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Biocombustibles: el gobierno autorizó una suba de 2% en el precio del biodiesel y 1% en el bioetanol

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó los nuevos precios de adquisición para el mes de julio del biodiesel y el bioetanol con aumentos de 2% y 1%, respectivamente. Lo hizo mediante la resoluciones 296 para el etanol de maíz y de caña de azúcar y 297 para el biodiesel, que fueron publicadas este lunes en el Boletín Oficial.

Por la ley 27.640, los biocombustibles se mezclan con las naftas y el gasoil antes del expendio en el mercado loca. El precio de los biocombustibles que adquieren las refinerías es regulado por el Poder Ejecutivo.

Para julio, el precio del biodiesel pasó de $ 1.276.874 a $ 1.302.411, marcando una suba de 2% de la tonelada, según la información proporcionada por la cartera energética. El producto elaborado a base de aceite de soja se mezcla por ley en un 7,5% con el gasoil.

Mientras que el precio del bioetanol de caña saltó $ 792,1 a $ 800 por litro y el etanol maicero subió de $ 726 a $ 733,2 por cada litro, registrando en ambos casos una suba de 1% para julio. El corte del bioetanol con las naftas es de 12% dividido en partes iguales para el producido con azúcar y con maíz.

, Roberto Bellato

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Argentina reforma su sistema eléctrico: dudas sobre incentivos, transmisión y renovables

El Decreto 450/2025, publicado días atrás por el Gobierno argentino (ver nota), redefine las reglas del mercado eléctrico mediante adecuaciones a las Leyes 15.336 y 24.065. Esta reforma establece un marco jurídico pro-mercado que busca reducir el peso del Estado, facilitar contratos entre privados y habilitar la libre elección de proveedor por parte de los usuarios. 

La norma también habilita el comercio internacional de electricidad bajo reglas claras, exige transparencia en la facturación energética e impulsa la inversión privada en transporte eléctrico. Todo ello se implementará de forma gradual, en un plazo de transición de 24 meses.

Para Ignacio Rosenfeld, manager de Scalar Capital, este paso es clave desde el punto de vista regulatorio: “Es muy positivo que se avance en regular y actualizar”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica.

Sin embargo, más allá del plano normativo, puso el foco en la viabilidad económica del nuevo esquema, ya que valoró relevante avanzar en promover la competencia y sacar al Estado como el principal actor en la intermediación del sector, aunque advirtió que “aún es un interrogante si efectivamente existen incentivos económicos para que aumente la generación energética”.

A diferencia del impulso observado en el desarrollo de Vaca Muerta el especialista consideró que ese dinamismo no se puede trasladar de forma automática al sistema eléctrico. 

“Para que haya mejoras en el transporte tiene que haber incentivos para que haya una mayor generación y demanda, y la generación dependerá principalmente de lo que sea la demanda. Entonces, si no tenemos una fuerte reactivación económica en los planos industrial y comercial, tampoco habría mucho incentivo”, afirmó. 

Respecto a la situación de las energías renovables en este nuevo escenario, el análisis es cauteloso para la competencia, ya que si bien las renovables tienen un panorama favorable por cuestiones ambientales y de aprovechamiento de los recursos que tenemos, con eólica y solar con factores de carga muy altos, bajo la mirada del especialista en temas energéticos, también chocan contra el factor económico.

“La cancha todavía se sigue inclinando más por energías térmicas, lo cual no quita que aumente la oferta de generación renovable y naturalmente el precio baje. Hecho que eventualmente podría pasar, aunque creo que todavía estamos lejos de esa situación”, subrayó.

Por otro lado, el Decreto 450/2025 señala que se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.

Para ello, se requerirían garantías regulatorias y económicas claras. Desde el lado económico, es clave una demanda sólida, y desde lo normativo, una estabilidad que garantice reglas del juego estables en el tiempo, al menos, hasta que se recupere la inversión, como por ejemplo las futuras reglamentaciones y aclaraciones normativas que se deban realizar. 

Un decreto pro-mercado con impacto cambiario

Rosenfeld también destacó un aspecto macroeconómico clave: la relación entre utilización/aprovechamiento de recursos propios y el tipo de cambio. Como bien destacó el gobierno al comunicar el Decreto 450/2025, durante 20 años se gastaron 105.000 millones de dólares en sostener el sistema energético, gasto el cual repercutió no sólo en subsidios sino también en importación de energía, lo cual impuso mucha presión sobre el tipo de cambio. Consecuentemente, si el gobierno apunta a un mercado más competitivo y con menor participación estatal se podrá entonces pensar en inversiones que permitan aumentar la oferta mediante un mayor aprovechamiento de recursos propios, lo cual reduciría sensiblemente la salida de divisas y por tanto también la presión sobre el tipo de cambio.

Dicho lo anterior, el país podría llegar a combinar un fuerte salto en la exportación de gas y petróleo con una fuerte contracción de sus importaciones, ello ayudado por una mayor oferta de energía a nivel local, todo lo cual guarda relación a su vez con la estabilidad cambiaria que viene impulsando la actual administración nacional.  

Finalmente, Rosenfeld observa que la orientación general del Decreto 450/2025 es coherente con una mirada de largo plazo y no de revisión del pasado: “Es una mirada 100% para adelante y no una revisión. El gobierno busca mayor apertura, mayor competencia, para que el beneficio sea para el consumidor final”. 

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Chemik Group proyecta crecer 50% en 2025 con nuevos productos y expansión internacional

En una entrevista exclusiva en el marco de FES Iberia 2025, el Director de Estrategia y Director Tecnológico de Chemik Group, Héctor Erdociain, anticipa que la compañía alcanzará en 2025 un crecimiento del 50% respecto al año anterior. Este avance se apoya en una estrategia centrada en la fidelización tecnológica, la visibilidad de proyectos y una fuerte apuesta por la innovación y la expansión regional.

Según detalla el ejecutivo, el objetivo trazado para este año ya comienza a materializarse: “A día de hoy estamos en presupuesto, por lo cual estamos contentos”, asegura. Se trata de una evolución sostenida, incluso frente a la desaceleración de mercados clave como España y Colombia, que en otros años mostraban mayor dinamismo. La clave, explica, ha sido la planificación proactiva y el desarrollo de soluciones personalizadas para cada cliente.

Este escenario cobra especial relevancia si se considera que el mercado solar español transita un momento de ralentización, afectado por precios cero o negativos y una menor previsibilidad. “El mercado español este 2025 está bastante más frenado”, apunta Erdociain, quien destaca que “en primavera se dan precios cero o negativos en momentos concretos”, lo que complica la planificación para muchos actores del sector. 

No obstante, Chemik proyecta aumentar su volumen de gigavatios instalados en el país respecto a 2024. “Vamos a hacer más gigavatios este año que el año pasado en España y eso es un mérito”, manifiesta.

Una de las grandes apuestas de la firma para consolidar su liderazgo es un nuevo producto, que se encuentra en fase final de pruebas que estará orientado a resolver problemas de seguridad post-instalación en parques solares. 

Si bien el ejecutivo evitó dar detalles técnicos, sí anticipó que su lanzamiento al mercado está previsto para el corto plazo. “Estamos con las pruebas reales en parque ya del producto, creo que en un mes podremos decir que ya lo tenemos”, señala. 

La innovación nace de la necesidad de aumentar la confiabilidad de los proyectos una vez en operación, algo que hasta ahora estaba menos cubierto por las soluciones tradicionales. “Veíamos que había que hacer algo más para dar cierta seguridad a los proyectos una vez instalados”, indica Erdociain. El objetivo es que este nuevo desarrollo marque un diferencial competitivo en 2026, año en el que proyectan una fuerte comercialización del producto.

Este crecimiento no se explica por el aumento de demanda, sino por la profundización de la relación con los clientes actuales, quienes apuestan nuevamente por Chemik gracias a soluciones personalizadas. 

“El dar valor a los clientes con productos diferenciados genera que esos clientes continúen trabajando contigo”, afirma Erdociain, quien remarca que la apuesta en I+D ha permitido lograr visibilidad y previsibilidad de proyectos, dos factores críticos para fabricantes. Esto permite a Chemik planificar con antelación y crear los equipos necesarios para responder en condiciones óptimas a la demanda, minimizando contingencias y garantizando estándares de calidad operativa.

El desempeño regional de Chemik en 2025 es heterogéneo. Erdociain subraya que mientras mercados tradicionales como Colombia muestran señales de desaceleración, otros países han sorprendido positivamente. “Nos ha sorprendido Chile. Perú es un mercado bastante interesante. Estados Unidos es muy potente para nosotros”, puntualiza. En paralelo, México aún no despega, pero desde la compañía mantienen la expectativa de que se reactive pronto. 

Así lo comentó también durante su participación en el panel «Tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España: Visión de líderes» en el FES Iberia 2025, donde remarcó que el desempeño internacional es resultado de una planificación anticipada y una escucha activa de los requerimientos técnicos de cada mercado.

Un elemento central en la filosofía de Chemik es la planificación con base en visibilidad real de los proyectos. Esto permite ajustar las capacidades internas, anticipar necesidades logísticas y generar respuestas técnicas más eficientes.

“Es muy importante para los fabricantes como nosotros poder planificar en el tiempo los proyectos que van a tener todo a lo largo del año”, explica Erdociain. Este enfoque es, para las empresas, uno de los motores silenciosos detrás de su performance.

Con esta visión, Chemik Group consolida una posición destacada dentro del sector fotovoltaico. El equilibrio entre expansión, fidelización e innovación técnica aparece como su fórmula de crecimiento sostenible, incluso en escenarios de alta volatilidad como el actual.

 

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Advierten que México necesita 15000 km de nuevas redes de transmisión para integrar 20 GW renovables al 2030

La falta de infraestructura de transmisión es el principal obstáculo para el crecimiento de las energías renovables y el desarrollo industrial en México. Según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, se estima que para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al sistema eléctrico al año 2030, el país necesita construir por lo menos 15.000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, además de revisar y modernizar muchas de las existentes, incluyendo las subestaciones de servicio.

Hoy no estamos preparados para absorber de manera eficiente los picos de generación variable”, advierte Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables en diálogo con Energía Estratégica. Y explica que, aunque los costos de las baterías han bajado y el autoconsumo puede ayudar a aliviar el sistema, sin una expansión de la transmisión, la transición energética no será viable.

Las líneas de transmisión no han crecido al ritmo de la demanda. “Es más, no consideraron en su planeación la incorporación de la energía proveniente de fuentes renovables”, sostiene Abad Contreras. Recuerda que, cuando se diseñó el esquema inicial, la Generación Distribuida estaba limitada a 0,5 MW, y aunque hoy se permite hasta 0,7 MW con la correspondiente interconexión a la red, las líneas siguen siendo insuficientes.

La inversión necesaria es considerable. De acuerdo con Abad Contreras, “el costo por kilómetro de línea de transmisión en México varía entre 350.000 y 600.000 dólares, dependiendo del voltaje, la topografía y los derechos de vía”. Esto implica un gasto de entre 9.000 y 11.000 millones de dólares para la expansión de las líneas, a lo que se suman entre 1.000 y 2.000 millones de dólares adicionales para modernizar las subestaciones existentes.

La matriz energética mexicana depende actualmente en un 60% del gas natural, lo que representa un riesgo estructural frente a la volatilidad de precios y la seguridad de suministro. Esta situación no sólo genera un cuello de botella para las renovables, sino que también eleva los costos en situaciones de crisis energética, según advierte la especialista.

La demanda eléctrica crece a un ritmo sostenido. Según el Centro Nacional de Control de Energía, el consumo promedio aumenta un 2,9% anual. En 2023, la capacidad total del sistema eléctrico nacional fue de 90.000 MW, pero se requería capacidad para cubrir más de 110.000 MW en la demanda real. En términos de consumo, el país pasó de 351.000 GWh en 2023 a una proyección de 435.000 GWh en 2030.

Una medida reciente podría aliviar parcialmente la situación: el Acuerdo de Generación de Autoconsumo Interconectado publicado por la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria permite a los parques industriales desarrollar proyectos de autoconsumo de entre 0,7 y 20 MW. “Esto desahogará los cuellos de botella de las líneas de transmisión en zonas de desarrollo económico e industrial”, explica Abad Contreras.

Las zonas más críticas del país necesitan inversiones urgentes. En el Istmo de Tehuantepec, hay una alta capacidad eólica instalada que no puede ser evacuada al centro-sur por falta de nodos de interconexión. En Baja California, la prioridad es conectarse al sistema nacional. El Noreste y Noroeste poseen un enorme potencial solar y eólico, pero requieren inversión en transmisión y distribución.

En el Bajío y Centro Occidente, la alta demanda industrial podría beneficiarse del autoconsumo para liberar presión sobre la red. La Península de Yucatán, históricamente vulnerable, también necesita alternativas renovables apoyadas en almacenamiento.

Sin embargo, con una buena planificación se puede lograr que las fuentes renovables recuperen su tasa de crecimiento y tengan un papel preponderante dentro de la matriz energética del país, según manifiesta Abad Contreras.

Para lograrlo, México necesita un plan de modernización integral de la red. “Lo primero es enfocarse en la construcción de nuevas líneas de transmisión de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, y en la modernización y mantenimiento de las actuales que lo necesiten”, explica Abad Contreras.  También destaca la necesidad de invertir en digitalización, redes inteligentes y sistemas de monitoreo en tiempo real para la gestión de intermitencias.

Un punto clave es el almacenamiento. La especialista señala que “se tiene que invertir en un almacenamiento consolidado, tanto de fuentes convencionales como de baterías, para regular las intermitencias y dar el soporte que requieren las renovables”.

Además, enfatiza la importancia de dar un mantenimiento certero a las líneas disponibles para evitar fugas y pérdidas técnicas, junto con la necesidad de reforzar las interconexiones con las penínsulas, especialmente Baja California y Yucatán.

La Ley de la Industria Eléctrica contempla la participación del sector privado en la infraestructura, mediante contratos mixtos, asociaciones público-privadas o esquemas de inversión financiada, pero falta la emisión de la reglamentación secundaria y terciaria. Lo más importante es que se garantice el acceso a la demanda y se consoliden los proyectos de autoconsumo interconectado”, sostiene Abad Contreras.

Finalmente, la ejecutiva concluye que México tiene recursos renovables competitivos y una demanda creciente, pero enfrenta limitaciones en transmisión, incertidumbre regulatoria y dependencia del gas.

Con inversiones en infraestructura crítica, reglas de mercado claras y la integración acelerada de renovables con almacenamiento, México puede lograr una matriz diversificada, competitiva y alineada con la transición energética”, concluye Abad Contreras.

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Autoconsumo, gobernanza y conexión regional: el nuevo modelo solar panameño

Panamá se posiciona como un referente regional al impulsar la energía solar como eje de democratización del acceso a la energía. Con una estrategia clara de largo plazo, el país ya suma 165,8 MW de capacidad instalada en autoconsumo, cifra que crece de la mano del marco normativo y una planificación construida de forma multisectorial.

“El panameño ha encontrado en la energía solar distribuida un aliado frente a los costos de energía”, afirma Rosilena Lindo Riggs, asesora global en Energía y Clima y ex secretaria Nacional de Energía de Panamá, en conversación con Energía Estratégica.

El auge del autoconsumo no es casual. Responde a la implementación progresiva de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que ya cuenta con un 55% de avance al primer semestre de 2024. Este plan proyecta alcanzar 1.700 MW de capacidad instalada en autoconsumo renovable para 2030, equivalente al 14% de la energía total requerida.

Actualmente, una de las tres distribuidoras eléctricas del país ya supera el 3% de penetración energética y el 10% en potencia instalada mediante autoconsumo, según la Cámara Panameña de Energía Solar.

“Esta estrategia se está implementando activamente desde el sector privado, y se constituye en la herramienta por excelencia de descentralización y resiliencia energética”, destaca Lindo.

Gobernanza compartida y marco legal sólido

Este proceso se enmarca dentro de la Agenda Nacional de Transición Energética, lanzada en 2020 con ocho estrategias clave. Según Lindo, su fortaleza radica en que fue construida “de la mano del sector privado, academia, sector público y sociedad civil”, otorgando a cada actor un rol claro dentro de la transición.

El soporte jurídico incluye normas como:

  • La Ley 37 de 2013, modificada por la Ley 417 de 2023, que otorga incentivos fiscales para tecnologías solares.

  • La Ley 45, que establece un régimen de incentivos para fuentes renovables y limpias.

  • Las resoluciones de gabinete que aprueban estrategias sobre generación distribuida, innovación del sistema eléctrico y lineamientos generales de transición energética.

“Este marco legal les provee seguridad jurídica y claridad a los inversionistas”, enfatiza la ex funcionaria.

Desafíos pendientes: regulación, tarifas y equidad

A pesar del avance, Lindo advierte sobre riesgos latentes. “Es crítico que la regulación de la generación solar distribuida no vaya en detrimento de esta herramienta de democratización”, plantea, en referencia al debate del denominado “impuesto al sol”.

Para sostener el crecimiento del autoconsumo, Panamá necesita:

  • Finalizar la homologación de criterios técnicos para instalaciones.

  • Simplificar procedimientos para proyectos de pequeña escala.

  • Lanzar una plataforma digital de trámites, diseñada en conjunto con el BID y los municipios.

  • Incrementar los límites de capacidad instalada permitida.

  • Liberar el acceso público a la información técnica por circuito.

Además, Lindo plantea la necesidad de una regulación específica para generación distribuida comunitaria y de un modelo tarifario con separación de cargos fijos y variables, fundamentado en estudios financieros. Todo ello, según su visión, debería financiarse aprovechando esquemas de financiamiento climático, dada la función adaptativa de la generación distribuida ante eventos extremos.

“La generación distribuida es una medida de adaptación ante un clima cambiante”, resume.

Interconexión regional: la conexión con Colombia avanza

En paralelo a su desarrollo interno, Panamá avanza en el proyecto de interconexión eléctrica con Colombia, una obra estratégica para reforzar la confiabilidad del sistema y su integración regional.

Actualmente, el proyecto depende del avance del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en territorio colombiano, presentado oficialmente en febrero. Del lado panameño, el EIA también está en ajustes por cambios regulatorios y requiere el consentimiento favorable de tres grupos étnicos.

En paralelo, Panamá y Colombia trabajan en la armonización regulatoria binacional, necesaria para definir ingresos, viabilidad financiera y para la actualización del modelo de costos (CAPEX) y financiamiento, bajo la supervisión técnica del BID Invest.

“Una vez culminado este proceso, la empresa ICP podrá avanzar en las licitaciones y la construcción del proyecto”, detalla Lindo.

Una visión estratégica a largo plazo

La apuesta panameña no se limita a sumar megavatios: busca construir un modelo energético más participativo, resiliente y sostenible. “Las plantas solares nuevas son parte de la respuesta de un sector privado que se siente parte del camino trazado por Panamá hace 20 años”, destaca Lindo, en referencia al proceso de gobernanza iniciado en 2020.

Con reglas claras, visión compartida y proyectos de integración regional en curso, Panamá avanza hacia un sistema donde la energía renovable no solo sea abundante, sino accesible y justa para todos.

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Brasil e India firman acuerdo para ampliar la cooperación en energía renovable

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables de la India firmaron un Memorando de Entendimiento centrado en la cooperación bilateral en fuentes de energía renovables.

El documento se firmó durante la visita oficial del primer ministro indio, Narendra Modi, a Brasil y refuerza el compromiso de ambas naciones con el desarrollo sostenible y la transición energética global. El acuerdo establece las directrices para una alianza estratégica entre Brasil y la India, centrada en tecnologías limpias y políticas públicas orientadas a la expansión de las energías renovables.

«La alianza con India refuerza el liderazgo de Brasil en la transición energética global. Unimos fuerzas con una nación estratégica para acelerar el desarrollo de tecnologías limpias, generar empleos verdes y garantizar la seguridad energética con responsabilidad ambiental. Esta es la diplomacia energética al servicio de un futuro más sostenible», afirmó el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Los temas prioritarios incluyen la energía solar, eólica, hidroeléctrica, la bioenergía, el almacenamiento de energía y el hidrógeno de bajas emisiones. El documento también contempla la capacitación técnica, el intercambio de expertos y la promoción conjunta de investigaciones y proyectos innovadores.

Como parte de la implementación del acuerdo, se creará un Grupo de Trabajo Conjunto para coordinar iniciativas y fomentar el intercambio de información, experiencias y buenas prácticas entre ambos países. Con una vigencia inicial de cinco años, el memorando fortalece la cooperación Sur-Sur y alinea a Brasil e India con los esfuerzos internacionales para combatir el cambio climático, promover el uso de tecnologías sostenibles y fortalecer la seguridad energética.

