a los usuarios del servicio eléctrico. Mientras que el formato incluirá precios topes más favorables que los actuales, dotando al sistema de una mayor competitividad y eficiencia.

«Vamos hacia un sistema más competitivo que impulse inversiones y que cuide el bolsillo de las familias», enfatizó el mandatario en conferencia de prensa.

«Con estas licitaciones impulsamos inversiones de más de 1.000 millones de balboas en los próximos cuatro años», aseguró, aclarando que los recursos se destinarán tanto a nuevas plantas de generación como a la modernización de infraestructuras existentes, reforzando la cobertura y confiabilidad del servicio.

Un año clave para las licitaciones renovables en Panamá

El anuncio de Mulino se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo en el sector energético panameño. Este año, el país avanzó con nuevas rondas de subastas, promoviendo la entrada de Core Alliance, que ingresó al mercado con asesoría especializada para participar en procesos competitivos. La convocatoria priorizó proyectos hidroeléctricos y eólicos, en sintonía con las reformas propuestas a la Ley 6, consolidando un entorno más atractivo para los inversores.

Meses antes, Panamá ya había abierto el juego a más licitaciones renovables, estableciendo un calendario ordenado con subastas de corto y largo plazo enfocadas en tecnologías limpias. El esquema incluyó un precio máximo de 97,50 USD/MWh y contratos de hasta 180 meses, orientados a garantizar mejores tarifas en el mediano plazo y consolidar una matriz diversificada.

Con esta política, el país buscó asegurar procesos competitivos, transparentes y con impacto directo en la economía doméstica. La convocatoria de este lunes continuará esa línea, con un primer llamado dirigido a proyectos de generación hídrica y eólica.

El evento se realizará en las oficinas de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), donde además se llevará a cabo la reunión de homologación. Durante ese acto se presentará el calendario completo de subastas previsto para el año, brindando previsibilidad al mercado.

«Se establecieron precios topes que fueron más favorables a los usuarios que los actuales», afirmó el mandatario al explicar los alcances de la política.

Según indicó Mulino, el esquema permitirá avanzar hacia un sistema eléctrico más sólido y confiable, alineado con estándares internacionales, lo que representará «tranquilidad por contar con electricidad a tiempo completo».

«La economía y su resurgimiento están atados íntimamente al desarrollo del empleo bien remunerado en muchas áreas», añadió.

Con este plan, el Gobierno busca consolidar a Panamá como un hub regional de inversión energética, priorizando energías limpias, asegurando un suministro seguro y estable, y garantizando tarifas más justas para los consumidores.

La entrada Panamá confirma que el próximo lunes lanzará su cronograma anual de subastas eléctricas se publicó primero en Energía Estratégica.

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La Mirada: Vaca Muerta, un camino posible para un desarrollo integrado

El mundo atravesó en los últimos años una sucesión de eventos extraordinarios que han alterado profundamente las dinámicas del comercio internacional y el abastecimiento energético. Primero fue la pandemia, que paralizó la economía global y mostró la vulnerabilidad de las cadenas de suministro. Luego vino la invasión de Rusia a Ucrania, que no solo conmocionó al sistema internacional, sino que reconfiguró dramáticamente el mapa energético global. Más recientemente, el recrudecimiento del conflicto en Medio Oriente añadió una nueva capa de incertidumbre. En este contexto, los países buscan diversificar sus fuentes de energía, reducir su dependencia de zonas en conflicto y […]

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La Mirada: Vaca Muerta, un camino posible para un desarrollo integrado

El mundo atravesó en los últimos años una sucesión de eventos extraordinarios que han alterado profundamente las dinámicas del comercio internacional y el abastecimiento energético. Primero fue la pandemia, que paralizó la economía global y mostró la vulnerabilidad de las cadenas de suministro. Luego vino la invasión de Rusia a Ucrania, que no solo conmocionó al sistema internacional, sino que reconfiguró dramáticamente el mapa energético global. Más recientemente, el recrudecimiento del conflicto en Medio Oriente añadió una nueva capa de incertidumbre. En este contexto, los países buscan diversificar sus fuentes de energía, reducir su dependencia de zonas en conflicto y […]