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La producción del sector químico y petroquímico presentó una suba del 11% en mayo

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) mostró que durante mayo de 2025 la producción del sector experimentó una suba del 11% respecto al mes anterior, impulsada por planificaciones de producción y continuidad operativa. Sin embargo, la comparación interanual revela caídas en casi todos los subsectores, salvo en los productos básicos intermedios y finales agroquímicos. En el acumulado del año, la variación continúa en terreno negativo.

En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la indicó un aumento sustancial del 49% en comparación con abril 2025, por recomposición de stocks de las cadenas dónde se consumen dichas materias primas. Esta mejora se dio en casi todos los subsectores, a excepción de los finales termoplásticos y los productos básicos inorgánicos. A nivel interanual, algunos segmentos lograron incrementos del 19%, especialmente los productos agroquímicos; aunque el acumulado del año mantiene una caída del 7 por ciento.

Exportaciones

Las exportaciones, por su parte, mostraron una baja del 10% respecto al mes anterior. En términos interanuales, la caída fue más pronunciada, del 33%. No obstante, el acumulado del año sigue positivo, con un crecimiento del 12%.

El informe de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) destacó que durante mayo de 2025 la producción cayó un 33% respecto del mes anterior, registrando además una baja del 25% en la comparación interanual y del 2% en el acumulado del año. Las ventas locales mostraron caídas en las tres variables. En cuanto a las exportaciones, se observó una mejora del 3% en la variación mensual, con aumentos del 10% interanual y del 35% en lo que va del año.

Balanza comercial

Durante mayo de 2025, la balanza comercial de los productos del sector, medida en dólares, registró una suba del 9% en comparación con mayo del año pasado. Las importaciones disminuyeron un 0,52%, mientras que las exportaciones bajaron un 12,58%.

Por su parte, el uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, fue del 54% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos, repitiendo el valor del mes anterior para estos últimos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante mayo 2025, fueron de 350 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.370 millones en los primeros cinco meses del año.

“Los datos de mayo reflejan una mejora mensual en producción y ventas locales, lo cual es alentador, dada la situación general de la economía doméstica, pero con una leve caída en exportaciones. El contexto global sigue siendo muy desafiante con sobreofertas de productos y precios relativos en sus bajos históricos”,enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

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VMOS: Estudian el suelo marino en Punta Colorada

Compañía VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) encaró el viernes 11 de julio y por el plazo de cuatro semanas un estudio geotécnico en el suelo marino de Punta Colorada, Sierra Grande. Se llevar a cabo desde una embarcación especial, que se ubica a una distancia de entre 5 y 9 kilómetros de la costa.

Los trabajos de análisis de suelo son centrales para determinar cómo se realizará el anclaje de las dos monoboyas que ubicarán en la zona para la exportación de petróleo.

El buque que se utiliza para el estudio es el OSV Fugro Resilience, con bandera de Bahamas, que tiene 83,4 metros de eslora y posee la última tecnología que existe para trabajos geotécnicos. Será posicionado de forma remota y posee un laboratorio a bordo para analizar las muestras que se tomen y que luego serán enviadas a centros especializados en Estados Unidos para su caracterización final.

El estudio geotécnico se realizará bajo las más estrictas normas de seguridad y de preservación del ambiente, se indicó.

El proyecto VMOS consta de un oleoducto de 437 kilómetros más una terminal de exportación de clase mundial. Permitirá exportar 550 mil barriles diarios de petróleo en 2027.

VMOS es un consorcio de empresas líderes de la industria energética del país, integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol, Shell Argentina y Tecpetrol, para la construcción y operación del oleoducto y la exportación de crudo producido en Vaca Muerta.

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Figueroa dispuso la renuncia de Gutierrez en YPF

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, decidió que su antecesor en el cargo, Omar Gutierrez, no debe seguir integrando el Directorio de la petrolera de mayoría estatal YPF.

A traves de X Figueroa informó que “En el día de hoy (Viernes 11/7) le pedí al Cr. Omar Gutiérrez la renuncia inmediata al cargo de Director de YPF S.A., en el marco de las facultades de la provincia para designar un representante que esté en consonancia con los lineamientos estratégicos y objetivos definidos por la actual gestión de gobierno para la etapa institucional que atraviesa Neuquén y su posicionamiento en la empresa mencionada, de cara al futuro”.

No abundó en detalles acerca de la falta de “consonancia” respecto de los “lineamientos estratégicos” definidos por su gestión en cuanto a YPF.

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GeoPark prepara su desembarco en áreas de Vaca Muerta

Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, reafirmó su decisión de participar en la producción de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta en la Argentina. Lo hizo mediante una presentación a cargo del CEO de la compañía, Felipe Bayon, en un encuentro virtual organizado por Adcap Grupo Financiero ante 240 inversores y representantes del sector.

Bayon, que asumió como CEO de GeoPark en abril, delineó los pilares estratégicos de la compañía para una nueva etapa de expansión a mediano y largo plazo en la región, con un enfoque especial en el desarrollo no convencional de la cuenca Neuquina. Con una sólida posición financiera –cerca de US$ 300 millones en caja al cierre del primer trimestre– y un plan enfocado en eficiencia operativa y ejecución disciplinada en sus activos en Colombia, el CEO detalló cómo GeoPark se proyecta hacia una nueva etapa de expansión en la cual la Argentina ocupa un lugar central.

GeoPark había avanzado en un acuerdo con Phoenix Global Resources en mayo de 2024 para desarrollar cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por Neuquén y Río Negro. Pero un año después, en mayo de este año, el acuerdo no prosperó por falta de homologación por parte de la provincia de Neuquén en dos áreas y, finalmente la operación se cayó.

Vaca Muerta es absolutamente estratégico y es prioritario para GeoPark. Estamos avanzando en varias oportunidades y vamos a compartir información cuando tengamos la certeza de que esas oportunidades se han concretado. Tenemos la intención y estamos poniendo el foco, la energía, los esfuerzos y los recursos en tener áreas en Vaca Muerta”, expresó Bayon.

El CEO comentó que durante su primera semana en GeoPark visitó a la Argentina y se reunió con el gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, y con el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, con quienes mantuvo “un diálogo abierto y positivo respecto a la posibilidad de que GeoPark se sume como nuevo operador en la cuenca Neuquina”, destacó la compañía en un comunicado.

“Tuvimos una muy buena recepción por parte de las autoridades provinciales. Hay disposición para que GeoPark se convierta en un nuevo inversor y operador en la región, trabajando en conjunto con la provincia y con las empresas que ya están presentes en la zona”, señaló.

En el encuentro, moderado por Lucas Confalonieri, Managing Director y socio de Adcap, “el CEO de GeoPark también se refirió al interés que diversas compañías con operaciones en la Argentina manifestaron por explorar proyectos conjuntos”. Además, comentó la reciente compra de acciones de GeoPark por parte de Pampa Energía y el “Shareholder Rights Plan” activado por el directorio de la compañía, destacando “conversaciones constructivas, productivas y respetuosas con Pampa que abren oportunidades de colaboración relevantes”.

Bayon destacó que “la expansión en la Argentina se da en paralelo con el compromiso de GeoPark de preservar su negocio base en Colombia, donde permanece enfocada en mantener la producción y seguir implementando medidas de protección de caja a través de la reducción disciplinada de costos y gastos, manteniendo los estándares superiores de seguridad que han caracterizado a la compañía a lo largo de su trayectoria”.

CEO

Felipe Bayon es reconocido como uno de los líderes más efectivos de la industria energética en América Latina, con más de 30 años de trayectoria internacional. Además de trabajar en compañías como Shell y BP, Bayon fue CEO de PAE entre 2005 y 2010 y entre 2017 y 2023 se desempeñó como CEO de Ecopetrol, donde lideró una transformación estratégica que incluyó expansión internacional, crecimiento en no convencionales, energías renovables y transmisión eléctrica, logrando resultados récord en seguridad, producción, finanzas y sostenibilidad.

Bayón agradeció a Adcap “por la organización del espacio de intercambio, que fortalece el relacionamiento con la comunidad financiera y contribuye a consolidar un canal de diálogo abierto y continuo”. Reiteró, además, el compromiso de la compañía con la creación de valor sostenible para todos sus accionistas.

Felipe Bayón, CEO de GeoPark.

, Redaccion EconoJournal

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Supervielle elimina las comisiones para transferencias desde el exterior

El Banco Supervielle anuncia la eliminación de las comisiones para transferencias desde el exterior, sin límite de monto y de forma 100% digital, en línea con su objetivo de ofrecer soluciones que faciliten el uso y el crecimiento de los ahorros en dólares.

Este beneficio está destinado a personas físicas que reciben transferencias desde cuentas propias o cobros de jubilaciones del exterior. La idea es brindar mayor flexibilidad y acompañar a quienes necesitan operar con fondos del extranjero, simplificando el proceso y eliminando costos, según precisaron desde la entidad bancaria.

“A través de esta iniciativa, los clientes podrán abrir su caja de ahorro en dólares sin costo de mantenimiento de manera completamente digital, lo que refuerza una propuesta de valor centrada en la autonomía y experiencia del usuario”, destacaron desde el Banco Superville.

Herramientas

Esta medida se complementa con otras herramientas que la entidad viene desarrollando en torno a su oferta en dólares:

● Cuenta Remunerada en dólares, con un rendimiento del 2% anual.

● Plazos Fijos en dólares, con tasas de hasta el 5,5% a 12 meses, la más competitiva del mercado.

● Ampliación del horario para operar cambios en canales digitales, ahora disponible de lunes a viernes de 8 a 19 hs.

“Con estas iniciativas, Supervielle continúa fortaleciendo su propuesta de valor en moneda extranjera, optimizando la gestión de los dólares de forma simple, segura y 100% digital”, remarcaron desde el banco.

, Redaccion EconoJournal

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Licitación: Mendoza apuesta a un modelo más flexible para impulsar la industria del petróleo

El Gobierno lanza una nueva licitación para exploración y explotación de hidrocarburos, bajo un nuevo esquema adaptado a la Ley Bases. Promete menos trabas y reglas claras. El gobierno de la provincia de Mendoza anunció que cambiará el esquema de licitaciones de áreas de exploración y explotación de hidrocarburos, incorporando los cambios introducidos por la Ley Nacional de Bases. Bajo este nuevo modelo, ya se avanza con la licitación de 15 áreas de exploración y explotación de petróleo convencional. Desde el Gobierno aseguran que el nuevo esquema agilizará todas las instancias relacionadas con la industria del petróleo. Y en este […]

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Actualidad: Mendoza lanza licitación internacional para elaborar los proyectos ejecutivos del Polo Logístico Pata Mora

El objetivo es contratar una consultora para elaborar los proyectos ejecutivos que permitirán concretar la obra, sobre la base del master plan desarrollado para esta zona estratégica del Sur mendocino. Se realizará a través de un Concurso Público Internacional. Los pliegos completos están disponibles en el sitio oficial de Mendoza Fiduciaria. En el marco del desarrollo integral del Polo Logístico, Industrial y de Servicios de Pata Mora (PPM2), ubicado en el sur del departamento de Malargüe, el fideicomiso constituido por la Provincia de Mendoza, junto a Mendoza Fiduciaria SA e Impulsa Mendoza, convoca a consultoras a participar en un concurso […]

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Informes: ¿Cuál es la mejor inversión en Vaca Muerta según el banco Morgan Stanley?

El banco de inversión mantuvo su recomendación de compra y fijó un precio objetivo de US$ 75 para los próximos doce meses. El análisis contempla distintos escenarios de producción, inversión y cotización. Un informe reciente de Morgan Stanley ratificó su evaluación favorable sobre Vista Energy, a la que calificó como “la mejor vía de exposición pura a Vaca Muerta” para los inversores. La entidad mantuvo su recomendación de compra y fijó un precio objetivo de 75 dólares por acción para los próximos doce meses. El análisis incluye tres escenarios de crecimiento y destaca la reciente adquisición de la mitad del […]

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Vaca Muerta: Añelo seduce a las empresas cordobesas

La localidad neuquina de Añelo continúa siendo un imán para las inversiones, incluso en un contexto de volatilidad en la industria del petróleo y el gas. Su crecimiento acelerado y la demanda constante de infraestructura y servicios despertaron el interés de empresarios cordobeses que, en distintos grados, ya comenzaron a apostar por su desarrollo. A menos de dos horas de vuelo desde Córdoba, la ciudad de Neuquén despliega un panorama de auge económico. El paisaje urbano recuerda los años dorados de la soja: más de un centenar de obras en construcción y decenas de grúas dominando el horizonte. Pero es […]

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Vaca Muerta Sur: La mayor inversión en infraestructura en Argentina impulsará la exportación de hidrocarburos

El CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la importancia del mayor financiamiento de infraestructura en la historia del país para la construcción de un oleoducto en la Patagonia, que potenciará la exportación de hidrocarburos y fortalecerá la posición de Argentina en el mercado energético global. En un anuncio que marca un hito en el desarrollo energético argentino, YPF ha liderado un consorcio de ocho compañías en la obtención de un crédito internacional de US$ 2.000 millones destinado a la construcción de un oleoducto de 440 kilómetros en la región patagónica. Este proyecto, considerado por el propio CEO de YPF, Horacio […]

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Gas: San Antonio se prepara para una transformación histórica

Infraestructura, empleo, impacto ambiental y planificación a largo plazo: las claves del proyecto que marca un antes y un después. San Antonio Oeste está frente a un punto de inflexión. Por primera vez en su historia, una megaobra energética de escala internacional tiene como epicentro a esta ciudad costera. La instalación de los buques de licuefacción de gas natural frente al Fuerte Argentino, en el Golfo San Matías, no solo representa una oportunidad inédita para el desarrollo, sino que también redefine su lugar en el mapa productivo nacional. La inversión será ejecutada por el consorcio Southern Energy, conformado por Pan […]

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Gas: Inició la obra de la Planta Reductora, “Es un día histórico para la ciudad”

Este jueves se firmó el acta de inicio de obra de la Planta Reductora de Gas en el Parque Industrial de Esperanza. La misma permitirá que las empresas allí instaladas accedan al servicio y generará, además, la posibilidad de sumar 10.000 nuevas conexiones domiciliarias en la ciudad. El acto estuvo encabezado por el intendente de Esperanza, Rodrigo Müller; la diputada provincial, Jimena Senn; la secretaria de Energía de Santa Fe, Verónica Geese; y el presidente de ENERFE, Rodolfo Giacossa. En la oportunidad, Müller destacó que “hoy es un día histórico y de alegría para la ciudad porque iniciamos esta obra […]

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Inversiones: Proyecto multimillonario para ampliar la red de gas en Moquehue

La obra beneficiará a 500 nuevos usuarios que dejarán de usar leña y gasoil a partir de que sean abastecidos de gas licuado de petróleo. La Provincia reafirma su enfoque en el fortalecimiento de la infraestructura energética en zonas rurales y turísticas. El gobernador Rolando Figueroa firmó el Decreto 794/25, mediante el cual se otorgará un aporte de capital por 2.198 millones de pesos a la empresa estatal HIDENESA, para financiar la extensión de la red de gas domiciliaria en la localidad cordillerana de Moquehue. El proyecto prevé una red de 12.000 metros lineales de cañería de polietileno y permitirá […]

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Capacitación: El Senado llegó a la Puna con una jornada educativa sobre el impacto de la minería

San Antonio de los Cobres fue sede de una jornada educativa organizada por la Comisión de Minería, Medio Ambiente y Recursos Naturales del Senado, que reunió este martes a legisladores, especialistas y alumnos de nivel secundario para reflexionar sobre el presente y las oportunidades de la actividad minera en Salta. El encuentro, realizado en el Mercado Artesanal, contó con la presencia de los senadores Leopoldo Salva, Miguel Calabró, Gustavo Carrizo y Gonzalo Caro Dávalos, el diputado Víctor Lamberto y el geólogo Ricardo Alonso. Participaron estudiantes de 4° y 5° año de la Escuela Técnica N° 3173 y del Colegio Sagrado […]

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Internacional: Argelia se erige en el primer suministrador de gas a España en el año, aprovechando el desplome de EEUU en junio

Argelia se ha posicionado como el principal suministrador de gas natural a España en lo que va de año, por delante de Estados Unidos, que ha visto recortar en el 55% sus exportaciones al país el pasado mes de junio con respecto a mayo. En concreto, el gas llegado del país norteafricano, tradicionalmente el principal suministrador de España, ascendió a 12.040 gigavatios hora (GWh) -7890 GWh por tubo (Medgaz) y 4150 GWh por metanero-, representando el 43,6% del total en el mes, según datos del boletín mensual de Enagás. Por su parte, Estados Unidos, que había sumado un total de […]

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¿Fin al precio estabilizado? Gobierno chileno abre consulta para modificar el reglamento PMGD y permitir participación BESS

El Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública la modificación del Decreto Supremo N°88, correspondiente al reglamento de medios de generación de pequeña escala, con el objetivo de habilitar a los sistemas de almacenamiento BESS a participar en el mercado de energía y potencia. 

La consulta pública estará abierta por 15 días hábiles, con posibilidad de extensión por 7 más, por lo que podrá estar disponible hasta la tercera semana de agosto; mientras que la tramitación del reglamento comenzaría a fines del mes de septiembre.

¿Qué incluye la modificación del DS 88? 

Uno de los principales ejes de la reforma está en la incorporación normativa de los sistemas BESS. La propuesta contempla que estos puedan inyectar energía utilizando las holguras de capacidad de la red, habilitándose mediante bloques horarios extraordinarios.

Además, se establece que la capacidad disponible de retiro para la carga de las baterías podrá ser ajustada según la demanda de los clientes regulados, lo que introduce una lógica coordinada entre operadores y distribuidoras.

Desde el Ministerio aclaran que las inyecciones BESS podrán valorizarse a precio de energía o a costo marginal, pero que en todos los casos debe existir coherencia entre el precio de inyección y el de retiro.

También se habilita que los sistemas de almacenamiento asociados a Pequeños Medios de Generación Distribuida puedan financiar obras de adecuación y ampliación para realizar retiros desde la red, en coordinación con la distribuidora.

Ministerio de Energía de Chile proyecta la tramitación de 12 reglamentos en los próximos meses

Otra transformación estructural es la creación de un nuevo Precio Básico de Energía (PBE), que reemplazará al precio estabilizado una vez culmine el período transitorio en el año 2034, sin un ajuste de banca de mercado y con una reliquidación anual. 

El PBE se determinará a partir de los costos marginales esperados y la energía total en cada subestación eléctrica nacional, considerando tanto la demanda propia como los consumos de las barras asociadas.

“Mensualmente, el Coordinador Eléctrico Nacional contabilizará la diferencia entre la valorización a precio básico de energía y costo marginal horario. Y en diciembre de cada año, a partir de las diferencias acumuladas (a favor o en contra), se calculará el valor del reintegro mensual del año que será como una cuota fija”, aseguraron desde el Ministerio de Energía

Otro cambio relevante es la extensión de la vigencia del Informe de Criterio de Conexión de 18 a 26 meses, a fin de lograr mayor flexibilidad a los desarrolladores para completar sus etapas de diseño y tramitación.

Sistemas de monitoreo, control y responsabilidad operativa

Por otro lado, uno de los puntos más sensibles del nuevo esquema será la gestión operativa en tiempo real, que quedará a cargo del Coordinador Eléctrico. La entidad podrá instruir recortes directos a las inyecciones de los PMGD cuando lo estime necesario, aunque las empresas distribuidoras podrán excluir de estos recortes a uno o más PMGD por razones de seguridad y calidad del servicio. 

Bajo esa premisa, los Pequeños Medios de Generación Distribuida también deberán implementar obligatoriamente sistemas de información en tiempo real, cumpliendo las normas técnicas de seguridad y calidad de servicio; sumado a que se propone la creación de centros de control en distribución, a cargo de cada empresa distribuidora, con el fin de asegurar un flujo continuo y coordinado de información operativa con los proyectos PMGD.

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Más de 24 % de eficiencia y 750 W de potencia: Yingli Solar presentó su nueva arma tecnológica en FES Iberia 2025

FES Iberia 2025 se consolidó como el punto de encuentro estratégico del sector energético en Madrid, con la presencia de líderes globales que debatieron sobre transición energética, almacenamiento, regulación y nuevas tecnologías. En ese marco, Energía Estratégica mantuvo una entrevista audiovisual exclusiva con Luis Contreras, managing director de Yingli Solar, quien presentó en detalle las características del nuevo módulo solar de la compañía y sus planes de expansión internacional.

“El módulo de la serie Plateau ofrece una eficiencia de módulo superior al 24 %, en torno al 24,1 %. Se ejemplariza en una potencia pico de 750 vatios y tiene un mejor comportamiento térmico, una mejor degradación del módulo y una eficiencia de bifacilidad superior”, detalló Contreras.

Según explicó el directivo, la tecnología se traduce en beneficios económicos concretos para los desarrolladores: “Le puede aportar al cliente una reducción en su CAPEX del VOS en torno al 1,5 % y una reducción del LCOE del sistema en torno al 2,9 %”.

Contreras consideró que el valor diferencial está en esa propuesta cuantificable: “Es un producto que viene a traer valor añadido al mercado, valor añadido al cliente, para ayudarle a esa mejora en su propio LCOE de planta, a ser más competitivos en esta situación tan hipercompetitiva de mercado en la que nos movemos”.

Objetivos y visión sobre los mercados internacionales

La estrategia de Yingli Solar está orientada a equilibrar las ventas internacionales con el mercado chino, donde actualmente permanece el 70 % de su capacidad de producción. “El objetivo de la compañía es igualar las ventas fuera de China con lo que se está quedando en el mercado local doméstico”, afirmó Contreras.

En ese sentido, apunta a reforzar el posicionamiento de la marca en mercados clave de Europa y América Latina, especialmente España, Argentina, Perú, Chile, Guatemala y República Dominicana. “Creemos que hay mercados que empiezan a rugir o a crecer con fuerza, pero otros que se quedan un poco paralizados”, analizó.

Sobre España, advirtió una cierta desaceleración, pero resalta que el foco está en construir relaciones de largo plazo: “Apostamos por clientes estratégicos que tengan una visión muy clara de lo que es la calidad y apostar por proveedores sostenibles y fiables en el tiempo”.

Contreras también subrayó el respaldo corporativo como parte de la propuesta de valor: “Nosotros como fabricantes tenemos que dar una garantía por más de 30 años, y uno de nuestros valores añadidos no solamente está en la tecnología y en el servicio, sino también en la sostenibilidad, en tener una salud financiera lo suficientemente fuerte como para acompañar al cliente a largo plazo y además reducir sus riesgos a la hora de invertir”.

Roadmap tecnológico hacia células tándem

Yingli Solar proyecta seguir liderando la evolución tecnológica, de manera que hoy está centrado en evolucionar la tecnología N-Type TOPCon, mientras que el siguiente escalón será la los módulos back conctact, y luego la célula tándem, con eficiencia de célula por encima del 30 %.

Allí, Contreras puso el foco en la necesidad de avanzar hacia soluciones integradas con almacenamiento de energía, a lo que consideró «fundamental» para estabilizar la red y mejorar el rendimiento energético. En su opinión, el diseño de soluciones modulares adaptadas a picos de demanda será clave en el contexto de saturación de red que enfrentan algunos países.

“La innovación tecnológica es la manera de contribuir como tecnólogos al mercado”, concluyó durante su intervención.

Con el lanzamiento del módulo Plateau Panda 3.0, Yingli Solar reafirma su liderazgo tecnológico y su estrategia de expansión global. El nuevo producto no solo mejora la eficiencia energética, sino que representa una herramienta concreta para reducir costos en un entorno competitivo.

Desde FES Iberia 2025, la compañía dejó en claro que su propuesta va más allá del producto: combina innovación, salud financiera, garantías sólidas y una hoja de ruta clara hacia el futuro energético en Europa y América Latina.

Vea la entrevista completa en el canal de YouTube de Future Energy Summit:

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Copec Flux redobla su apuesta por la generación distribuida en Chile

La compañía Copec Flux, parte del ecosistema Copec, proyecta una fuerte expansión en la industria de energía solar fotovoltaica de Chile, particularmente en los segmentos residencial, comercial-industrial y PMGD, con foco en soluciones integradas y tecnologías habilitantes. Su CEO, David Rau, entregó la visión estratégica y los próximos pasos.

Con el respaldo del ecosistema Copec y su sólida experiencia en proyectos fotovoltaicos, la compañía se posiciona como un actor clave en la industria de generación distribuida, con 140 MW ya en operación, proyectando duplicar su capacidad en los próximos años.

“Estamos desarrollando un portafolio tecnológicamente más diverso, que combina energía solar con baterías y estaciones de carga de alta potencia para transporte pesado con camiones eléctricos. La meta es duplicar este portafolio, incorporando nuevas tecnologías y habilitando soluciones para industrias como los datacenters”, señaló David Rau en diálogo con Energía Estratégica. 

La integración de almacenamiento responde a un diagnóstico estratégico: asegurar suministro en horas de baja radiación solar y generar valor para industrias con operaciones críticas fuera de horario punta, como los centros de datos o la logística pesada. Durante el próximo año, la compañía mantendrá su enfoque en proyectos PMGD, evaluando nuevas oportunidades de construcción de plantas adicionales.

En paralelo, Copec Flux avanza con fuerza en el segmento residencial, apostando por democratizar el acceso a la energía solar, implementando soluciones de financiamiento a largo plazo (hasta 15 años), facilidades de pago y un modelo de atención centrado en el cliente. 

“Estamos cuadruplicando el número de instalaciones este año, y proyectamos un crecimiento similar para el próximo. Más allá del volumen de paneles, nuestro foco está en llegar a más hogares y generar un impacto real”, destacó Rau. 

La meta es duplicar la cantidad de hogares con energía solar, superando las 2.000 instalaciones anuales, con la mirada de largo plazo de llegar a un millón de hogares, impulsando un cambio estructural en cómo se accede y consume energía en Chile.

Por otra parte, en el sector comercial e industrial, Copec Flux despliega soluciones de autogeneración solar combinadas con contratos de suministro eléctrico (PPA), en alianza con EMOAC, también parte del ecosistema Copec. Esta integración permite ofrecer un modelo energético híbrido y competitivo, que combina generación renovable con suministro confiable y estable en el tiempo.

“Vemos un gran potencial de desarrollo en este segmento para el próximo año. Nuestra expectativa es duplicar la capacidad instalada en proyectos industriales, alcanzando entre 60 y 80 MW hacia 2026.  Y las baterías tendrán un rol cada vez más relevante, permitiendo a las industrias operar de manera rentable en franjas horarias que antes eran económicamente inviables”, añadió el ejecutivo.

La expansión de Copec Flux no es un esfuerzo aislado. Forma parte de una visión integral que está impulsando Copec para acelerar la transición energética en Chile, con presencia en múltiples eslabones de la cadena: generación, infraestructura de carga, almacenamiento y nuevas soluciones digitales para optimizar el consumo energético.

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Prosumidores 4.0 gana escala: Santa Fe impulsa nuevos proyectos de generación distribuida

Desde su relanzamiento en 2023, Prosumidores 4.0 consolidó un salto cualitativo en la provincia de Santa Fe, al posicionarse como mecanismo clave para acelerar la generación distribuida. Impulsado por la ley provincial sancionada en abril de 2024, el programa incorporó incentivos específicos para el sector productivo y sentó las bases para explorar nuevas tecnologías.

“Ya contamos con 1320 usuarios – generadores en más de 80 localidades. Y estamos cerca de los 8 MW de potencia en renovables”, señaló María Cecilia Mijich, subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la provincia de Santa Fe, en diálogo con Energía Estratégica

A ello se debe agregar los parques fotovoltaicos de Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier, que suman 20 MW de capacidad y que fueron adjudicados a la firma Coral Energía en el año 2023 (actualmente están en construcción). 

“Notamos un crecimiento notable desde el lanzamiento del programa en junio del año pasado, sobre todo en el sector comercial-industrial”, afirmó la funcionaria, subrayando que este segmento comienza a crecer en demandas y solicitudes para nuevos proyectos.

Además, la generación distribuida santafesina también gana escala, con más de 120 proyectos en curso que manejan potencias considerables, superando en conjunto los 300 kilovatios en trámite. Esto posiciona a la provincia como referente nacional en generación distribuida, tanto en cantidad de usuarios como en capacidad instalada.

En comparación con los datos de hace un año, cuando el programa registraba 1108 prosumidores, el incremento supera el 19% interanual. Asimismo, el ecosistema de proveedores también creció: en 2023 se contabilizaban 120 empresas, mientras que hoy el número es superior gracias a una política de fortalecimiento del entramado local.

Para facilitar el acceso a estos sistemas, Santa Fe articula líneas de financiamiento específicas, tanto con organismos públicos como con bancos privados. Entre ellas se incluye la iniciativa del Consejo Federal de Inversiones (CFI), que en su última edición destinó $120.000.000 para proyectos renovables, con plazos de hasta 60 meses y un financiamiento del 80% del monto total.

“Tenemos una política de líneas de financiamiento puesta a disposición del sector productivo, que ayuda mucho a que el sector crezca tanto en eficiencia energética como en renovables”, explica Mijich. 

“Trabajamos con CFI, pero también firmamos convenios con bancos privados, con tasas del 20% a 22% anual, que conviene para la ecuación económica de la instalación fotovoltaica, sumado a los beneficios que tiene el programa Prosumidores, de manera que el retorno de inversión ronda de 3 a 5 años”, agregó. 

Más allá del apoyo financiero, el gobierno provincial trabaja en consolidar las condiciones técnicas, regulatorias y profesionales para acompañar el crecimiento sostenido del sector. Esta estrategia busca construir un ecosistema robusto que genere confianza y facilite que cada vez más santafesinos y santafesinas decidan generar su propia energía, con infraestructura adecuada, mano de obra capacitada y herramientas normativas claras.

En paralelo, la provincia avanza en la exploración de nuevas fuentes de energía renovable. “Estamos trabajando y estudiando otras tecnologías, como programas para aprovechamiento de biogás”, comentó Mijich, quien también destacó el enfoque en reconvertir pasivos ambientales del sector productivo en soluciones energéticas viables.

Esta línea de trabajo busca sumar energías limpias alternativas que amplíen el abanico más allá de lo solar fotovoltaico, generando sinergias con la gestión de residuos y promoviendo el desarrollo de un modelo circular de energía.

Eficiencia energética como pilar de la transición

Otro eje clave es la eficiencia energética, con herramientas concretas a disposición de los ciudadanos y del sistema productivo. Una de ellas es la calculadora digital, que genera reportes de grado 1 y 2 con recomendaciones para reducir el consumo. 

Además, la provincia fue pionera en el desarrollo de gestores energéticos y en el etiquetado de viviendas, contando con la primera normativa reglamentada del país en esta materia.

“Este enfoque también se articula con la Dirección Provincial de Vivienda, para incorporar criterios de eficiencia energética en la planificación de viviendas públicas y en la construcción de edificios estatales, analizando costos económicos de construcción, beneficios de las orientaciones y de la naturaleza”, complementó la funcionaria. 

“El objetivo es incorporar el concepto de eficiencia energética en distintos lugares del Estado, que son los que realizarán las transformaciones de cara al futuro en los propios edificios del gobierno, así como también en la política de vivienda pública que se lleve adelante”, concluyó. 

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Solis obtiene la Certificación del Sistema de Gestión de Propiedad Intelectual

Solis, reconocido líder mundial en la fabricación de inversores fotovoltaicos, ha recibido oficialmente la Certificación del Sistema de Gestión de Propiedad Intelectual por parte de Zhong Gui (Beijing). Este hito subraya el compromiso inquebrantable de la compañía con un desarrollo seguro, conforme y enfocado en la innovación dentro del sector de energía inteligente. Marca un paso significativo para reforzar la dedicación de Solis a la protección de la propiedad intelectual (PI), la integridad en I+D y el cumplimiento de estándares internacionales, consolidando aún más su posición como socio confiable en energías renovables a nivel global.

La protección de la propiedad intelectual impulsa la innovación en energía inteligente

A medida que la industria de energías renovables evoluciona rápidamente, el cumplimiento sólido en materia de PI se ha vuelto esencial para mantener la competitividad global. Solis ha integrado de manera constante la innovación con el rigor normativo, y esta certificación valida el enfoque integral de la empresa en la protección de patentes, la gestión de secretos comerciales y el cumplimiento de las leyes de PI a nivel internacional.

“La propiedad intelectual es la columna vertebral de la industria solar inteligente”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Ginlong (Solis) Technologies. “Desde el diseño de hardware en nuestros inversores hasta los algoritmos impulsados por IA en la plataforma SolisCloud, el cumplimiento está presente en cada etapa de nuestro proceso de desarrollo. Esta certificación garantiza que no solo entregamos tecnología de vanguardia, sino también un ecosistema de innovación seguro y conforme.”

Un marco integral de cumplimiento y confianza

La certificación abarca las funciones principales de Solis, incluyendo I+D, fabricación, ventas y servicios de datos, complementando sus certificaciones internacionales existentes, tales como:

  • Regulación de ciberseguridad PSTI del Reino Unido
  • Protocolos de protección de datos alineados con GDPR en SolisCloud
  • Certificaciones de seguridad CE, UKCA y VDE
  • Cumplimiento de red en los principales mercados globales
  • IEC 61727 & IEC 62116 – Estándares de conexión y operación a red
  • IEC 62109-1 & IEC 62109-2 – Estándares de seguridad para inversores fotovoltaicos

Con cientos de patentes registradas globalmente, Solis continúa expandiendo su portafolio de PI en áreas clave como monitoreo de energía, optimización impulsada por IA y tecnologías conectadas a la red. A medida que SolisCloud implementa funciones de automatización de próxima generación, la compañía mantiene un enfoque en la gestión proactiva de riesgos en PI, asegurando que la innovación avance de la mano con el cumplimiento legal y regulatorio.

Para alinear mejor sus innovaciones con las necesidades reales del mercado, Solis invita a sus clientes y socios de la industria a participar en la Encuesta Global de Satisfacción 2025:
Participar aquí

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Ministro de Energía y Minas explica nueva línea de transmisión 345 kv fortalecerá capacidad y confiabilidad del sistema eléctrico de República Dominicana

El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, aseguró que la línea de transmisión de 345 kilovoltios (Kv), inaugurada este miércoles en Manzanillo, Montecristi, fortalecerá la capacidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al tiempo que optimizará el transporte de la energía generada por la central Manzanillo Power Land, que cuenta con 414 megavatios de potencia.

Esta obra es el resultado de una colaboración público-privada que consiste en 128 kilómetros. Esta obra, tuvo una inversión superior a los US$147 millones. La línea fue desarrollada por la empresa Energía 2000, en un acuerdo con la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), y su construcción estuvo a cargo de Elecnor.

«Hoy damos un paso trascendental en el fortalecimiento del sistema eléctrico dominicano, con la inauguración de la Línea de Transmisión de 345 kilovoltios, una obra que une a Pepillo Salcedo con El Naranjo, pasando por Guayubín y que representa un hito en nuestra estrategia de modernización, eficiencia y sostenibilidad energética», aseguró Santos.

El ministro resaltó el trabajo conjunto entre ETED y Energía 2000 en esta «imponente obra», que simboliza el desarrollo y un avance firme hacia la meta de incrementar la capacidad del SENI para 2028, una de las estrategias clave de la gestión del presidente Abinader.

Santos también señaló que esta infraestructura permitirá aprovechar al máximo el potencial de energía renovable, eólica y solar de la región noroeste, impulsando la diversificación de la matriz energética del país.

«Esta infraestructura será clave para el desarrollo de toda la región norte, al crear nuevas oportunidades de inversión, garantizar mayor estabilidad energética y conectar eficientemente la generación con el consumo», añadió el titular del MEM, quien estuvo acompañado por el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez.

De su lado, Martín Robles Morillo, administrador general de la ETED, reconoció que este logro forma «parte del compromiso asumido en el plan de expansión del sistema de transmisión que llevamos adelante con responsabilidad, visión y respaldo firme del presidente Luis Abinader. Constituyendo también el cumplimiento de la Ley General de Electricidad».

En tanto, Jaime Santana Bonetti, presidente de Energía 2000, destacó que la línea fue diseñada con los más altos estándares técnicos. Anticipó que su impacto se traducirá en energía más confiable y competitiva para industrias, comercios y comunidades del norte, configurando «un sistema eléctrico más robusto, más justo, más nacional».

En el evento también estuvieron presentes altos funcionarios del Gobierno y representantes del sector empresarial.

Sobre la Línea

Con una longitud de 128 kilómetros, esta línea de transmisión de doble terna, compuesta por 321 torres distribuidas cada 400 metros, permitirá interconectar los proyectos de generación eléctrica en desarrollo en Montecristi, incluyendo la central Manzanillo Power Land de 414 MW, con el SENI. La conexión se realiza a través de una salida con interruptor de potencia en la subestación El Naranjo, en la provincia de Santiago.

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Agenda energética de alto voltaje: juicio en Estados Unidos por YPF, cortes de gas y financiación para el Vaca Muerta Sur

El ex ministro de Energía Juan José Aranguren; el presidente del CEARE, Raúl Bertero; y el vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, Ernesto Díaz; analizaron en la última emisión de Dínamo, el streaming de EconoJournal, el fallo de la jueza Loretta Preska que ordenó al Estado argentino transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park, , la crisis de abastecimiento de gas de los últimos días y el acceso al financiamiento que consiguieron las empresas socias del proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS).

El ejecutivo de Rystad Energy celebró el acceso a un financiamiento por más de US$ 2000 millones que consiguieron YPF, Pluspetrol, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa, Chevron, Shell, Tecpetrol Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén, para construir el VMOS, la principal obra de infraestructura que tiene en carpeta Vaca Muerta. “Es una excelente noticia lo del Vaca Muerta Sur ya que despeja las incertidumbres que había y además va a significar valores de exportación cercanos a los US$ 20.000 al 2030. El fallo de Loretta Preska no afectó su financiamiento y tampoco debería afectar a YPF. Vaca Muerta va a desarrollarse de manera más rápida de lo que se viene desarrollando hasta ahora”, aseguró.

Díaz planteó que “el mercado en ningún caso ve que se vaya a hacer una transferencia de las acciones de YPF, sino que ve un negocio sólido. Prima más la solidez de los balances que la incertidumbre por el fallo de la jueza. Hay que hacer las cosas bien de manera sostenida y las inversiones van a venir”.

Juicio por YPF

Respecto al juicio sobre la petrolera bajo control estatal, Aranguren consideró: “Mientras que los dirigentes que nos llevaron a esta situación sigan manejando lo público vamos a cometer los mismos errores. La administración Kirchner se agravió del estatuto de YPF y no lo cambió aun cuando tuvo el control de la compañía. Sigue estando la cláusula 7 F2 que es la base de todo del problema (que se refiere a la estructura accionaria de la empresa)”.

“Es importante negociar antes de que haya una sentencia definitiva. Yo haría todo lo que tenga a mi alcance. No creo que sea de mal administrador público intentar todos los mecanismos”, aseveró Aranguren.

También se refirió a las posibilidades que tiene la Argentina de negociar y remarcó que “la Cámara de Estados Unidos da vuelta el 10% de los fallos de primera instancia. El que negocia debe tener en cuenta esto y la solidez de los argumentos que tiene. Yo utilizaría el argumento que hizo Burford que valorizó el juicio en un determinado valor para ver hasta dónde se puede negociar. Estoy convencido de que cuánto más podamos reducir el ruido va a haber más capital y a un menor costo para poder sostener la posibilidad de que en 2030 exportemos y tengamos un superávit del orden de los 30.000 millones de dólares».

Impacto

Aranguren exhibió que durante el periodo 2008-2011, durante el cual YPF tuvo como accionista a la familia Eskenazi, la producción de petróleo cayó el 21,3% y la de gas el 27,3%, a lo que se sumó que la ganancia neta de la compañía fue 4.903 millones de dólares, que se repartieron dividendos por US$ 6.933 millones y que la deuda de YPF pasó de US$ 994 millones a US$ 3746 millones. “Discutir el fallo de Preska nos está impidiendo ver este desastre. Y peor es que alguien diga que sin esto no se hubiese obtenido Vaca Muerta. La política de dividendos es claramente un vaciamiento”, enfatizó.

Mercado de gas

Bertero se refirió a los cortes de gas que se registraron la semana pasada los cuales evidenciaron la fragilidad del sistema, situación que llevó a que usuarios residenciales, industrias y estaciones de GNC no contaran con suministro.

El presidente del CEARE explicó que, en la Argentina, al ser el único país que no tiene gran capacidad de almacenamiento subterráneo, pero sí una fuerte estacionalidad, es normal que durante el periodo invernal se produzcan cortes a usuarios ininterrumpibles y que las centrales eléctricas deban utilizar combustibles líquidos para generar electricidad.