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Combustibles: Cumple un año el incumplimiento de la Ley de Biocombustibles

El lunes 14 de julio la Secretaría de Energía publicó el precio de comercialización del biodiésel destinado a la mezcla obligatoria con el diesel de hidrocarburos y lo estableció en $ 1.302.411 por tonelada cuando el mismo debió ser de $ 1.349.000. De este modo la industria pyme elaboradora de biodiésel destinado al mercado interno ha sido nuevamente castigada de manera arbitraria, injusta e ilegal por parte de la Secretaría de Energía, que por duodécimo mes consecutivo ha fijado precios de comercialización por debajo de los costos de producción, violando la Ley 27.640 de Biocombustibles y la Resolución 963/2023, que […]

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El lunes 14 de julio la Secretaría de Energía publicó el precio de comercialización del biodiésel destinado a la mezcla obligatoria con el diesel de hidrocarburos y lo estableció en $ 1.302.411 por tonelada cuando el mismo debió ser de $ 1.349.000. De este modo la industria pyme elaboradora de biodiésel destinado al mercado interno ha sido nuevamente castigada de manera arbitraria, injusta e ilegal por parte de la Secretaría de Energía, que por duodécimo mes consecutivo ha fijado precios de comercialización por debajo de los costos de producción, violando la Ley 27.640 de Biocombustibles y la Resolución 963/2023, que […]

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La Mirada: Argentina y Brasil, oportunidades en la integración energética

A pesar de los contratiempos, de las competencias irracionales y de las oportunidades perdidas, que solo nos alejan, Argentina y Brasil comparten un destino común en la integración energética. Ambos países están poco a poco asumiendo posiciones de gran relevancia en el escenario energético regional. Argentina inició su trayectoria petrolera en 1907, en el verano patagónico de Comodoro Rivadavia. Algunos años más tarde, en 1918, en el entonces desolado desierto de Neuquén, se realizó el descubrimiento del Pozo 1 – Plaza Huincul. Desde entonces, se han enfrentado muchos desafíos, pero hoy el país se encuentra en un perfil creciente de […]

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A pesar de los contratiempos, de las competencias irracionales y de las oportunidades perdidas, que solo nos alejan, Argentina y Brasil comparten un destino común en la integración energética. Ambos países están poco a poco asumiendo posiciones de gran relevancia en el escenario energético regional. Argentina inició su trayectoria petrolera en 1907, en el verano patagónico de Comodoro Rivadavia. Algunos años más tarde, en 1918, en el entonces desolado desierto de Neuquén, se realizó el descubrimiento del Pozo 1 – Plaza Huincul. Desde entonces, se han enfrentado muchos desafíos, pero hoy el país se encuentra en un perfil creciente de […]

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Figueroa volvió a pedirles a las petroleras mayores inversiones en infraestructura en Neuquén

El gobernador Rolando Figueroa se reunió el jueves con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para exigirles mayores inversiones en infraestructura. Fuentes que participaron del encuentro de la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta explicaron que en un momento del encuentro el mandatario planteó en tono de reclamo la necesidad de que las operadoras tomen dimensión de lo importante que es apuntalar el desarrollo de infraestructura de Vaca Muerta y de cumplir con los compromisos de inversión asumidos, al advertir que hay algunos retrasos en ese sentido.

Figueroa destacó ante los representantes de las compañías petroleras su percepción de que en la ciudadanía neuquina es muy clara la demanda social por la mejora de la infraestructura que tiene que acompañar el desarrollo de la industria hidrocarburífera y se perciba su contribución en el desarrollo económico y social del resto de los sectores de la provincia.

Los funcionarios provinciales que participaron junto a Figueroa destacaron las inversiones realizadas por el gobierno neuquino para mejorar la red vial en la zona de Vaca Muerta, y la formulación de proyectos que son necesarios para acompañar el desarrollo de la actividad productiva, económica y social.

Hay por parte de la administración provincial un sostenido planteo a la industria del rol que tiene la provincia como núcleo del desarrollo energético para el país y que esto obliga a multiplicar las inversiones, preservar el empleo calificado y asegurar condiciones competitivas para el desarrollo de Vaca Muerta.