“Este es el funcionamiento normal que tiene el sistema. Lo que no es normal es cuando se les corta el suministro a usuarios con contratos en firme. Eso marca un estado de emergencia. Siempre tiene que quedar protegida la demanda residencial”, afirmó Bertero.

¿Cuál fue el aspecto diferente en esta crisis de abastecimiento?

El titular del CEARE indicó que lo que ocurrió fue que el corte de suministro a los usuarios en firme fue muy profundo y que incluso alcanzó a los usuarios residenciales. En ese sentido, puntualizó que las razones estuvieron ligadas a “un aumento fuerte de la demanda con récords históricos, sumado a la caída no prevista de la inyección de gas de Vaca Muerta. La reacción del sistema de cortar rápidamente no fue lo suficientemente ágil para impedir que la situación fuera dramática”.

“El lunes 30 de junio fue fuerte el problema del pico de demanda. Ahí hubo una caída de la inyección de gas de Vaca Muerta, pero las restricciones fueron relativamente chicas porque se seguían exportando seis millones de metros cúbicos de gas por día y los industriales estaban con 30 millones de m3. Había una cantidad de usuarios firmes a la que se le tendría que haber cortado el suministro. Esto hubiese evitado la profundidad de los cortes”, concluyó Bertero. 

, Loana Tejero

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Vista Energy aumentó su producción 81 % tras la adquisición del 50 % de La Amarga Chica

Vista Energy presentó los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81 % más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79 %. Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50 % en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/den junio, se detalló.

El EBITDA ajustado del período fue de 404.5 millones de dólares, un 40 % superior al mismo período de 2024 y un 47 % más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66 %, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

Los ingresos totales alcanzaron los 610.5 millones de dólares, un 54 % por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58 % del total de ingresos netos.

La ganancia neta fue de 235.3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184 % respecto al trimestre anterior y un aumento del 68 % en comparación con el mismo período del año anterior.

El lifting cost fue de 4.7 USD/boe, un 4 % superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356.1 millones de dólares.

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Vista Energy registró un aumento del 68% de sus utilidades netas en el segundo trimestre al consolidar la compra de La Amarga Chica

Vista Energy presentó hoy los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 barriles equivalentes diarios, un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 barriles al día, también con un crecimiento interanual del 79%.

Este incremento de la compañía fundada y dirigida por Miguel Galuccio se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril en una operación con la malaya Petronas, considerada la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de shale oil.

Vista es el mayor productor independiente de petróleo de Argentina, y su actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista.

En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/d en junio.

Las ganancias del trimestre

La compañía informó al mercado que el EBITDA ajustado del período fue de US$ 404,5 millones, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025.

El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo, y los ingresos totales alcanzaron los US$ 610,5 millones, un 54% por encima del mismo período de 2024.

Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de US$ 593 millones, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a US$ 345 millones, lo que representa el 58% del total de ingresos netos, detalló el reporte de resultados.

A su vez, la ganancia neta fue de US$ 235,3 millones, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

El lifting cost fue de US$ 4,7 por barril equivalente, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

Finalmente, la compañía también informó que la inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de US$ 356,1 millones.

, Redacción EconoJournal

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Tierra del Fuego aprobó la prórroga hasta 2045 de concesiones petroleras operadas por TotalEnergies

La Legislatura de Tierra de Fuego ratificó este martes el acuerdo de prórroga firmado por el gobernador Gustavo Melella con el consorcio integrado por las empresas TotalEnergies, Wintershall Dea (hoy Harbour Energy) y PAE de las concesiones hidrocarburíferas Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus, Argo y Vega Pléyade. Eso bloques integran el consorcio Cuenca Marina Austral I (CMA1).

La prórroga busca reactivar la actividad en esos yacimientos maduros y en ese sentido, apunta a fomentar la inversión mediante la implementación de nuevas tecnologías y métodos de recuperación, además de mantener programas de exploración y desarrollo sostenible. La operación de los lotes Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade se prorroga hasta 2041, mientras que el lote Argo extiende su concesión hasta 2045; es decir, con una extensión de 10 años en cada caso ya que los contratos originales expiraban entre 2031 y 2035.

El acuerdo ratificado por la Legislatura de Tierra del Fuego había sido suscripto el 13 de junio y refrendado por el decreto 1671/25, en el que se establecen compromisos financieros por parte del consorcio. Allí, las empresas se comprometen a realizar inversiones y desembolsos operativos por un total de US$ 530 millones. Además, la UTE se comprometió a abonar un bono de prórroga de US$ 5,1 millones y un bono de compensación de US$ 35 millones por la interrupción temporal del yacimiento Vega Pléyade.

Catherine Remy y a su izquierda el Gobernador Melella en un acto reciente

Regalías

Una de las condiciones de lo firmado en junio por Melella y Catherine Remy, Managing Director Total Austral como operadora del consorcio, es el incremento del 3% en las regalías sobre la producción de los lotes involucrados. De esta forma, Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares y Kaus pagarán el 18% a partir del 1 de octubre de 2040, y Argo lo hará desde el 1 de julio de 2044. Vega Pléyade, por su parte, abonará el 15% a partir de octubre de 2024.

Lo suscripto también posibilita que los concesionarios realicen acuerdos para la venta de gas natural en firme, hasta el 10% de la producción del área, bajo condiciones de mercado, si la provincia o la empresa provincial Terra Ignis Energía SA requieren ese suministro. Asimismo, se incluye una cláusula de estabilidad fiscal que compromete al Estado provincial a no imponer nuevos impuestos ni aumentar los existentes a los concesionarios, salvo excepciones tasas retributivas o contribuciones de mejora.

El bono de compensación por la suspensión de Vega Pléyade se efectivizará en cuatro cuotas trimestrales durante los próximos tres años. Este último pago compensará a la provincia por las regalías no percibidas debido a la suspensión de 36 meses de la producción de la plataforma Vega Pléyade, necesaria para prevenir la inestabilidad de los pozos.

, Redacción EconoJournal

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Optimizar la producción de campos ya desarrollados: la estrategia más rentable para maximizar valor en petróleo y gas

En un contexto energético global marcado por la necesidad de descarbonizar, la volatilidad de los precios y la urgencia de garantizar el suministro, las compañías de petróleo y gas están redefiniendo sus estrategias. Frente a este escenario, la consultora Boston Consulting Group (BCG) destaca que optimizar la producción de campos ya desarrollados se presenta como la vía más rentable, rápida y sostenible para incrementar la rentabilidad operativa, reducir emisiones y acelerar la captura de valor en el corto plazo.

En su informe titulado The Smarter Path to Energy Security and Profitability? Optimizing Production, la compañía señala que mejorar el desempeño de campos existentes puede ofrecer beneficios financieros y ambientales superiores a los de nuevas exploraciones, especialmente cuando estas implican altos costos, plazos largos e incertidumbre operativa.

Impacto

Según el análisis, la inversión en optimización de producción puede generar entre tres y cuatro veces más retorno en EBITDA que las medidas tradicionales de reducción de costos, con un costo hasta 45 % menor que el desarrollo de nuevos yacimientos. En regiones maduras como el Mar del Norte, el costo promedio por intervención es de £12 por barril equivalente de petróleo (BOE), mientras que desarrollar nuevos campos supera los £20 por BOE.

Además, se estima que un incremento del 5 % en la producción diaria de campos existentes hasta 2030 podría traducirse en ingresos adicionales por US$ 600.000 millones a nivel global. A esto se suma una reducción de más del 10 % en las emisiones de alcance 1 y 2 al aprovechar infraestructura existente, así como un ahorro de hasta 52 % en impuestos de carbono en comparación con proyectos de nuevos desarrollos.

“En un contexto en que explorar nuevos yacimientos es costoso, incierto y lento, optimizar la producción en activos existentes se consolida como una de las formas muy eficientes de capturar valor y reducir riesgos”, señaló Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.

Plano local

En el contexto argentino esta visión cobra aún más relevancia ante el proceso de desinversión de activos convencionales que impulsa YPF, con el objetivo de concentrarse en Vaca Muerta.

Esta transición abre oportunidades para nuevos jugadores con modelos operativos más ágiles y capacidades específicas en la optimización de campos maduros. Actores locales como Pecom, Quintana Energy y otros están ingresando con un enfoque orientado a capturar valor mediante eficiencia operativa, técnicas de recuperación mejorada (EOR) y el uso de tecnología aplicada al monitoreo y planificación de reservorios.

En este escenario, optimizar la producción no solo es una estrategia más rentable y rápida, sino también una herramienta clave para dar extender la vida útil de activos existentes con un perfil de inversión más acotado, destacaron desde BCG.

“Las decisiones de inversión ya no deben basarse solo en la promesa de barriles futuros, sino en la capacidad de extraer más de lo que ya se tiene, con menos emisiones y mayor velocidad. Ese será un diferencial operativo clave en esta nueva etapa del sector», concluyó De Lella.

, Redaccion EconoJournal

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Aclaratoria periodística sobre las causas de la crisis del gas natural registrada la semana pasada

EconoJournal publicó el miércoles 9 de julio la nota titulada “Cammesa había advertido que el gas natural de Vaca Muerta no alcanzaba para cubrir la capacidad de transporte hacia los centros de consumo”, cuya redacción se apoyaba en una comunicación interna —una de las tantas notas que se intercambian los actores gubernamentales con responsabilidad en la operación del sistema energético— ocurrida el 5 de junio entre la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la Secretaría de Energía. Mediante una misiva, la primera informaba a la cartera que dirige María Tettamanti que no estaba pudiendo conseguir los volúmenes de gas necesarios para saturar la capacidad de transporte de gas contratada por Cammesa para abastecer del fluido a las centrales térmicas de generación.

El artículo periodístico publicado por este medio omitió informar, sin embargo, que en respuesta a esa carta enviada a principios del mes pasado, la Secretaría de Energía ordenó a Cammesa a salir a contratar gas natural en el mercado spot —por medio de licitaciones realizadas bajo el paraguas de MEGSA— a precios más altos de los que históricamente ofrecía pagar la compañía administradora. Esa instrucción formalizó una novedad y un cambió en el modus operandi de Cammesa que está en línea con la intención del gobierno de Javier Milei de avanzar hacia una mayor apertura del sector energético tras años en que los distintos segmentos del mercado estuvieron administrados por el Estado.

Apertura de mercado

En los hechos, la Secretaría de Energía, que reporta al Ministerio de Economía que encabeza Luis ‘Toto’ Caputo, autorizó a Cammesa a comprar por primera vez gas natural por encima del precio fijado en el Plan Gas para el período de invierno. Ese valor está fijado en torno a los US$ 4,70 por MMBTU (un 25% más que el precio anual de unos 3,50 dólares). A partir de ese aval, durante las siguientes semanas de junio Cammesa realizó licitaciones en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) en los que ofreció pagar entre 8 y 11 dólares por volúmenes incrementales de gas para cubrir la demanda de las usinas térmicas.

“Por primera vez se instruyó a Cammesa a contratar gas a precio más alto que el del Plan Gas, siempre y cuando sea más barato que combustibles alternativos como el gasoil o el fuel oil. Así es como debería funcionar un mercado libre. No es que la Secretaría de Energía se durmió (Sic). La realidad es exactamente lo contrario”, explicó una fuente oficial.

Desde el área energética del gobierno atribuyen la crisis del gas registrada la semana pasada a los problemas de inyección registrados en dos de los principales yacimientos de shale gas de Vaca Muerta motivados por problemas operativos en las plantas de tratamiento de esos campos ocasionados por las bajas temperaturas. “Se afectó menos del 2% de los clientes residenciales de Mar del Plata. No existe un problema de todo el sistema si el 99,95% de los clientes residenciales de la Argentina no fueron afectados”, indicaron.  

Problema de fondo 

Sobre un problema de fondo ligado a la inexistencia de incentivos económicos concretos para que las petroleras inviertan en el aumento de gas de Vaca Muerta —en especial en la ventana de gas seco (dry gas)—, un fenómeno que se dejó traslucir este año desde la óptica de algunos especialistas como Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía, las fuentes oficiales consultadas descartaron de plano la posibilidad de que el gobierno lance una licitación en cabeza del Estado —podría ser una nueva ronda del Plan Gas— para reforzar la producción de gas para el próximo invierno.

No es ni siquiera una decisión del área energética. Los lineamientos ideológicos que bajan desde Presidencia y el marco teórico que defiende la conducción libertaria impiden esa posibilidad. Se seguirá optando, de ese modo, por instruir a Cammesa y en el futuro a los generadores privados —una vez que se avance con la reforma del sector eléctrico a partir de noviembre— a licitar la contratación de gas más caro en el mercado spot. Habrá que monitorear en qué medida los productores interpretan que esos incentivos son los suficientemente sólidos para elevar su inversión en pozos de gas para el próximo invierno.  

, Nicolas Gandini

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Inversiones: TotalEnergies invertirá U$S 530 millones con la prórroga de la concesión en la CMA1

El acuerdo asegura producción, mejora regalías y suma fondos por 35 millones de dólares por los bloques Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade hasta 2041, y Argo hasta 2045. El Gobierno de Tierra del Fuego y el consorcio conformado por TotalEnergies, Harbour Energy y Pan American Energy (PAE) lograron acuerdo crucial para la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas en la Cuenca Austral Marina 1. Este convenio, motivado por la necesidad de revitalizar yacimientos maduros y asegurar futuros ingresos fiscales, extiende la operación de los bloques Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade hasta 2041, y el bloque […]

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Minería: Iván Grgic; “No hay ángeles que traen desarrollo; lo construimos nosotros”

El nuevo presidente de la Cámara Minera de San Juan trazó una hoja de ruta basada en la continuidad, el diálogo y la madurez del sector. Advirtió sobre las expectativas desmedidas y subrayó la importancia de reglas claras, profesionalización y articulación productiva. Por el período 2025-2027, la Cámara Minera de San Juan eligió como presidente a Iván Grgic, quien asumirá en un contexto de consolidación institucional y expectativa por una nueva etapa del desarrollo minero en la provincia. En diálogo con Zonda Diario, Grgic trazó un diagnóstico amplio del presente del sector, habló de los desafíos inmediatos, valoró el aprendizaje […]

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Economía: La producción industrial PYME creció 3.5% en enero

La producción de la industria pyme registró en enero un incremento de 3,5% respecto a igual mes de 2022, con lo que suma cuatro meses consecutivos en alza en el cotejo interanual, según un informe de la Confederación Argentina de la Mediana Empresa (CAME). En enero crecieron cuatro de los seis grandes sectores medidos: “Maderas y muebles” (+5,6%), “Metal, maquinaria y material de transporte” (+5,6%), “Químicos y plásticos” (+5,5%) y “Alimentos y bebidas” (+5,1%). Respecto a diciembre pasado, el nivel de actividad fabril pymes también marcó una mejora, en este caso de 0,3%. A pesar de la mejora en la […]

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Economía: Startup que mina criptomonedas con gas de Vaca Muerta consigue US$13,5 millones en ronda de inversión

Unblock, fundada por Tomás Ocampo, busca duplicar capacidad, avanzar hacia la IA y la expansión regional. ¿Quiénes invirtieron? Qué opina el CEO sobre el clima de inversiones en Argentina. Vaca Muerta no impulsa sólo la producción de gas y petróleo en Argentina. Emergen también startups. Una de ellas es Unblock, que convierte gas residual en energía en computación y que levantó US$13,5 millones en una reciente ronda de inversión. Lo recaudado irá destinado a duplicar la capacidad de sus operaciones de centro de datos y comenzar a desarrollar cómputos para Inteligencia Artificial (IA). También avanzarán con la expansión regional. La […]

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Energía: Cammesa había advertido que el gas de Vaca Muerta no alcanzaba para cubrir la capacidad de transporte hacia los centros de consumo

EconoJournal accedió en exclusiva a una carta donde el organismo le advirtió a la Secretaría de Energía el 5 de junio que el gas que se viene inyectando desde Neuquén no alcanza a cubrir la capacidad de transporte que va hacia los grandes centros de consumo. Ese déficit estructural en el sistema responde a la falta de incentivos para incrementar la producción y podría provocar nuevos cortes del servicio cuando la demanda vuelva a dispararse si el gobierno no toma medidas para traccionar una mayor inversión privada. La crisis de abastecimiento de gas de la semana pasada fue consecuencia de […]

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Minería: qué pasó con el precio del cobre y por qué Argentina no debe distraerse

Anuncio de Trump desordena el cobre. Argentina, con su potencial en minería, debe estar atenta a este mercado estratégico que definirá su futuro. El mundo de la minería y específicamente del cobre, metal clave para la transición energética y la tecnología, vive días de alta tensión. Donald Trump deslizó la idea de un arancel del 50% a las importaciones de este mineral. Aunque aún no hay ninguna notificación oficial, esta simple declaración generó un temblor en los dos principales mercados. Aunque se trata de reacciones dispares que, a primera vista, pueden parecer contradictorias, revelan la compleja dinámica de un commodity […]

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Criptomonedas: una startup consiguió financiamiento internacional para duplicar su negocio de minado con el gas de venteo de Vaca Muerta

Unblock, empresa dedicada a la generación de energía a partir del gas de venteo, logró un financiamiento de 13,5 millones de dólares que le permitirá duplicar su presencia en Vaca Muerta. La compañía anunció una financiación por parte de Goldcrest Capital y Collaborative Fund, dos importantes grupos de capitales que invierten en start ups tecnológicas.

Unblock se dedica desde 2023 a la generación de cómputos —un insumo en el negocio de criptomonedas— a través de la energía que se genera en plantas modulares que capturan el gas de venteo. Es la primera iniciativa de este tipo en Argentina y la segunda en el mundo, después de Estados Unidos. Hoy en día tiene presencia en Vaca Muerta en el área Los Toldos II Este de Tecpetrol y en Loma Jarillosa Este de Pluspetrol.  

El proyecto utiliza como combustible gas de venteo, es decir, gas que de otra forma sería quemado, para abastecer a motogeneradores que se ubican a metros de los pozos petroleros. De esta forma, produce grandes cantidades de energía que alimentan a las computadoras encargadas de minar criptomonedas o procesar datos para la creación de Inteligencia Artificial.

“Este financiamiento es distinto a un financiamiento tradicional de proyectos en Vaca Muerta. Es una apuesta a la tecnología que podemos desarrollar en Unblock, en Neuquén”, expresó Tomás Ocampo, CEO de Unblock en conversación con EconoJournal. El titular de Unblock destacó que este nuevo fondo les permitirá duplicar para septiembre la cantidad de módulos que podrán operar y de esta manera contribuir a la reducción de emisión de gases de efecto invernadero. Esta nueva ampliación apunta únicamente a aumentar el potencial de desarrollo de criptomonedas mientras que en futuro buscarán sumar nueva tecnología para el procesamiento de datos para IA.

Tecnología de punta

Ocampo resaltó el rol de Goldcrest Capital, una empresa que financia entre otros proyectos a SpaceX, la compañía espacial de Elon Musk: “En nuestro caso los entusiasmó el impacto en la reducción de contaminación y también que creamos y reentrenamos trabajadores para los trabajos del futuro en el campo petrolero, relacionados a la electricidad y la electrónica”, agregó.

El financiamiento también contó con la participación de las empresas energéticas argentinas Pampa Energía y Grupo Sielecki, que se unieron a la ronda junto con FJ Labs, NYDIG, Luxor Technology, Sunna Ventures y otros emprendedores latinoamericanos. En este sentido, el fundador de Unblock opinó que este capital está “menos ligado a la coyuntura de corto plazo de Argentina y más atado a nuestra capacidad de traer un equipo de primer nivel mundial en Neuquén y a desarrollar tecnología de punta en materia de data centers”.

Según reportó Unblock, sus plantas de energía remotas logran eliminar unas 142.000 toneladas de dióxido de carbono al año, generando además un valor para los productores de la cuenca neuquina al permitirles producir más con menos emisiones.

«Estamos construyendo en la encrucijada de la explosiva demanda energética de la Inteligencia Artificial y los vastos y limitados recursos energéticos de América Latina”, agregó Ocampo, «Las limitaciones de infraestructura de América Latina crean el caldo de cultivo perfecto para la computación flexible. Visualizamos una red informática elástica que flexibilice la infraestructura intermedia y, al mismo tiempo, suavice la volatilidad de la red eléctrica», sostuvo.

La cuenca neuquina apunta también a convertirse en un centro que atraiga a inversiones que apunten a la colocación de data centers que permitan el desarrollo de la Inteligencia Artificial. Para esto, la gestión del gobernador Rolando Figueroa, anunció en mayo durante un viaje a Houston que inició conversaciones con nuevos inversores y destacó que Neuquén podría convertirse en un nuevo hub tecnológico apoyado en las grandes superficies disponibles, en las bajas temperaturas y en su posibilidad de crear grandes cantidades de energía de forma rápida para satisfacer la creciente demanda mundial.

, Laura Hevia

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Empresas: Nuevo reparto de cargos en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH)

Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto por un segundo mandato. La cámara busca refuerzar su rol estratégico en el sector energético. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) anunció la renovación de sus autoridades para el período 2025–2027. Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto por un segundo mandato como presidente, pero cambió la distrbución de cargos en la comisión directiva. Segúin informó la entidad en un comunicado de prensa enviado a Energy Report, a Carlos Ormachea lo acompañarán en la vicepresidencia primera un representante de Pan American Energy Argentina (PAE), y en la vicepresidencia segunda un […]

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Vaca Muerta: Una oportunidad para potenciar la productividad y las exportaciones

Incorporar soluciones eléctricas modernas no solo acompaña la transición hacia una matriz más sustentable, sino que constituye una decisión estratégica para mejorar la competitividad y reducir costos. Vaca Muerta se consolidó como uno de los pilares del desarrollo energético argentino. Su importancia va más allá de la magnitud del recurso: representa una plataforma estratégica para generar divisas, empleo e inversión, con efectos directos sobre la balanza comercial y la matriz exportadora del país. Sin embargo, para convertir esa promesa en realidad no basta con extraer petróleo y gas. Se requiere eficiencia operativa, tecnología de punta e infraestructura capaz de acompañar […]

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Actualidad: Geólogo lleva tranquilidad tras encontrar carbón subterráneo ardiendo en El Bolsón

El geólogo Agustín Quesada, director del Geomuseo Eduardo Lucio, se refirió al particular fenómeno que llamó la atención días atrás cuando unos pobladores vieron humo en la zona del cerro Dedo Gordo, cerca del Río Blanco. Al acudir al lugar el SPLIF, el geólogo e investigadores del Conicet advirtieron que se trataba de un hecho inusual: un incendio subterráneo de carbón mineral. Precisó que es una zona de 10 a 20 metros de extensión y que será un factor a tener en cuenta en futuros mapas de riesgo de incendio. Hace un semana hizo mucho frío, la humedad se congeló […]

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Internacionales: ExxonMobil y Qatar Energy descubren un nuevo yacimiento de gas en el Mediterráneo

La operación de perforación encontró indicios preliminares de un reservorio de gas de 350 metros a una profundidad de 1,9 kilómetros en el pozo Pegasus-1, según informó el portavoz del gobierno chipriota, Konstantinos Letymbiotis. El consorcio integrado por ExxonMobil y Qatar Energy anunció el descubrimiento de un nuevo reservorio de gas natural frente a las costas de Chipre, una señal alentadora para el desarrollo energético del Mediterráneo oriental en momentos en que Europa busca diversificar sus fuentes de abastecimiento. El hallazgo se realizó en el pozo exploratorio Pegasus-1, perforado en el Bloque 10 dentro de la Zona Económica Exclusiva (ZEE) […]

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Informe de Situacion Precios de Gas

¿Qué está pasando con los precios del gas natural en el mercado spot y qué se espera para los próximos días?

Los consumidores, traders y productores que operan en el mercado spot de gas natural han observado un incremento significativo en los precios transaccionados desde los últimos días de mayo. Para entender este fenómeno, comencemos por analizar la demanda.
Como se muestra en el siguiente gráfico, junio de 2025 fue un mes de alto consumo prioritario, impulsado por las bajas temperaturas. Sin embargo, es importante destacar la magnitud del incremento: el consumo creció más de un 25% en comparación con el mismo mes de 2024, lo que representa una demanda adicional de 16 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día).

Sin duda, la menor disponibilidad de producto spot o libre, provocada por un salto significativo en la demanda, ha impulsado al alza los precios en todas las cuencas, llevando a Neuquén a valores superiores a los 7 USD/MMBTU.

Si bien la demanda industrial, las exportaciones y el consumo de gas para generación eléctrica fueron algo mayores que el año pasado, el factor determinante fue la demanda prioritaria.

En el siguiente gráfico se muestra la demanda neta, donde puede observarse que los incrementos están mayormente alineados con el consumo residencial.

 

Otro factor determinante que impulsó los precios al alza fue la habilitación otorgada a los generadores para consumir gas propio a valores cercanos al del fuel oil. Esta medida permitió, durante junio, validar precios de hasta 11 USD/MMBTU, y de 9 USD/MMBTU para julio, dentro de los costos variables de producción (CVP) de las máquinas térmicas. Este elemento disruptivo les brinda a los generadores la posibilidad de traccionar los precios hacia los máximos, empujando decididamente los valores del mercado spot.

Es importante destacar que, aún con niveles similares de importaciones de GNL, el gas proveniente de la cuenca Neuquina ha demostrado ser capaz de cubrir las necesidades de la demanda prioritaria, con incrementos superiores a los 13 MMm³/día respecto del año anterior. En el siguiente gráfico se presenta la evolución de la producción en la cuenca Neuquina.

 

También destacamos que la cuenca austral gracias al proyecto Fénix a logrado incrementos de producción luego de 5 años de declive.

 

¿Qué podemos esperar para los próximos días?

Actualmente, el precio del gas en la cuenca Neuquina se ubica en torno a los 6 USD/MMBTU, y las proyecciones climáticas anticipan temperaturas muy por encima del promedio para el mes de julio. Esta situación favorecería una caída significativa en la demanda prioritaria, lo que, sin dudas, generará una reducción en los precios.

Es importante destacar que, en la medida en que CAMMESA no habilite precios cercanos al fuel oil —como se prevé que ocurra hacia el próximo fin de semana, dado que le alcanza con el gas proveniente del Plan Gas—, la baja de precios podría ser considerable, ubicando a Neuquén en niveles cercanos a los 4 USD/MMBTU.

Como ocurre en otros mercados, los precios no siempre reaccionan de forma inmediata, pero la oferta y la demanda marcan, en definitiva, la tendencia de fondo.

En línea con lo previsto, el sistema mostró una gran solidez: solo fue necesario restringir el consumo industrial durante tres días para poder abastecer un aumento residencial de magnitud muy significativa.

 

 

Equipo de Latin Energy Group

 

 

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Innovar es más accesible de lo que pensamos

Mi profesión me permite ver de primera mano el poder transformador de la tecnología. Pero no solamente aquellos que trabajamos en empresas multinacionales tenemos la oportunidad de ver la tecnología aplicada a nuestros procesos. A menudo, términos como Inteligencia Artificial o Machine Learning pueden sonar abrumadores, reservados para unos pocos expertos. Sin embargo, la realidad es que la innovación está al alcance de todos y no siempre requiere de grandes proyectos disruptivos.

Quiero destacar también que, si bien la tecnología puede estar a la mano, es sumamente difícil incorporarla a los procesos sin innovación. Una definición que me gusta mucho es la que dice que innovar es tomar dos o más cosas existentes y combinarlas de forma creativa para crear algo nuevo. Esta definición también demuestra que la innovación va de la mano de la creatividad. Bajo este concepto ¿un vehículo autónomo es innovación? ¡Claro!, pero una chocotorta también lo es, ya que alguien supo combinar ingredientes básicos para crear algo delicioso y popular. Podemos aplicar este mismo principio para sumar tecnología en nuestro trabajo, ya que el ejemplo abre todo un abanico de posibilidades y complejidades, sólo tenemos que saber reconocer dónde está posicionada nuestra empresa, nuestro producto, o nuestro proceso, y adaptar las soluciones a la medida de nuestras posibilidades. No todos necesitamos construir vehículos autónomos o viajar a la luna; a veces, la innovación reside en pequeñas aplicaciones que tienen un gran impacto en nuestros procesos diarios.

Innovación

Debemos innovar a nivel de proceso y también a nivel de producto. Hay que hacerles espacio y lugar a las nuevas tecnologías para que pasen a formar parte de lo que hacemos porque, básicamente, tienen el potencial de mejorarnos la vida. Su aplicación puede hacernos más eficientes, mejorar costos, brindarnos mayor productividad, permitirnos un mejor control y trazabilidad, darnos mayor flexibilidad y mejorar la experiencia de los usuarios o clientes, entre otros.

Mi recorrido en Naturgy me permitió corroborar que innovar es cultural. Despertar el interés de las personas para que piensen más allá de la caja es vital. Aquí los líderes juegan un rol fundamental porque son quienes inspiran a las personas a desafiarse, confiar en su intuición y encarar nuevas maneras de hacer las cosas. Fomentar la cultura de la experimentación y el aprendizaje, impulsar la colaboración, empoderar a los equipos y darles autonomía para crear son las bases de la cultura de la innovación.

Asistentes virtuales

En Naturgy hemos implementado asistentes virtuales para mejorar la atención al cliente, contamos con herramientas de análisis de sentimientos para comprender mejor sus necesidades, drones para inspeccionar nuestras redes eléctricas y parques eólicos o análisis por imágenes para detectar situaciones que puedan poner en riesgo la seguridad de las personas en trabajos de campo. Estas son sólo algunas muestras de cómo la tecnología puede optimizar nuestras operaciones y mejorar la calidad de nuestros servicios. Pero también hicimos cambios a menor escala: tenemos proyectos donde aplicando dosis muy bajas de estas nuevas tecnologías, como si fueran agujas de acupuntura aplicadas en un proceso específico que se reproduce miles de veces por día, logramos generar un gran impacto en la compañía con una complejidad relativamente baja.

Este método, esta forma de pensar en cómo incorporar las nuevas tecnologías, no tiene escala, no es exclusivo de algunos, está a disposición de todos y la clave está en atreverse a explorar las posibilidades que la tecnología nos ofrece y encontrar formas creativas de aplicarlas a nuestro contexto específico. La invitación es a hacer un inventario de lo que conocemos de nuestros procesos, conocer las funcionalidades que nos ofrecen las herramientas tecnológicas disponibles, y luego pensar en cómo combinarlas de manera creativa para generar valor y soluciones innovadoras.

No importa la escala, cada pequeña innovación cuenta y puede marcar una gran diferencia para cada uno de nosotros y quienes nos rodean. Con voluntad y actitud de cambio, cualquier puede encontrar la forma de hacer su propia chocotorta, a su gusto y medida, y es una picardía no intentarlo.

(*) Líder global mejores prácticas en Servicios de Atención al Cliente para España, Argentina, Brasil, Chile, México y Panamá de Naturgy.

, Mariano González (*)

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Perú brinda señales claras para renovables mediante nuevos reglamentos sectoriales

El Ministerio de Energía y Minas de Perú (MINEM) aprobó el Decreto Ministerial N.º 214-2025-MINEM/DM, que actualiza los Términos de Referencia (TdR) para la elaboración de estudios ambientales detallados de proyectos de generación eléctrica mediante energía solar y eólica. Esta normativa, que entró en vigencia el pasado 6 de julio, establece lineamientos metodológicos obligatorios para las centrales renovables, alineados con el marco del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).

Desde el sector renovable destacan que esta iniciativa no solo contribuye a mejorar la previsibilidad de los instrumentos de gestión ambiental, sino que también genera condiciones más claras y predecibles para invertir en el país. “La existencia de un marco normativo más claro y predecible constituye una señal positiva para los inversionistas”, señaló Brendan Oviedo, past president de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) y socio en Hernández & Cía.

Uno de los aportes clave de la nueva normativa es la estandarización de requerimientos técnicos y procedimientos. “Reduce la incertidumbre regulatoria y las observaciones recurrentes, lo que resulta fundamental para alinear los cronogramas de permisos con las etapas críticas de desarrollo de los proyectos”, explicó Oviedo en diálogo con Energía Estratégica.

De acuerdo con el documento oficial, los TdR definen aspectos técnicos esenciales como la descripción del área de influencia, los mecanismos de identificación de impactos, la caracterización del medio físico, biológico y socioeconómico, así como los criterios para el desarrollo de líneas base. Esta definición técnica, según especialistas, mejora la calidad y consistencia de los estudios ambientales, facilitando su evaluación.

“La aprobación de estos TdR representa un avance relevante en la regulación”, consideró Mauricio Checa abogado en Hernández & Cía, en conversación con el portal. Desde su mirada, esta actualización normativa contribuye a mejorar la previsibilidad, consistencia técnica y calidad de los instrumentos de gestión ambiental.

Además de mejorar los procesos de revisión, los nuevos TdR tienen el potencial de acortar los plazos para la aprobación de los estudios ambientales, especialmente al facilitar la identificación de contenidos mínimos obligatorios. “Pueden acelerar la elaboración y revisión de la línea base, así como reducir la cantidad de observaciones por parte de la autoridad”, precisó Oviedo.

Otro aspecto valorado por el sector es la uniformización de los criterios metodológicos que deben aplicarse en la elaboración de los estudios. Esto incluye una delimitación técnica más precisa y un abordaje estandarizado del análisis ambiental, lo cual mejora la eficiencia tanto para los desarrolladores como para los organismos evaluadores.

En cuanto al componente social, también se reconoce que la norma refuerza el enfoque participativo, al incluir directrices más definidas para la participación de las comunidades involucradas. Se reconoce un esfuerzo por fortalecer los mecanismos de participación ciudadana mediante lineamientos más claros y estructurados”, agregó Checa. Aunque el eje técnico es prioritario, el componente social sigue siendo determinante para la viabilidad de los proyectos en territorio.

A nivel institucional, se subraya que los avances normativos deben ir acompañados de una implementación coherente por parte de las autoridades ambientales. La correcta interpretación y aplicación uniforme de los TdR entre las distintas instancias del MINEM será clave para consolidar la previsibilidad buscada por el sector. “La aplicación técnica, no discrecional, de estos lineamientos es lo que garantizará su efectividad práctica”, enfatizó el representante de la Asociación Peruana de Energías Renovables. 

A pesar del avance, aún se consideran necesarios algunos ajustes regulatorios. “Es fundamental que las autoridades establezcan compromisos institucionales claros respecto a los plazos y procedimientos de evaluación ambiental”, subraya Checa. Definir cronogramas y mecanismos de seguimiento permitiría reducir todavía más la incertidumbre y facilitar una mejor planificación financiera y operativa.

Esta actualización normativa llega en un momento clave, en el que el sector renovable peruano concentra grandes expectativas de crecimiento e inversión. En este contexto, la combinación de señales regulatorias estables, reglas claras y agilidad institucional será determinante para consolidar un nuevo ciclo de inversiones en energías limpias en el país.

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Nuevo informe de Colombia alerta por infraestructura de transmisión envejecida y desincentivos a la autogeneración

La transición energética colombiana avanza, pero no al ritmo ni con la base sólida que requiere el desafío climático global. A pesar de una matriz eléctrica mayoritariamente limpia gracias a la generación hidráulica (que representa más del 70% de la generación), el país enfrenta riesgos crecientes por falta de diversificación territorial, vulnerabilidad ante fenómenos climáticos como El Niño, y una infraestructura que no acompasa el crecimiento de la demanda ni la incorporación de nuevas tecnologías.

En su informe de junio 2025, la Cámara Colombiana de la Energía pone en el centro del diagnóstico dos eslabones críticos: la infraestructura de transmisión nacional y regional, y el ecosistema normativo para la autogeneración en pequeña escala.

El gremio, advierte que el sistema actual, con más del 75% de sus líneas de alta tensión superando los 35 años, no está preparado para evacuar el potencial renovable del país.

La situación es particularmente crítica en regiones como La Guajira y la Costa Caribe, donde la generación eólica y solar crece, pero la infraestructura de evacuación se retrasa, generando proyectos «represados» que no pueden inyectar energía al sistema. 

«El 65% de los proyectos renovables no convencionales enfrentan retrasos por demoras en licencias, trámites y oposición social», señala el documento.

A esto se suman otras alertas: las líneas existentes enfrentan sobrecargas por el aumento de generación renovable, y las demoras afectan la confiabilidad del sistema, especialmente en escenarios de alta demanda o eventos climáticos extremos.

Para 2030, XM proyecta 275 restricciones operativas si no se moderniza y expande la red, una situación que podría comprometer la seguridad del sistema, provocar fallas y aumentar los costos del mercado eléctrico.

El otro frente de alerta es la autogeneración en pequeña escala, que podría ser una de las palancas de la transición si se superan las barreras regulatorias. 

El informe destaca que hogares, empresas y comunidades tienen hoy acceso a tecnologías accesibles para producir y almacenar su propia energía, pero la normativa actual desincentiva el autoconsumo con barreras técnicas, trámites complejos y esquemas de compensación poco atractivos.

«Los autogeneradores contribuyen a reducir pérdidas de transmisión, aumentar la eficiencia global del sistema y facilitar una demanda más flexible y electrificada, pero enfrentan dificultades para conectarse, operar con seguridad y acceder a beneficios económicos claros», subraya el gremio.

El diagnóstico incluye seis obstáculos críticos para la autogeneración:

  1. Dispersión normativa
  2. Trámites de conexión lentos
  3. Remuneración deficiente
  4. Falta de participación en la operación del sistema
  5. Obstáculos para comunidades energéticas
  6. Requisitos técnicos restrictivos

A esto se suma un riesgo técnico: la generación distribuida no siempre es predecible y puede generar fluctuaciones que afectan la estabilidad si no se gestiona con tecnologías inteligentes

Por eso, el gremio destaca la necesidad de invertir en smartgrids, almacenamiento distribuido, medición avanzada, ciberseguridad y capacidades de monitoreo 24/7

También se menciona la importancia de fortalecer la infraestructura regional (STR), para garantizar una transición justa e inclusiva, especialmente en zonas rurales o con comunidades étnicas.

Por último, un aspecto clave que se resalta en el documento es la falta de coordinación institucional

La fragmentación entre UPME, CREG, operadores de red y el Ministerio de Minas y Energía complica la gestión de proyectos y genera incertidumbre para los inversionistas.

El mensaje central de la CCE es claro: sin transmisión robusta y sin una estrategia seria de autogeneración, la transición energética en Colombia seguirá estancada. Las soluciones existen, pero requieren inversión acelerada, coordinación institucional y voluntad política para romper la inercia.

«Lo que estamos viendo no es falta de tecnología ni de proyectos: es un cuello de botella estructural que frena la integración de renovables y margina a los usuarios que podrían ser parte activa del cambio», concluye el informe.

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La compañía Aisa Group presentará un parque solar de 1000 MW ante el RIGI de Argentina

La empresa canadiense Aisa Group presentará ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto para construir un parque solar de 1000 MW en el departamento de Jáchal, provincia de San Juan, con una inversión superior a los 600 millones de dólares.

El proyecto contempla la instalación de un parque solar en la zona de Jáchal, a la entrada de la Mina Gualcamayo. La primera etapa, de 50 MW de capacidad, se destinará al abastecimiento energético de la operación minera y forma parte del RIGI ya presentado. La segunda etapa, que alcanzará los 1.000 MW totales, será incluida en un nuevo proyecto que el grupo prevé ingresar próximamente en el mismo régimen.

El plan también incluye la conexión de la planta al Sistema Interconectado Nacional mediante la ampliación de la capacidad y la construcción de un enlace de alta tensión de 500 kV para facilitar la integración a la red nacional, lo que permitirá el despacho de energía a distintos puntos del país y el abastecimiento a industrias de la región.

La iniciativa se encuentra en etapa de estudio y prevé generar unos 400 empleos directos durante la fase de construcción. Según datos de la empresa, una capacidad de 800 MW permitiría abastecer el consumo eléctrico de más de un millón de hogares en Argentina, tomando como base un promedio de 600 kilowatts/hora/mes.

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Brasil aprobó el primer licenciamiento ambiental para un parque eólico offshore

El Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) otorgó la primera licencia para un parque eólico offshore de Brasil. 

La aprobación marca un hito clave para desbloquear el desarrollo de la energía eólica marina en todo el país, ya que el sector aguarda por la primera subasta para concesión de áreas destinadas a la exploración de proyectos de generación eléctrica marina. 

La primera central con licenciamiento ambiental por parte de IBAMA se trata de un proyecto piloto de 24,5 MW de capacidad,  orientada al desarrollo científico y tecnológico, que se ubicará en aguas jurisdiccionales cercanas al estado de Río Grande do Norte.

El mismo contará con la instalación prevista de dos aerogeneradores (8,5 MW y 16 MW de potencia), a aproximadamente 20 kilómetros de la costa de Areia Branca, con turbinas a profundidades de 7 a 8 metros. 