Inversiones y paz social

En la reunión, además de las empresas nucleadas en la CEPH, participaron la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene) y -por invitación del gobernador- el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa.

El encuentro, que se realizó en la Casa del Neuquén, en la Ciudad de Buenos Aires, permitió sentar las bases de un acuerdo para fortalecer el desarrollo productivo, ambiental y social de la cuenca neuquina. Figueroa les recordó a las empresas que deben priorizar la contratación de mano de obra y de proveedores neuquinos, de acuerdo a lo que comunicó la Gobernación.

En ese sentido, se destacó que Figueroa ratificó el pedido de continuar con las inversiones en obras, y les pidió que no traigan personal de fuera de la provincia, a la vez que expresó el compromiso del Estado provincial de garantizar la paz social para favorecer la productividad.

Vaca Muerta necesita diálogo, planificación y responsabilidad compartida. Esta mesa representa el compromiso de todas las partes para trabajar con reglas claras, cuidando el ambiente, a los trabajadores y a las comunidades”, señaló el gobernador. “Si trabajamos en conjunto podemos ganar todos”, agrego al pedir a las empresas volverse más competitivas y fortalecer todos los eslabones que integran la cadena productiva, entre ellas a las pymes neuquinas.

“Estamos logrando infraestructura y estamos supliendo muchas veces hasta falta de inversiones de ustedes para que a la industria le vaya bien”, completó el mandatario provincial quien reiteró su reclamo por asegurar las acciones que sean necesarias para lograr una mayor capacitación para los neuquinos y fortalecer las inversiones provinciales en educación, salud y rutas.

De la reunión participaron el presidente de Fecene, Mauricio Uribe y el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que la comitiva neuquina también la integraron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis «Pepé» Ousset; de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele; de Planificación, Innovación y Modernización, Rubén Etcheverry, de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y la Secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves.

Mesa de Competitividad

La iniciativa por la conformación de la Mesa de Competitividad fue firmada por representantes del sector público y privado con el objetivo de coordinar estrategias conjuntas para mejorar la eficiencia, reducir la accidentabilidad y el impacto ambiental, y potenciar el valor económico y social de Vaca Muerta como motor energético de la Argentina.

Entre los principales ejes de trabajo de la Mesa se destacan la reducción de accidentes laborales y ambientales, mediante protocolos unificados y monitoreo conjunto, el desarrollo de infraestructura estratégica que favorezca la eficiencia logística y energética, el impulso de la economía circular y la sustentabilidad en cada etapa de la cadena productiva y el fortalecimiento del valor social de la actividad, promoviendo empleo local y desarrollo territorial.

Como parte del acuerdo, se conformará un Comité de Gestión que coordinará los distintos grupos de trabajo, definirá un plan de acción y reportará mensualmente los avances. Además, se prevé la incorporación progresiva de actores clave del ecosistema hidrocarburífero, como proveedores tecnológicos, universidades y centros de investigación.

, Ignacio Ortiz

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Figueroa volvió a pedirles a las petroleras mayores inversiones en infraestructura en Neuquén

El gobernador Rolando Figueroa se reunió el jueves con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para exigirles mayores inversiones en infraestructura. Fuentes que participaron del encuentro de la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta explicaron que en un momento del encuentro el mandatario planteó en tono de reclamo la necesidad de que las operadoras tomen dimensión de lo importante que es apuntalar el desarrollo de infraestructura de Vaca Muerta y de cumplir con los compromisos de inversión asumidos, al advertir que hay algunos retrasos en ese sentido.

Figueroa destacó ante los representantes de las compañías petroleras su percepción de que en la ciudadanía neuquina es muy clara la demanda social por la mejora de la infraestructura que tiene que acompañar el desarrollo de la industria hidrocarburífera y se perciba su contribución en el desarrollo económico y social del resto de los sectores de la provincia.

Los funcionarios provinciales que participaron junto a Figueroa destacaron las inversiones realizadas por el gobierno neuquino para mejorar la red vial en la zona de Vaca Muerta, y la formulación de proyectos que son necesarios para acompañar el desarrollo de la actividad productiva, económica y social.