Mientras que la energía generada se destinará íntegramente al consumo de Porto-Ilha, de Areia Branca, principal punto de embarque de la sal producida en Brasil, a 4,5 kilómetros de distancia. Además, el proyecto prevé la cualificación de mano de obra local y la generación de datos para futuras iniciativas en el sector.

En los próximos 16 a 18 meses, el Servicio Nacional de Aprendizaje Industrial (SENAI) espera desarrollar el proyecto de ingeniería y completar las condiciones ambientales para obtener la licencia de instalación. 

Y el proyecto deberá implementar un plan de gestión ambiental con 13 programas, que incluyen el el monitoreo de la fauna, el ruido subacuático, la comunicación social y la cualificación profesional, entre otras medidas esenciales para garantizar la sostenibilidad del parque. 

¿Cómo quedó el registro de IBAMA?

Tras varios meses desde la última modernización de la plataforma, el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) actualizó el mapa de proyectos eólicos offshore con procesos abiertos. 

Tal es así que ya son 103 los parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental que suman 247354 MW de potencia a instalar en 16178 aerogeneradores (promedio de 15 MW por turbina) a lo largo de toda la costa este y noreste del país.

Aunque es preciso mencionar que los estados de Rio Grande do Sul y Ceará concentran casi el 60% de todos los desarrollos eólicos offshore, con 78,7 GW (32%) y 66,4 GW (27%) respectivamente. 

Mientras que a nivel tecnológico, las empresas fabricantes que mejor se posicionan con soluciones para el sector eólico marino son Vestas (cerca de 116 GW con casi 7930 aerogeneradores), Siemens Gamesa (22 GW en 1780 turbinas) y GE Renewable Energy (poco más de 12 GW en 970 unidades).

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Cammesa había advertido que el gas de Vaca Muerta no alcanzaba para cubrir la capacidad de transporte hacia los centros de consumo

La crisis de abastecimiento de gas de la semana pasada fue consecuencia de una menor oferta del fluido justo en el momento en el que la demanda creció fuerte por la ola polar. Fuentes de Enargas advirtieron que hubo problemas en los campos La Calera y Aguada Pichana Este porque las bajas temperaturas complicaron el funcionamiento de las plantas de tratamiento de ambas áreas. Esas fallas existieron, pero la falta de inyección de gas no se explica solo por inconvenientes puntuales, sino que existe un déficit estructural en el sistema que responde a la falta de incentivos para incrementar la producción y que podría provocar nuevos cortes del servicio cuando la demanda vuelva a dispararse.

Cammesa ya le había advertido a la Secretaría de Energía que el gas que se viene inyectando desde Neuquén no alcanza a cubrir la capacidad de transporte que va hacia los grandes centros de consumo, puntualmente a Buenos Aires. En una carta a la que accedió EconoJournal en exclusiva, el organismo subrayó el 5 de junio, cuando las temperaturas todavía no eran tan bajas, que solo se observaba una saturación en los sistemas de transporte cuando se interrumpía la exportación hacia Chile.

Si eso no ocurre, los gasoductos troncales no se llenan y es entonces cuando se evidencian problemas de presión como los que dejaron sin gas a miles de hogares en Mar del Plata. De hecho, el día que Cammesa envío esa carta el faltante de gas se ubicó en torno a las 7,5 MMm3/día, lo que la obligó a recurrir a otras alternativas más caras para sus plantas generadoras, como gasoil y fueloil.   

“Como ha sido manifestado en las últimas dos reuniones de la Mesa de Gas en las que participa la Secretaría de Energía, Enarsa y Cammesa, difícilmente se ha alcanzado la saturación de los sistemas de transporte hacia tramos finales de TGS, excepto en situaciones con mantenimientos que ha interrumpido la exportación hacia Chile, por lo que dada la baja disponibilidad de gas natural de producción local, nos vemos imposibilitados de despachar unidades generadoras de menor costo en áreas que no se ven afectadas”, dice la carta firmada por Eduardo Hollidge, gerente general de Cammesa.

Es decir, pese a que se construyó el gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), y las plantas de compresión necesarias para poder cubrir los picos de consumo en invierno, la realidad es que no hay oferta de gas disponible cuando la demanda se dispara.   

Fragmento de la carta firmada por Eduardo Hollidge, gerente general de Cammesa.

¿Por qué falta gas?

El titular de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, aportó en diálogo con Radio con Vos una lectura técnica para entender por qué en los picos de consumo no está habiendo gas suficiente para cubrir la capacidad de transporte. “En Vaca Muerta hay dos tipos de producción de gas: la que viene asociada a la producción de petróleo y la producción específica de gas. A medida que se fue desarrollando la producción de petróleo, el volumen de gas asociado es cada vez mayor. Eso determina que. por fuera del período invernal, en los meses de poca demanda, los pozos de la ventana de gas seco, que son los pozos puramente gasíferos, se empiezan a cerrar más meses al año porque no tienen demanda. Esto determina que la rentabilidad en la ventana de gas seco sea cada vez más baja porque tienen demanda durante menos cantidad de meses al año”, señaló Arceo. Lo que explica el economista constituye una novedad respecto de lo ocurrido en años anteriores cuando el problema siempre había sido la falta de capacidad de transporte.

¿Cómo se revierte esta situación? Arceo fue claro al respecto: “Esto no te lo va a solucionar el mercado. Lo que se va a necesitar es alguna extensión del Plan Gas o algún mecanismo similar que te permita contractualizar volúmenes adicionales para el abastecimiento del invierno”. Es decir, lo que remarca el titular de Economía & Energía es que el gobierno debería intervenir para garantizarle una remuneración adicional a los pozos gasíferos destinados solo al abastecimiento del pico de invierno para que sea rentable tenerlos abiertos tres o cuatro meses año, dependiendo de la temperatura. Eso podría traducirse en la convocatoria a una nueva ronda del Plan Gas que les garantice a los productores mayores precios, ya sea a través de subsidios o con una mayor tarifa.

La duda que queda por delante es si este gobierno va a tomar las medidas necesarias para traccionar la inversión o se va a sentar a esperar que sea el mercado el que garantice esa mayor oferta.

, Fernando Krakowiak

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La Ceph renovó autoridades hasta 2027

Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto para presidir por un segundo período la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (Ceph) por los dos próximos años, acompañado por un representante de Pan American Energy Argentina, en la vicepresidencia primera, e YPF S.A., en la segunda.

El cuerpo de autoridades se completa con la secretaría general: Vista Energy Argentina SAU; prosecretaría: Total Austral SA; tesorería: Pampa Energía SA; protesorería: Compañía General de Combustibles SA; vocalía titular 1: Chevron Argentina SRL; vocalía titular 2: Pluspetrol SA; vocalía titular 3: Shell Argentina SA; vocalía titular 4: Compañías Asociadas Petroleras SA; vocalía titular 5: Phoenix (El Trebol); vocalía titular 6: Wintershall Dea Argentina S.A. (hoy Harbour Energy); vocalía titular 7: Equinor Argentina S.A; vocalía titular 8: Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.; revisoría de cuentas: PECOM Energía S.A.

La Ceph seguirá trabajando para enriquecer los debates sobre las políticas públicas que involucran a la actividad y para construir consenso con los gobernantes de todas las jurisdicciones, trabajadores y habitantes de las comunidades involucradas en su quehacer.

El reto es contribuir al crecimiento de la actividad, cuidando la sustentabilidad ambiental y social y diseñando proyectos de largo plazo que tengan la fortaleza de sobrevivir a cualquier avatar económico.

Las nuevas autoridades asumen el compromiso de continuar fortaleciendo el rol de la Cámara como espacio de diálogo técnico e institucional, a fin de fomentar la inversión, la innovación y el desarrollo energético, en línea con los desafíos globales de transición y seguridad energética.

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Qué nos dejó el CERAWeek 2025: los desafíos de la agenda energética global

Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de Universidad Austral; Roberto Brandt, Consultor internacional en políticas energéticas y de estrategia corporativa; Daniel Ridelener, CEO de TGN y Sebastián Bigorito, director Ejecutivo del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS), participaron del webinar “Qué nos dejo CERAWeek 2025”, organizado por el Instituto de Energía de la Academia Nacional de Ingeniería.

Brant identificó tres temas que dominaron el encuentro realizado en Houston en marzo de este año: “Geopolítica de la energía e impacto de la asunción de la nueva administración en Estados Unidos; segundo la búsqueda de un nuevo balance entre seguridad energética y transición energética y tercero, el impacto de la inteligencia artificial”, a partir de los cuales se desprende un debate en el cual “el sector privado se erigió en un moderador en el actual contexto político y geopolítico tan turbulento”.

En medio de alocuciones que al unísono describían un “desorden económico mundial”, en el otro extremo del péndulo, Brant resaltó “la presentación muy impactante del nuevo secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, que muestra cómo cada cuatro años la política americana se lleva puesta buena parte de la agenda, porque están tan polarizados o más como que nosotros, con una fuerte reivindicación de los combustibles fósiles y fuertes críticas a la transición energética”.

“Los empresarios fueron muy cautos -contrapuso- y en general hicieron énfasis en las emisiones y el cambio climático como un problema que tenemos que atacar. Alguno dijo ´keep calm, carry on´ como diciendo mantengan la calma y sigamos haciendo lo que hay que hacer. Y también hubo sutilmente una crítica a lo pendular de las políticas en Estados Unidos en el mundo, diciendo que la volatilidad ahuyenta la inversión”, agregó.

Dentro de ese debate hubo bastante énfasis en la importancia creciente que está tomando el gas natural en general y el gas natural licuado por su flexibilidad en particular. Ridelener tomó nota de que “el gas natural suministra el 25% de la matriz mundial y todos ven un fuerte y rápido crecimiento del consumo muy atado al GNL. Y lo que estamos viendo es la flexibilidad no solo por las instalaciones en tierra, sino también porque tenemos una posibilidad económica de tener instalaciones de licuefacción flotante, como lo estamos viendo con los proyectos en la Argentina”.

El CEO de TGN también mencionó que “la energía solar y la eólica alcanzaron récords de producción en 2024, pero también lo hicieron el petróleo y el carbón. Y la verdad es que en los últimos años las renovables no llegan ni siquiera a captar el crecimiento global de consumo de energía. Es decir, si el consumo global crece un 2,3%, todas las fuentes que se incorporan en un determinado año no llegan a cubrirlo. Esto da la sensación de que no alcanza con el pensamiento mágico de decir vamos a sustituir a los hidrocarburos”.

En un proceso de «transición energética aditiva», donde se incorporan todas las fuentes de existentes, “el crecimiento del consumo de GNL va a ser muy fuerte. Algunos hablan de un 50% al 2032-2033, otros de un 60% al 2040. Estamos hablando de de un planeta que consume un poco más de 400 mtpa que todos prevén que va a superar los 600 mtpa, y en ese contexto, si se llevan a cabo todos los proyectos que están en marcha, la Argentina podría estar tomando el 5% de ese consumo global”, planteó Ridelener.

Por su parte, Bigorito consideró que la cumbre en Houston “confirma un giro que ya está en marcha, el cuestionamiento del paradigma de la transición energética pre pandémica y el nuevo juego se llama realismo y pragmatismo. Muchas divergencias y voces del mundo en desarrollo nunca fueron escuchadas en las conversaciones globales desde entonces, y lo que vemos ahora es que justamente, post pandemia, guerra mediante etcétera, se impone el realismo”.

Es así que “rápidamente el Trilema Energético está impactado por la geopolítica, y la seguridad energética empieza a tener una relevancia gravitacional, diferente a la que tenía y cambia en su prioridad e incluso la Unión Europea acusa este impacto de pragmatismo, de realismo e incorpora dentro de sus matrices tanto a al gas natural como también a la energía nuclear como alternativa”, agregó el director de CEADS.

“Esto lleva -cerró Bigorito- de una transición energética de carácter sustitutivo a una transición energética aditiva, es decir, bienvenida a todo tipo de energía, porque no hay ninguna tecnología que nos alcance. O sea, este concepto de multi tecnología en la transición energética que ahora rige en el ecosistema de la sostenibilidad, y deja en evidencia las tensiones energéticas que no estaban claramente consensuadas y fueron revisadas a la realidad” desde un modelo bien europeo a una desaceleración de descarbonización.

En una reseña del debate, Carnicer resaltó que “la volatilidad política como un factor clave que ahuyenta las inversiones a nivel mundial, un fenómeno bien conocido en Argentina, y en la que se subraya la geopolítica actual, marcada por una bipolaridad emergente entre Estados Unidos y China, una dinámica global impacta incluso en el desarrollo de la inteligencia artificial”.

En el ámbito energético, el directivo de la Universidad Austral enfatizó que “se distingue claramente entre la transición energética del Norte y la del Sur, en la cual los países del Norte deben asumir los costos para apoyar al Sur en la consecución de la asequibilidad económica y la sostenibilidad. Esto genera una demanda de pragmatismo para lograr los objetivos”.

Finamente, Carnicer remarcó que el impacto transformador de la Inteligencia Artificial fue omnipresente en CeraWeek, descripta como una «revolución industrial de la inteligencia», actuando como «facilitador y catalizador». Sin embargo, la gran pregunta que se planteó es si la IA «ayudará a reducir la demanda de electricidad por sí misma o la innovación catalizará por la potencia informática simplemente conducirá a una mayor demanda debido a su propio consumo computacional».

, Ignacio Ortiz

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VMOS concreta financiamiento para avanzar con el Oleoducto Vaca Muerta Sur

VMOS S.A. creada para desarrollar el Vaca Muerta Oleoducto Sur, la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas en el país, concretó la firma de un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares destinado a financiar la realización del proyecto.

VMOS S.A. tiene por accionistas a YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol.

Al anunciar este hito financiero en el proyecto se destacó que “esta iniciativa estratégica permitirá liberar todo el potencial exportador de petróleo del país”.

El financiamiento anunciado fue liderado por cinco bancos de primera línea internacional: Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan y Santander e incluye la participación de un grupo de 14 bancos e inversores institucionales internacionales de primera línea, se destacó.

La operación representa para el país la reapertura del mercado internacional de Project Finance, cerrado desde 2019. Además, constituye el mayor préstamo comercial para la realización de un proyecto de infraestructura en la historia argentina y uno de los cinco más importantes en el sector petróleo y gas en América Latina, se explicó.

El préstamo tiene un plazo de 5 años y pagará una tasa de SOFR más 5,5 %. El mismo permitirá financiar el 70 % del capital requerido para la obra. El 30 % restante será aportado por los socios, se describió.

El proyecto ya se encuentra en construcción, con múltiples frentes de obra: el oleoducto que conectará Allen con la terminal de exportación en Punta Colorada, Río Negro; plantas compresoras; la terminal portuaria; y la playa de almacenamiento.

Está previsto que entre en operación hacia fines de 2026 con una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027.

Esta es una obra estratégica para el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta y permitirá alcanzar el objetivo que tiene la industria de convertir a Argentina en un exportador global de energía.

VMOS es una sociedad anónima integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol como socios Clase A, y GyP como socio Clase B, para la construcción del proyecto.

De la gestión y firma del financiamiento para VMOS participaron : Pablo Gamero; CFO Shell; Adolfo Zuberbuhler, CFO de Pampa Energía; Rodolfo Berisso, Vicepresidente Ejecutivo de Administración y Finanzas de Pan American Energy; Federico Barroetaveña, CFO de YPF; Nancy Repetto, CFO Pluspetrol; Pablo Vera Pinto, Co Fundador y CFO de Vista Energy; Gerald Free, General Manager Business – Chevron Argentina; Claudio Gugliuzza, Presidente de Áreas Corporativas de Tecpetrol.

También Juan Borchardt, presidente de Deutsche Bank; Facundo Gomez Minujin, CEO Argentina, Uruguay, Bolivia y Paraguay de JPMorgan; Horacio Marín, Presidente y CEO de YPF; Juan O’ Connor, CEO Argentina Itau; Federico Elewaut, CEO de Citibank Argentina: Alejandro Butti, CEO en Santander Argentina; Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

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Sugieren ajustar la licitación de suministro de Chile para reflejar el verdadero costo horario de la energía

El rediseño del esquema de licitaciones de suministro vuelve al centro del debate energético chileno. Esta vez, la propuesta parte de Andrés Romero, presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía, quien lideró la reforma del mecanismo en 2015 como secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

A una década del cambio, el especialista planteó la introducción de un método tarifario acorde a los costos reales de generación, diferenciando precios según franjas horarias.

“Si tenemos energía solar muy barata en horario diurno, y energía más cara durante la noche, lo lógico es que a los consumidores le diéramos esa señal de precio”, sostuvo Romero en diálogo con Energía Estratégica. 

“Es decir que vamos a tener precios de día y de noche distintos por el cambio en tecnología”, agregó asegurando que el sistema actual distorsiona el valor real de la energía e impide aprovechar todo el potencial de las renovables.

Durante su gestión en la CNE, Romero lideró una reforma que introdujo los bloques horarios en las licitaciones, un diseño que en su momento fue innovador y fomentó mayor competencia. Decisión a la que catalogó como “creativa” en términos de aumentar la oferta para aquel momento, pero que hoy en día observa que el mecanismo de casación utilizado para adjudicar los contratos terminó por limitar su impacto.

El  presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía identificó un problema clave en la forma en que se casan las ofertas: la licitación favorece la combinatoria más eficiente en 24 horas continuas, no necesariamente la oferta más competitiva en cada tramo horario. 

“Deberíamos empezar a ajustar por bloque. No es lógico que le estemos dando a los consumidores la misma señal de precio todo el día”, subrayó respecto a la visión de trasladar los costos diferenciados a la tarifa final, lo que permitiría una gestión más inteligente de la demanda.

“Además, económicamente es más razonable, porque se debe dar la señal de precios al consumidor para que no concentre su consumo a la hora más cara. Y ahí saldrán nuevas tecnologías o propuestas para optimizar el proceso”, añadió. 

La propuesta de Romero llega en momentos en que el sector se prepara para una nueva licitación de suministro para clientes regulados. La actual convocatoria subastará 1.680 GWh, a ser entregados desde 2027 hasta el 31 de diciembre de 2030. 

La convocatoria tendrá un único bloque a subastar, el cual está dividido en cuatro sub-bloques de suministro zonales, que contienen una componente base (asociada a la energía anual requerida en cada año) y otra variable, destinada a absorber incrementos no esperados en la demanda de energía y que constituye el 5% de la energía anual requerida por la componente base.

Segmentos zonales que, a la vez, se componen por tres bloques de suministro horario (el A va entre las 00:00 y 07:59 hs y de 23 a 23:59 hs; el bloque horario B es de 8 a 17:59 hs; y el bloque C entre las 18 y 22:59 hs). 

La presentación de ofertas está programada para el 1 de octubre, la apertura económica el 23 de octubre y la adjudicación el 28 de octubre, salvo que sea necesaria una segunda etapa, que se extenderá hasta el 29 de octubre.

La crítica de Romero apunta directamente a este diseño: considera que, aunque contempla bloques horarios, el sistema de adjudicación aún prioriza combinatorias que diluyen el beneficio de las tecnologías más competitivas, como la solar. 

Incluso, de cara al futuro, el entrevistado Romero resumió su planteo en tres prioridades para la próxima administración energética del país: “Un próximo gobierno debería tener al menos esos tres focos: dar una señal potente a los inversionistas, tener focos en seguridad, y llevarle transición energética a los consumidores con una buena noticia”.

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Incertidumbre doble: sin PIR definido y con la Ley 10 judicializada, Puerto Rico entra en pausa regulatoria

Puerto Rico atraviesa un momento crítico en su transición energética. La falta de definiciones por parte del Negociado de Energía (NEPR) respecto al nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR), sumada a la judicialización de la Ley 10 de 2024 —que protege la Medición Neta— genera una doble fuente de incertidumbre para todo el ecosistema del sector solar y de almacenamiento.

“El calendario lo establece el NEPR, y rara vez las cosas son a tiempo en Puerto Rico”, manifestó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association (SESA), en conversación con Energía Estratégica.

Según el directivo, el Negociado recién está comenzando el caso de revisión tarifaria, lo cual retrasa aún más el desarrollo del PIR: “Imagino que el PIR vendrá después, en algún momento”.

Esta demora impacta de lleno en la planificación energética del país, ya que el PIR es la hoja de ruta que debe definir cómo evolucionará la infraestructura eléctrica durante los próximos 20 años y, por tanto, sin este instrumento actualizado, no hay certidumbre sobre qué proyectos serán prioritarios, cómo se integrará la energía distribuida ni qué inversiones públicas o privadas serán viables.

Al mismo tiempo, otra fuente de inestabilidad regulatoria se desarrolla en paralelo: el conflicto judicial en torno a la Ley 10 de 2024, que protege el esquema de Medición Neta hasta 2031. La norma ha sido impugnada por la Junta de Supervisión Fiscal ante el tribunal federal, lo que introduce un riesgo legal sobre una política clave para el despliegue de energía solar residencial y comercial.

“Es difícil predecir el resultado, pero por ahora ese caso sigue en el tribunal de primera instancia”, señaló Rúa Jovet. Además, destacó que “hay un compromiso del Presidente del Senado de apelar ese caso a todos los foros de mayor jerarquía, cuando ese momento llegue, pero no ha llegado”.

De todos modos, mientras el litigio avanza, la adopción de sistemas solares continúa en expansión. Al 31 de marzo de 2025, Puerto Rico registraba 158684 sistemas de Medición Neta activos, que representan 1,14 gigavatios de capacidad instalada. De ese total, 135551 sistemas cuentan con baterías conectadas, lo que equivale a 2,34 gigavatios-hora de almacenamiento distribuido. Además, se estima que cada mes se instalan aproximadamente 4000 nuevos sistemas solares con baterías, lo que eleva continuamente esos valores.

Este crecimiento es reflejo del dinamismo del sector, ya que se proyecta que los 1150 MW de capacidad solar instalada generan unos 2 TWh/año. A lo que se debe añadir que, según Rúa Jovet, “virtualmente 100% de los sistemas tienen baterías”, lo que evidencia una transformación profunda del modelo energético hacia la autosuficiencia y la resiliencia a nivel de usuario.

A pesar de ese dinamismo, los desafíos regulatorios persisten. En el caso de instalaciones solares menores a 25 kW, la normativa vigente permite realizar la conexión sin aprobación previa de la distribuidora, y LUMA está obligada a activar la Medición Neta en un máximo de 30 días tras la notificación del ingeniero. “Por ley, la gente tiene derecho a instalar su sistema solar sin permiso previo de la compañía eléctrica, y dicha compañía está obligada por ley a activar la medición neta dentro de 30 días”, precisó el directivo de SESA.

Sin embargo, para proyectos de mayor escala, la situación es más compleja, debido a que se requieren permisos previo para instalar, y resulta difícil predecir cuánto tarda un caso desde interconexión hasta activación de la medición neta. Los informes del NEPR confirman esta brecha: mientras que el 84 % de los sistemas pequeños se activa en menos de 30 días, el proceso para proyectos comerciales puede extenderse hasta un año, con múltiples expedientes en espera de respuesta por parte de clientes.

La conexión entre ambos temas es directa: la incertidumbre sobre la continuidad de la Medición Neta afecta las decisiones de inversión en el corto plazo, mientras que la postergación del PIR compromete la planificación de largo plazo. En conjunto, estas dos variables limitan el despliegue ordenado y sostenible de la energía renovable distribuida.

Frente a este escenario, SESA insta al gobernador Pedro Pierluisi a intervenir con claridad y contundencia. El llamado es doble: por un lado, defender la Ley 10 judicialmente; por otro, asegurar que el PIR se actualice sin más dilaciones, incluyendo de forma explícita los aportes de la energía solar con almacenamiento distribuido.

“El sector solar y de almacenamiento distribuido depende de señales regulatorias claras para seguir creciendo y generando empleos”, enfatizó el Chief Policy Officer de la asociación.

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El Global Solar Council impulsará un mecanismo “fast track” para remover barreras para las renovables

El Global Solar Council (GSC) trabaja en el diseño de un mecanismo de fast track orientado a remover barreras económicas y regulatorias que hoy obstaculizan el despliegue solar, en especial en mercados emergentes. 

El documento fue comentado durante la XVIII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás, y será presentado oficialmente en la próxima Conferencia de las Partes sobre el Cambio Climático (COP30), que se realizará en noviembre en Belém, Brasil.

“La estrategia es tener una voz unificada en la industria ante las multilaterales y organismos como la Convención de Cambio Climático”, manifestó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC, en diálogo con Energía Estratégica tras su regreso de SNEC.

“Estro se debe a que muchas veces se encuentran problemáticas comunes, como la permisología, el acceso al financiamiento o el curtailment energético, que son barreras importantes porque hace que se puedan construir menos parques”, agregó. 

La propuesta se enfocará en dos ejes centrales: el financiamiento climático y la evolución de las infraestructuras eléctricas. En ese sentido, el ejecutivo detalló que el objetivo del fast track es impulsar mecanismos que permitan aumentar la potencia renovable instalada, especialmente en redes latinoamericanas que hoy presentan cuellos de botella.

“Pretendemos establecer los términos de referencia para remover o mitigar el efecto de las barreras para el desarrollo, no solamente de los comerciantes, sino de los mercados internacionales completos”, sostuvo Álvarez.

El documento incluirá lineamientos para orientar los fondos climáticos hacia tecnologías limpias, con énfasis en generación renovable, bajo la premisa de que los fondos internacionales no deberían destinarse a tecnologías como el gas natural o la nuclear

En este sentido, el especialista que uno de los principales obstáculos que enfrentan los países emergentes es el alto costo del capital necesario para desarrollar proyectos ERNC. La mayoría de los gobiernos, especialmente en América Latina, no cuentan con instrumentos que permitan acceder a financiamiento en condiciones viables.

“Hoy, en los países emergentes, posibilita energía más barata, mayor generación de empleo local, baja de emisiones, siendo la barrera el acceso al capital intensivo, a líneas de crédito que permitan que el dinero para la inversión inicial no salga caro”, destacó el representante del GSC.

Oportunidades de financiamiento

El escenario varía según el país. En Chile, el esquema de project finance se ha consolidado como una herramienta eficaz para estructurar inversiones solares, gracias a marcos regulatorios sólidos y garantías contractuales previsibles; mientras que Argentina enfrenta “limitaciones estructurales” que restringen la capacidad de apalancamiento del sector. 

“En Argentina, el esquema de Project Finance es casi nulo, ya que en la mayoría de casos se solicitan garantías colaterales por fuera del contrato”, subrayó.

Además de los desafíos financieros, las barreras regulatorias y la falta de infraestructura también impiden el crecimiento del sector. Álvarez remarcó que en los países emergentes existen restricciones compartidas, pero con matices locales que deben ser atendidos con precisión.

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8.2 Group: Experiencia internacional en sistemas de almacenamiento

La oficina de 8.2 en Hamburgo (8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH) ha concluido con éxito la supervisión técnica de construcción de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 26 MWh en Neumünster, Alemania, en su rol de asesor técnico independiente.

El sistema está destinado a participar en el mercado de energía de respaldo, reforzando la estabilidad de la red eléctrica regional. La instalación fue llevada a cabo por SMA Altenso GmbH, que actuó como contratista general y también como cliente de 8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH.

“Valoramos enormemente el asesoramiento profesional y competente brindado por el equipo de 8.2 Group y esperamos continuar colaborando en futuros proyectos,” comentó Selin-Isabel Keller, Project Manager en SMA Altenso, en relación con la exitosa supervisión de la instalación en Neumünster.

Expertos de 8.2 Group auditando instalaciones BESS – Neumünster, Alemania

Sistemas de almacenamiento: piedra angular de la red eléctrica del futuro

Con la creciente participación de las energías renovables en la matriz eléctrica alemana, garantizar la estabilidad del sistema y equilibrar la generación con la demanda se vuelve cada vez más crítico. Los sistemas de almacenamiento en baterías cumplen un rol clave en esta transición, aportando energía de respaldo para estabilizar la red y optimizar los perfiles de carga y generación.

“Nos enorgullece contribuir al éxito de la transición energética en Alemania junto a SMA Altenso y sus socios. Nuestra experiencia en soluciones BESS fue decisiva para lograr una implementación exitosa del proyecto,” afirmó Ralf Reek, de 8.2 Group.

Asimismo 8.2 Group ha colaborado prestando servicios de asesoramiento técnico para el proyecto BESS de 500 MW /2000 MWH (4 hs), ubicado en la ciudad de Bisha, provincia de Asir en el Suroeste de Arabia Saudita. 

Se trata de uno de los más grandes proyectos ejecutados en una sola fase, con tecnología de baterías de ion de litio-fosfato de hierro (LFP). 122 contenedores prefabricados albergan el sistema completo, con cuatro módulos por contenedor (5,365 MWh cada uno). Cada contenedor incluye un inversor (Power Conversion System, PCS) de 6 MW. Mientras que el propietario es Saudí Electric Company (SEC) – empresa estatal

En los próximos meses, 8.2 Group continuará acompañando proyectos BESS que —al igual que las instalaciones en Neumünster y Bisha – buscan garantizar un suministro eléctrico regional confiable tanto en respaldo a fuentes renovables, como en la prestación de los servicios adicionales de control de frecuencia y respaldo en los picos de demanda.

Containers BESS en proyecto Bisha – Asir – Arabia Saudi

La empresa asegura la calidad del proyecto durante todas las etapas de planificación y construcción, y también asesora a sus clientes en aspectos clave como la viabilidad económica, selección tecnológica y procesos de licitación de obras.

 Además, el Grupo 8.2 cuenta con una oficina operativa en Argentina, desde donde se coordinan servicios de inspección de calidad en origen (factory inspections) para baterías BESS, paneles solares e inversores, realizados en fábricas ubicadas en Wuxi, China y otras regiones estratégicas. Esta presencia permite brindar a los clientes de LATAM un acompañamiento técnico independiente desde la fabricación hasta la instalación, asegurando la conformidad con estándares internacionales y contratos de suministro.

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Brasil supera los 4 GW de capacidad instalada en 2025

n el primer semestre de 2025 se registró una expansión de más de 4 gigavatios (GW) en la potencia instalada en Brasil, con la entrada en operación de 61 plantas que totalizan 4.096,3 megavatios (MW).

Según cálculos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), más de la mitad de ese crecimiento (59,28%) se debió a 11 nuevas centrales termoeléctricas, con 2,2428,05 MW –incluyendo la Central Termoeléctrica GNA II (UTE), en Río de Janeiro, que comenzó a operar en mayo con 1,7 GW de capacidad instalada.

Además de las termoeléctricas, la ampliación de la matriz eléctrica de enero a junio incluyó 25 parques eólicos (828,90 MW), 17 plantas solares fotovoltaicas (738,63 MW), seis pequeñas centrales hidroeléctricas (95,85 MW) y dos centrales generadoras hidroeléctricas (4,70 MW).

El mes de junio sumó 194,83 MW al total del año, con 13 nuevas plantas: 10 parques eólicos (148,20 MW), una planta solar fotovoltaica (45,00 MW), una central hidroeléctrica (1,00 MW) y una central termoeléctrica (0,63 MW).

En el mapa del país, durante el primer semestre del año se iniciaron operaciones comerciales en 13 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (658,20 MW) y Minas Gerais (508,25 MW). El recuento de junio muestra a Bahía en primer lugar, con nueve plantas (144,00 MW), y a Minas Gerais en segundo lugar, con 45,00 MW gracias a la entrada en operación de la Planta Fotovoltaica Pedro Leopoldo 2.

La capacidad total de las plantas centralizadas es de 212,5 GW

El 1 de julio, Brasil contaba con 212.526,6 MW de potencia inspeccionada, según datos del  Sistema de Información de Generación (SIGA) de la ANEEL , actualizados diariamente con datos de plantas en operación y proyectos adjudicados en construcción. De este total en operación, también según el SIGA, el 84,44 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables.

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Actualidad: El INTI en peligro de pérdida de autonomía

Preocupación por la posible pérdida de autonomía del organismo que trabaja con empresas de la Argentina y del exterior. El comienzo de la carta es de disconformidad: “Queremos manifestar nuestro firme rechazo ante la posibilidad de que el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) pierda su carácter de organismo descentralizado. Este cambio implicaría, entre otras consecuencias graves, la pérdida de personería jurídica propia y de la autonomía administrativa, financiera y patrimonial, pilares esenciales para el cumplimiento de su misión institucional”, y la firman distintos gerentes del organismo. Continúa: “Si se concreta esta modificación, el INTI no podría acreditar sus servicios […]

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Inversiones: Juan José Retamero, el empresario español que quiere invertir en la Vaca Muerta mendocina

A pesar del conflicto judicial con los directivos de Fecovita, el dueño de la mina de oro Gualcamayo quiere sumar negocios en Argentina. Tras 10 años hacer negocios con Argentina y aún con un un litigio judicial sin resolver, el empresario español Juan José Retamero asegura que quiere hacer negocios “en” el país, puntualmente con inversiones en minería y el petróleo de Vaca Muerta, a través de AISA Group, el holding familiar que lidera. Nacido el Madrid, tiene inversiones a través de AISA en Europa, Canadá, EEUU e India. Retamero repite el término “tradear” (en inglés, comprar y vender) porque […]

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Legales: Milei modificó por decreto el régimen de inversiones en minería para “reducir la burocracia estatal”

Aplica cambios en minería detalla que el objetivo de simplificar trámites, mejorar la eficiencia en el control y reducir la burocracia estatal. El gobierno nacional avanza con cambios en minería y reasignó la administración del Banco Nacional de Información Geológica al Servicio Geológico Minero Argentino (Segemar), un organismo descentralizado dependiente del Ministerio de Economía. Nación detalló que busca “evitar superposición de tareas con la Secretaría de Minería y optimizar la gestión del registro público de datos geológicos del país”. Y aclaró que los cambios son “para reorganizar la administración y reducir el déficit”. A través del decreto 449/2025 modificó artículos […]

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EVENTOS: INDIA SELLA UN ACUERDO IMPORTANTE DE MUTUA COLABORACIÓN MINERA CON ARGENTINA

Tras más de medio siglo con mínimos contactos, el primer ministro indio Narendra Modi desembarcó este pasado fin de semana en Buenos Aires acompañado por una nutrida comitiva, y protagonizó un encuentro con el presidente Javier Milei que quedará en la historia del sector minero argentino. El presidente Modi realizo una ofrenda floral en señal de respeto frente al monumento al Genral San Martin El primer ministro Modi realizo una ofrenda floral en señal de respeto frente al monumento al General San Martín Ya desde temprano en Casa Rosada se respiraba un aire diferente, el de las grandes citas y […]

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Minería: YPF Nuclear; la petrolera busca ingresar a la minería de uranio y sumarse al plan que encabeza Demian Reidel

El presidente de la petrolera estatal, Horacio Marín, anticipó la posibilidad de que la compañía sume de cara a 2030 un nuevo segmento de negocio tras el desarrollo del petróleo y el gas no convencional de Vaca Muerta. Las claves del Plan Nuclear Argentino. El presidente de YPF, Horacio Marín, anticipó el viernes que la petrolera de mayoría estatal analiza crear una nueva subsidiaria, “YPF Nuclear”, para ingresar en los próximos años al negocio de la minería de uranio. Los planes de la compañía en ese sentido tienen que ver con la agenda pensada para después de 2030, una vez […]

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Empresas: Petroleras cierran un crédito por USD 2.000 millones para financiar un mega oleoducto en Vaca Muerta

Se trata del préstamo más elevado de los últimos 20 años para el sector energético, con la participación de bancos internacionales. El resto de los aportes para la obra llegaría de colocaciones en el mercado local y aportes de capital. Un consorcio integrado por las principales petroleras del país, encabezado por YPF, anunciaría este martes un préstamo sindicado por USD 2.000 millones con un grupo de bancos internacionales para la construcción de un mega oleoducto, en lo que representa la mayor operación de crédito corporativo para obras del sector energético argentino en al menos dos décadas, según confirmaron a Infobae […]

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Infraestructura: Macario alerta que Argentina “tiene los recursos, pero no la infraestructura” y reclama obras públicas para la industria

El presidente de la Unión Industrial de Córdoba (UIC), Luis Macario, se refirió al impacto que tuvo la reciente ola polar en el abastecimiento de gas para el sector productivo. En diálogo con Punto y Aparte, Punto a Punto Radio (90.7) advirtió que el sistema vuelve a mostrar su fragilidad: “En invierno hace frío y en verano hace calor”, ironizó, para describir que cada invierno el gas entra en tensión y cada verano ocurre lo mismo con la electricidad. Macario explicó que la combinación de una semana extremadamente fría con fallas técnicas en yacimientos de Vaca Muerta forzó al Gobierno […]

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Vaca Muerta: Controles Ambientales, desafíos, auditorías y riesgos de una industria estratégica

La actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta se ha consolidado como una de las principales fuentes de ingresos y desarrollo productivo del país. Sin embargo, su expansión acelerada ha puesto bajo la lupa los controles ambientales que buscan mitigar el impacto de la extracción y almacenamiento de hidrocarburos sobre el suelo, el agua y la calidad de vida de las comunidades cercanas. Uno de los aspectos centrales es la seguridad e integridad de los tanques que almacenan hidrocarburos líquidos. Según explicó María Eugenia Parolo, responsable técnica de auditorías, las inspecciones periódicas permiten detectar posibles fallas que deriven en filtraciones o derrames. […]

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Internacionales: Bolivia es el único país de Sudamérica con un ingreso mediano bajo, según el Banco Mundial

El documento clasifica a los países según su nivel de ingresos en cuatro niveles. En la región, solo Chile y Uruguay figuran en la categoría “ingreso alto” y Venezuela aparece sin datos. La clasificación anual que realiza en Banco Mundial sobre las economías del mundo revela que Bolivia es el único país de Sudamérica en la categoría con ingresos “mediano bajo”, a diferencia del resto de los países de la región se encuentran en las categorías medio alto y alto. El informe de este año refleja que de los países de la región, solo Chile y Uruguay están clasificados en […]

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Internacionales: Hidrovía; Paraguay apuntó contra la Argentina por una decisión que afecta el abastecimiento de combustible

Armadores fluviales presentaron una queja contra la ARCA; piden que se vuelva atrás con la medida. La hidrovía volvió a aparecer en la discusión entre Argentina y Paraguay. En este momento el conflicto pasa por el abastecimiento de combustible y un “golpe” a la logística, como lo llamaron las empresas guaraníes. Hace una semana, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero de Argentina (ARCA) publicó una resolución en la que suspende la operativa en la zona de alijo ubicada en el kilómetro 171 del río Paraná Guazú. Esta medida -señalaron los paraguayos- afecta la logística de abastecimiento de combustibles. Se […]

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Luz verde para el financiamiento del Vaca Muerta Sur, un hito que relativiza la capacidad de daño de Preska y el caso Burford

YPF firmó en la mañana de este martes —junto con otras seis grandes petroleras del país— los documentos finales que garantizan el acceso a un financiamiento por más de US$ 2000 millones para construir la principal obra de infraestructura que tiene en carpeta Vaca Muerta. Se trata de un oleoducto de unos 440 kilómetros que conectará los yacimientos no convencionales de Neuquén con las costas de Río Negro y prevé también la instalación de una nueva terminal marítima de exportación de crudo en Punta Colorada hacia el Atlántico. Ese megaproyecto de ingeniería fue bautizado con el nombre de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y su propiedad se la reparten -además de YPF- Pluspetrol, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa, Chevron, Shell, Tecpetrol (que se sumó en junio al consorcio) y Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén.

Para poner en perspectiva lo anunciado hoy por la petrolera que preside Horacio Marín, que está a cargo de la gerencia técnico-financiera de la sociedad VMOS SA hasta finales de 2026 (plazo en que se finalizará la construcción de la obra), basta decir que no existe en la historia argentina —al menos no en el sector energético— un antecedente que dé cuenta de crédito tipo ‘project finance’ por un monto similar al involucrado en este proyecto.

“Hay que remontarse al financiamiento que consiguió Barrick a mediados de ’90 para construir Veladero (la principal mina de oro activa en el país), que fue por un monto bastante inferior”, explicó a EconoJournal un experto en estructuración financiera.

Pocos antecedentes

En el pasado cercano, los últimos projects finance que se suscribieron en la Argentina datan de 2018-2019, cuando algunas generadoras consiguieron financiamiento competitivo para construir parques eólicos bajo el paraguas del RenovAr, el programa lanzado durante la gestión de Cambiemos para impulsar el desarrollo de las energías renovables. Desde ese entonces, el acceso a ese clase de contratos financieros —los más buscados por las grandes empresas porque no impactan sobre los balances privados de cada empresa, sino a un proyecto en particular— estuvo vedado para el país por sus recurrentes inconsistencias macroeconómicas.