Hay por parte de la administración provincial un sostenido planteo a la industria del rol que tiene la provincia como núcleo del desarrollo energético para el país y que esto obliga a multiplicar las inversiones, preservar el empleo calificado y asegurar condiciones competitivas para el desarrollo de Vaca Muerta.

Inversiones y paz social

En la reunión, además de las empresas nucleadas en la CEPH, participaron la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene) y -por invitación del gobernador- el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa.

El encuentro, que se realizó en la Casa del Neuquén, en la Ciudad de Buenos Aires, permitió sentar las bases de un acuerdo para fortalecer el desarrollo productivo, ambiental y social de la cuenca neuquina. Figueroa les recordó a las empresas que deben priorizar la contratación de mano de obra y de proveedores neuquinos, de acuerdo a lo que comunicó la Gobernación.

En ese sentido, se destacó que Figueroa ratificó el pedido de continuar con las inversiones en obras, y les pidió que no traigan personal de fuera de la provincia, a la vez que expresó el compromiso del Estado provincial de garantizar la paz social para favorecer la productividad.

Vaca Muerta necesita diálogo, planificación y responsabilidad compartida. Esta mesa representa el compromiso de todas las partes para trabajar con reglas claras, cuidando el ambiente, a los trabajadores y a las comunidades”, señaló el gobernador. “Si trabajamos en conjunto podemos ganar todos”, agrego al pedir a las empresas volverse más competitivas y fortalecer todos los eslabones que integran la cadena productiva, entre ellas a las pymes neuquinas.

“Estamos logrando infraestructura y estamos supliendo muchas veces hasta falta de inversiones de ustedes para que a la industria le vaya bien”, completó el mandatario provincial quien reiteró su reclamo por asegurar las acciones que sean necesarias para lograr una mayor capacitación para los neuquinos y fortalecer las inversiones provinciales en educación, salud y rutas.

De la reunión participaron el presidente de Fecene, Mauricio Uribe y el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que la comitiva neuquina también la integraron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis «Pepé» Ousset; de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele; de Planificación, Innovación y Modernización, Rubén Etcheverry, de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y la Secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves.

Mesa de Competitividad

La iniciativa por la conformación de la Mesa de Competitividad fue firmada por representantes del sector público y privado con el objetivo de coordinar estrategias conjuntas para mejorar la eficiencia, reducir la accidentabilidad y el impacto ambiental, y potenciar el valor económico y social de Vaca Muerta como motor energético de la Argentina.

Entre los principales ejes de trabajo de la Mesa se destacan la reducción de accidentes laborales y ambientales, mediante protocolos unificados y monitoreo conjunto, el desarrollo de infraestructura estratégica que favorezca la eficiencia logística y energética, el impulso de la economía circular y la sustentabilidad en cada etapa de la cadena productiva y el fortalecimiento del valor social de la actividad, promoviendo empleo local y desarrollo territorial.

Como parte del acuerdo, se conformará un Comité de Gestión que coordinará los distintos grupos de trabajo, definirá un plan de acción y reportará mensualmente los avances. Además, se prevé la incorporación progresiva de actores clave del ecosistema hidrocarburífero, como proveedores tecnológicos, universidades y centros de investigación.

, Ignacio Ortiz

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Política: Productores y el gobierno de Chubut piden eliminar derechos de exportación a hidrocarburos convencionales

Representantes de operadoras petroleras del Golfo San Jorge se reunieron con el gobierno de Chubut, diputados y senadores nacionales de la provincia, y acordaron acompañar un pedido del gobernador Ignacio Torres a Nación para la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales, medida considerada fundamental para el sostenimiento de la actividad en la provincia y la región. Asimismo, ratificaron el Acuerdo de Competitividad rubricado en mayo, en el marco del compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia. “El pedido que elevamos a Nación tiene por objetivo exportar más y hacer más […]

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La Mirada: Argentina, Bolivia y su íntima relación con el gas natural

El gas natural es y será el energético preferido del siglo XXI por todo el planeta. Argentina es un país que ha respirado gas natural desde hace más de medio siglo y continuara haciéndolo en las décadas que se avecinan. Argentina empezó a utilizar masivamente el gas natural a mediados de la década de los años cuarenta y la dio de la mano de Gas del Estado. Muchos países de la región, incluido Bolivia, tomaron lecciones de Argentina de aspectos técnicos (gasoductos, redes de gas y lo más importante la tecnología para el uso de Gas Natural Comprimido (GNC) y […]

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Infraestructura: Oldelval confirmó la ejecución del proyecto Duplicar Norte

Oleoductos del Valle anunció formalmente el inicio del proyecto Duplicar Norte tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y, Gas y Petróleo del Neuquén. El acuerdo se concretó el pasado viernes 4 de julio y es un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la Cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, Río Negro. Con una inversión estimada de USD 380 millones, Duplicar Norte permitirá responder a la creciente demanda de transporte generada por […]

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Gas: Hidenesa sigue trabajando para extender la red en el Alto Neuquén

La segunda etapa de la obra que le cambiará la vida a los pobladores del norte de la provincia registra un 16% de avance y se desarrolla en dos frentes para cumplir con los plazos establecidos por el gobernador y llegar a fin de año a Las Ovejas. Mientras 16 familias de Guañacos ya disfrutan del gas en pleno invierno, la empresa provincial Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa) sigue avanzando con la segunda etapa de la obra que permitirá extender la red de gas natural hasta Las Ovejas de aquí a fin de año. Para cumplir con los plazos estipulados, […]

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Empresas: Valbol abastecerá de válvulas al Vaca Muerta Sur

La empresa proveerá válvulas automatizadas de hasta 42” de diámetro. Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) fue adjudicada para la provisión de válvulas automatizadas de hasta 42″ de diámetro para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas que tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un país exportador de crudo a nivel global. “La adjudicación en el proyecto VMOS refuerza nuestra posición en el sector energético, reflejando la solidez de nuestras capacidades, competencias y recursos organizacionales puestos a disposición del desarrollo de nuestra Argentina”, expresaron desde la empresa. Abastecimiento […]

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Internacional: ENI se asegura GNL durante 20 años

La empresa italiana ENI ha anunciado un acuerdo por 20 años de duración con la estadounidense Venture Global para la provisión de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL). Las entregas comenzarán a finales de la década desde la Fase 1 del proyecto CP2 LNG. La planta de Venture Global, ubicada en Luisiana, EEUU, está actualmente en construcción y podrá producir hasta 28 millones de toneladas anuales de gas cuando esté terminada. Para seguir leyendo haga click aquí. Fuente: Energía y Negocios.

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Informes: “El costo invisible de la inteligencia artificial; más servidores, más energía, más presión”

En la era de la inteligencia artificial, los data centers han dejado de ser simples edificios llenos de servidores. Hoy son los pulmones digitales de la economía. Cada clic, cada algoritmo generativo, cada transacción online depende de ellos. Pero su vertiginoso crecimiento está empujando al límite la infraestructura eléctrica, lo que plantea un desafío urgente: ¿Cómo alimentar el futuro tecnológico sin colapsar el sistema? Según estimaciones de Accenture, para 2033 los data centers podrían consumir hasta el 23% de la energía eléctrica de Estados Unidos. Solo en 2023, demandaron 176 TWh, y se espera que esta cifra se triplique en […]

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Informes: “El costo invisible de la inteligencia artificial; más servidores, más energía, más presión”

En la era de la inteligencia artificial, los data centers han dejado de ser simples edificios llenos de servidores. Hoy son los pulmones digitales de la economía. Cada clic, cada algoritmo generativo, cada transacción online depende de ellos. Pero su vertiginoso crecimiento está empujando al límite la infraestructura eléctrica, lo que plantea un desafío urgente: ¿Cómo alimentar el futuro tecnológico sin colapsar el sistema? Según estimaciones de Accenture, para 2033 los data centers podrían consumir hasta el 23% de la energía eléctrica de Estados Unidos. Solo en 2023, demandaron 176 TWh, y se espera que esta cifra se triplique en […]

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