Más allá del espaldarazo que representa la viabilización del VMOS para el proyecto de exportación de hidrocarburos desde Vaca Muerta, el momento en que YPF logró cerrar este financiamiento constituye un hecho político en sí mismo.

La petrolera que conduce Marín —que esta semana se involucró personalmente en el closing de la operación con los bancos— logró destrabar la firma con un conjunto de entidades internacionales de primer nivel apenas una semana después de que Loretta Preska, jueza del Distrito Sur de Nueva York, fallara contra la Argentina y ordenara al Estado nacional transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012.

La inmunidad de YPF

Esa sentencia —en la práctica, un dictamen de cumplimiento imposible porque colisiona contra legislación local que prohíbe la transferencia de esos títulos— tuvo un fuerte impacto mediático y provocó enfoques catastróficos por el presunto efecto nocivo que generaría contra el país. Sólo siete días después hay que, de mínima, repensar ese enfoque porque bancos internacionales de la talla del Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander optaron por mantener su decisión de otorgar a un consorcio liderado por YPF el project finance más importante de las últimas décadas.

¿Cómo se explica ese aparente contrasentido? Con su accionar, las entidades bancarias dejaron traslucir su confianza en que YPF se mantendrá inmune más allá de los avatares que pueda generar el reclamo multimillonario contra el Estado argentino que impulsa Burford Capital. En esa clave, la capacidad de daño de Preska —leída al calor del crédito que YPF anunció oficialmente hoy— quedó relativizada.

, Nicolas Gandini

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Desregulación del mercado eléctrico: el Gobierno define su alcance y fija un período de transición de 24 meses

El Gobierno nacional avanzó con el proceso de desregulación del mercado eléctrico mediante la publicación del Decreto 450/25 que complementa una reforma integral del sistema propiciada por la Ley de Bases 27.742. Esta decisión buscan una mayor desregulación y competencia en el mercado, redefiniendo el rol de entidades como la Secretaría de Energía y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica, promoviendo la libre comercialización y elección de proveedor, y fomentando la inversión privada en infraestructura de transporte, al tiempo que se adecúan aspectos tarifarios y de responsabilidades financieras.

El Decreto 450 establece un período de transición de veinticuatro meses para la modificación de las reglamentaciones y la normativa complementaria que resulte necesaria. Durante este lapso, la Secretaría de Energía deberá llevar a cabo acciones para una transición gradual, ordenada y previsible. Esto incluye la promoción de la desconcentración y competencia en el mercado de hidrocarburos, habilitando la libre contratación de combustibles por parte de generadores eléctricos y evitando abusos de posición dominante.

Según se desprende del análisis del estudio jurídico Tavarone, Rovelli, Salim & Miani (TRSyM) sobre la normativa publicada en el Boletín Oficial, la Secretaría deberá asegurar mecanismos para mejorar el cobro de contratos con distribuidoras eléctricas y establecer criterios de remuneración para la generación térmica, incentivando la eficiencia en la compra de gas natural, GNL, gasoil y fuel oil.

La reforma fomenta la inversión privada en infraestructura de transporte.

También se avanzará con la transferencia progresiva de los contratos de energía suscriptos por CAMMESA a los distribuidores y grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) , y de los contratos de combustible firmados por CAMMESA a la oferta. Se prevé, además, la revisión de los Procedimientos del MEM (vigentes desde 1992) para su eventual derogación o reemplazo durante la transición regulatoria.

Modificaciones a la Ley 15.336

El Decreto 450 incluye la comercialización dentro de las actividades alcanzadas por la Ley 15.336. Las operaciones de compra y venta de electricidad serán tratadas como actos jurídicos de derecho civil y comercial. El artículo 11 refuerza que los gobiernos provinciales resolverán en todo lo referente al otorgamiento de autorizaciones y concesiones, y ejercerán las funciones de policía y atribuciones al poder jurisdiccional, sin perjuicio de su sujeción a las normas federales.

Se incorpora el artículo 12 bis, que determina que interfiere con los objetivos de la legislación federal y la libre circulación de energía eléctrica cualquier tributo de orden local que no retribuya servicios efectivamente prestados o que exceda su costo específico. También interfiere cualquier acto o norma de la autoridad concedente local que impida o restrinja el traslado del costo de adquisición de la energía eléctrica en el MEM a la tarifa de los usuarios finales.

Se mantiene la obligatoriedad de contar con una concesión del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) para el aprovechamiento de fuentes de energía hidroeléctrica de cursos de agua pública con potencias normales superiores a quinientos kilovatios, y para el ejercicio de actividades destinadas al servicio público de transporte y/o distribución de electricidad.

Las concesiones para el aprovechamiento hidroeléctrico deberán otorgarse por plazo fijo, con un máximo de sesenta años. El canon de regalía por estas concesiones no ingresará al Fondo Nacional de Energía Eléctrica. Las concesiones de servicio público de jurisdicción nacional establecerán un régimen que permita la libre comercialización y elección de proveedor por parte del usuario final.

Las concesiones hidroeléctricas podrán otorgarse a plazos de hasta 60 años

El Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE) se redefine como un órgano técnico y consultivo, dependiente de la Secretaría de Energía. Se establece una nueva composición bajo la presidencia de la Secretaría de Energía, integrada por representantes de CABA y cada provincia.

El Fondo Nacional de la Energía Eléctrica se integrará con un recargo del 2% por kWh sobre el precio que paguen los compradores del MEM, reembolsos de préstamos y otros aportes. Los recursos se distribuirán para obras de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión (19,86%), el Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales (60% deducido lo anterior), y el Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior (40% restante).

Modificaciones a la Ley 24.065

Se redefinen las políticas generales de la Ley 24.065, cuyos objetivos ahora contemplan promover la celebración de contratos a término de energía eléctrica , regular las actividades de transporte y distribución de electricidad basándose en los costos reales del suministro, y asegurar la libertad de elección de los consumidores de energía.

También se busca, establecer procedimientos ágiles para la operatividad de señales económicas que vinculen calidad con precio, promover la eficiente diversificación de la matriz energética y la incorporación de nuevas tecnologías, propiciar el comercio internacional de energía eléctrica, y alcanzar la autosuficiencia económico-financiera del sistema eléctrico.

Se incorporan nuevos actores al régimen del MEM: Usuarios-generadores (sujetos a la Ley 27.424 de generación distribuida) y otros participantes identificados por la reglamentación, incluyendo comercializadores y almacenistas. Los distribuidores mantienen la responsabilidad de abastecer a usuarios cautivos dentro de su zona de concesión y tienen la obligación de adquirir al menos el 75% de su demanda en el mercado a término.

Previa consulta con CAMMESA, podrá autorizar obras de transporte esenciales no contempladas en contratos en curso de ejecución si resultan técnica y económicamente esenciales para el funcionamiento del SADI. Se establece que la Secretaría podrá autorizar operaciones de importación y exportación de energía eléctrica mediante mecanismos ágiles, transparentes y competitivos, pudiendo rechazar operaciones por razones técnicas o económicas vinculadas con la seguridad del suministro nacional.

El nuevo artículo 39 bis indica que los contratos del Mercado a Término del MEM se ejecutan a través del SADI y son necesarios para el cumplimiento de los objetivos de la política nacional, por lo que todo acto o norma de autoridad local que los impida, obstaculice o encarezca, interfiere con el cumplimiento de aquellos.

Para el caso de tarifas de distribuidores, en el costo de adquisición de la electricidad en el MEM se considerará el precio de las compras del distribuidor en el mercado spot, el promedio ponderado de las efectuadas mediante contratos del Mercado a Término en procesos competitivos, el costo del transporte en alta tensión, y los servicios del sistema administrados por CAMMESA. Los distintos conceptos se discriminarán en la factura al usuario, la que no podrá incluir tributos de orden local o cargos ajenos a los bienes y servicios facturados.

, Ignacio Ortiz

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Vaca Muerta Sur: las petroleras consiguieron un préstamo por US$ 2000 millones para financiar la obra

La sociedad integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina, Tecpetrol y Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén, concretaron la firma de un préstamo sindicado por 2000 millones de dólares destinado a financiar la construcción del proyecto Vaca Muerta Oleoducto 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.

El financiamiento fue liderado por cinco bancos de primera línea internacional: Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan Santander e incluye la participación de un grupo de 14 bancos e inversores institucionales.

La operación

El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa de SOFR (Secured Overnight Financing Rate, una tasa de interés de referencia en los Estados Unidos que refleja el costo de los préstamos a un día garantizados por bonos del Tesoro) más 5,5%, lo que arroja un total aproximado de 10% anual en dólares.

A su vez, permitirá financiar el 70% del capital requerido para la obra. Esto es así ya que el 30% restante será aportado por los socios.

“La operación marca un hito histórico para el país ya que representa la reapertura del mercado internacional de Project Finance, cerrado desde 2019. Además, constituye el mayor préstamo comercial para la realización de un proyecto de infraestructura en la historia argentina y uno de los cinco más importantes en el sector petróleo y gas en América Latina”, destacaron desde la petrolera bajo control estatal.

A ello se suma el escenario en el que se logra obtener este financiamiento puesto que el acuerdo llega una semana después de que la jueza Loretta Preska ordenara transferir las acciones del Estado en YPF al fondo Burford Capital y Eton Park como parte de pago por la expropiación de la petrolera concretada en 2012, escenario que generó incertidumbre respecto a cómo continuarían las obras dedicadas a impulsar el potencial del shale de Vaca Muerta.

En la firma del préstamo estuvieron presentes Pablo Gamero; CFO Shell; Adolfo Zuberbuhler, CFO de Pampa Energía; Rodolfo Berisso, vicepresidente Ejecutivo de Administración y Finanzas de Pan American Energy; Federico Barroetaveña, CFO de YPF; Nancy Repetto, CFO Pluspetrol; Pablo Vera Pinto, Co Fundador y CFO de Vista Energy; Gerald Free, General Manager Business Performance & Finance de Chevron Argentina; Claudio Gugliuzza, presidente de Áreas Corporativas de Tecpetrol. Y también Juan Borchardt, presidente de Deutsche Bank; Facundo Gomez Minujin, CEO Argentina, Uruguay, Bolivia and Paraguay at JPMorgan Chase & Co; Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Juan O’ Connor, CEO Argentina Itau; Federico Elewaut, CEO at Citibank Argentina: Alejandro Butti, Chief Executive Officer & Country Head en Santander Argentina; Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

La obra

El proyecto ya está en construcción. Están en marcha los distintos frentes que posee la obra como son el oleoducto que conectará Allen con la terminal de exportación en Punta Colorada, en Río Negro; las plantas compresoras; la terminal portuaria; y la playa de almacenamiento. 

El objetivo que persiguen las compañías es que esta iniciativa entre en operación hacia fines de 2026. Tendrá una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027

“Esta es una obra estratégica para el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta y permitirá alcanzar el objetivo que tiene la industria de convertir a Argentina en un exportador global de energía”, destacaron desde YPF a través de un comunicado difundido en la mañana de este martes. 

, Redaccion EconoJournal

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Colombia ajusta la ronda eólica marina con más dudas que oferentes

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia publicó la Adenda N.º 7 del proceso competitivo permanente para el otorgamiento de permisos de ocupación temporal en áreas marítimas, destinado al desarrollo de proyectos de energía eólica offshore.

La nueva hoja de ruta incorpora ajustes sustanciales en el cronograma, habilitación de proponentes, validación de ofertas y condiciones contractuales, con el objetivo de facilitar el avance de la primera ronda eólica marina en el país. 

El proceso contempla la asignación de permisos de ocupación temporal sobre 69 áreas marítimas nominadas, con superficies de hasta 270 km² por proyecto, y requiere una potencia mínima de 200 MW por propuesta. Hasta el momento, ocho empresas han sido habilitadas por la ANH para participar, en una convocatoria que busca adjudicar al menos 1 GW de capacidad instalada, como primer paso hacia la meta nacional de 7 GW para 2040

La etapa de depósito de ofertas, inicialmente prevista para mayo de 2025, fue reprogramada mediante la Adenda N.° 7 para el 21 de agosto, y se espera que revele el grado real de interés del sector.

Los cambios fueron autorizados por el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Dirección General Marítima (DIMAR), e incluyen:

  • Extensión del plazo para presentar documentación de habilitación hasta el 28 de octubre de 2024 y publicación definitiva de habilitados para el 27 de diciembre del mismo año.
  • Depósito de ofertas a partir del 21 de agosto de 2025, seguido de un proceso de validación y evaluación técnica hasta el 22 de octubre.
  • Formalización de adjudicaciones entre noviembre de 2025 y febrero de 2026, con emisión del permiso de ocupación temporal por parte de DIMAR fijada para abril de 2026.

También se introdujeron reformas normativas orientadas a mejorar la certidumbre jurídica para los inversores. Entre ellas, el reconocimiento del derecho de renuncia sin penalidad por causas de inviabilidad técnica o económica no atribuibles al proponente, la revisión de exigencias documentales, la aclaración de los criterios evaluativos, y la modificación de la Curva S y de los hitos contractuales.

Pese a que estas adecuaciones responden a las observaciones de los participantes (desde 2023 manifestaban dificultades estructurales), la falta de definiciones en el calendario profundiza la incertidumbre en el sector.

Según explicó Liza Urbina, abogada especializada en regulación energética, “las empresas han realizado esfuerzos administrativos, presentado comentarios técnicos, y asumido inversiones, pero aún no hay adjudicación de ningún permiso”.

En diálogo con Energía Estratégica, la consultora subrayó que, si bien el gobierno promueve esta ronda como un componente central de su estrategia de transición energética, los avances concretos siguen sin materializarse.

Un repliegue silencioso 

La incertidumbre que rodea a la subasta offshore no es un hecho aislado. El segmento eólico en su conjunto —incluyendo proyectos onshore— atraviesa un proceso de repliegue que pone en duda las perspectivas de nuevas inversiones en el corto y mediano plazo.

“Empresas de gran escala están negociando su salida de Colombia. En onshore, también hay actores que buscan desinvertir o traspasar activos, incluso en etapas avanzadas de desarrollo”, señaló la especialista.

Entre los casos más significativos se encuentra Statkraft, que acordó con Ecopetrol la venta de una cartera de diez compañías de proyectos renovables en Colombia —incluyendo tres desarrollos eólicos con una capacidad combinada de hasta 750 MW distribuidos en La Guajira, Sucre, Córdoba, Caldas y Magdalena— como parte de su salida del mercado local.

A este cuadro se suma la reciente adquisición, también por parte de Ecopetrol, del proyecto eólico Windpeshi (205 MW) ubicado entre Uribia y Maicao, en La Guajira, que compró a Enel por USD 50 millones, con inversiones previstas por USD 350 millones hasta 2027

La pérdida de dinamismo del sector está asociada a factores internos y externos, como por ejemplo falta de permisos efectivos, ausencia de señales regulatorias claras y debilidad institucional como principales obstáculos. Mientras que nivel internacional, algunos bancos de inversión norteamericanos optaron por congelar o retirar financiamiento en mercados considerados de alto riesgo político.

“No habrá resultados efectivos en los plazos establecidos. El proceso ha estado marcado por múltiples adendas, ajustes a los pliegos, y cambios de enfoque institucional. Si bien se ha escuchado al sector, aún falta voluntad política para ejecutar lo pactado”, afirmó Urbina. 

Uno de los puntos críticos identificados por la consultora es la fragmentación inicial en la gestión del proceso. En una primera fase, DIMAR lideró la expedición de permisos sin contar con plena competencia técnica; posteriormente, la responsabilidad fue trasladada a la ANH, que adaptó mecanismos de adjudicación propios del sector hidrocarburos a un mercado sin trayectoria local, lo que generó exigencias normativas «desalineadas» con la realidad del sector.

Adicionalmente, el cronograma propuesto para cerrar la adjudicación en abril de 2026 coincide con un año electoral, lo cual —según los actores del mercado— introduce un riesgo adicional, ya que la percepción general es que un eventual cambio de administración podría alterar las prioridades institucionales o ralentizar la ejecución de los actos administrativos pendientes.

Pese al escepticismo, el sector reconoce que el proceso ha evolucionado. La inclusión de causales de renuncia, la reducción de penalidades, y la claridad en los criterios técnicos representan avances significativos.

No obstante, la conclusión compartida por los consultores es que la ejecución será viable solo si se estabilizan los canales institucionales y se cumple el cronograma sin más dilaciones.

“Las empresas han sido proactivas, pero esto solo se materializa si el Estado actúa con rigor técnico y deja de introducir modificaciones sobre la marcha. Cumplir el cronograma es la única forma de recuperar la confianza”, remarcó la abogada especializada en regulación energética

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Crece el sector solar en Perú: hay más de 16 GW en tramitación y construcción

Perú  se posiciona como uno de los mercados con mayores expectativas de crecimiento en energías renovables dentro de América Latina. De acuerdo con el mapa de proyectos publicado por la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), el país suma 16.314 MW (16,31 GW) de capacidad solar entre proyectos en tramitación, revisión técnica, y construcción.

La cifra refleja el creciente interés por parte de los desarrolladores y la confianza en la evolución de la política energética peruana. Aunque aún falta consolidar normativas clave para destrabar inversiones, el volumen técnico de iniciativas revela el interés de mercado y las oportunidades que se abren con la reciente modificación de la Ley N° 28832.

El análisis del mapa de SPR muestra una concentración regional clara: la macrorregión sur lidera la cartera. Departamentos como Moquegua, Arequipa y Tacna reúnen la mayor parte de los proyectos utility scale, dado su alto nivel de radiación solar, disponibilidad de terrenos y cercanía con infraestructura eléctrica existente.

Proyectos como Rubí V (662,95 MW), Moquegua (675 MW), Illari (424 MW) y Valladolid (400 MW) se ubican en estas zonas. Además, múltiples desarrollos en etapa de revisión se perfilan como apuestas estratégicas en la región sur andina.

El mapa empresarial

El ecosistema solar en Perú presenta un grupo definido de actores que lideran la expansión del sector por volumen acumulado de potencia en desarrollo. A la cabeza se encuentra Enel Green Power Perú, que suma 4.969,6 MW en su portafolio, a partir de proyectos como Rubí III, IV y V, Cuna del Sol, Ruta del Sol, Wayra Solar y Atoi.

Le sigue Kallpa Generación, con 985 MW, impulsados por proyectos como Sunny, Ocoña y San Joaquín. En tercer lugar se ubica Ignis Partners, con 800 MW, distribuidos en desarrollos como Alba Solar, Blanca Solar y Coral

También destacan Verano Capital Perú, con 710 MW en distintas fases, y Solarpack, con 611 MW

Por su parte, Blaud Energy Perú alcanza los 597,4 MW. Completa el grupo Engie Energía Perú, que totaliza 432 MW con proyectos como Hanaqpampa, Expansión Intipampa y Ruphay.

Además, se destacan iniciativas de compañías como Ibereólica, EDF, Lader Energy, Fénix Power, Viridi RE y Orazul Energy, cuyos proyectos oscilan entre los 30 MW y 300 MW, aportando diversidad tecnológica y regional al panorama de generación fotovoltaica en Perú.

Megaproyectos: el salto hacia escalas industriales

Dentro del universo solar peruano, una docena de proyectos supera los 300 MW, lo cual evidencia una evolución hacia plantas de gran escala con potencial exportador o de abastecimiento regional.

Entre ellos destacan:

  • Moquegua – Ibereólica Solar: 675 MW
  • Rubí V – Enel Green Power Perú: 662,95 MW
  • Quyllur – Enel Generación: 502 MW
  • Sumac Nina I – Enel Green Power: 446,8 MW
  • Illari – Enel Green Power: 424 MW
  • Coral – Ignis Partners: 403 MW
  • Valladolid – Oryx Power: 400 MW

La presencia de estas centrales demuestra que el país está en condiciones de asumir proyectos de gran escala si se consolidan mejoras regulatorias y condiciones de conexión a red.

La mayoría de los proyectos listados se encuentran en etapa de «En revisión» ante organismos como OSINERGMIN o el MINEM, lo que implica que están en búsqueda de autorizaciones técnicas y viabilidad comercial. En menor medida, algunos figuran como «Aprobados», con cronogramas de entrada en operación previstos hasta 2029.

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Generadoras de Chile identifica cinco ejes normativos que tensionan el desarrollo de las renovables de Chile

La agenda regulatoria del Gobierno de Chile para el segundo semestre de 2025 concentra una serie de iniciativas que preocupan al sector eléctrico, entre ellas, un proyecto de ley para subsidiar las cuentas eléctricas (en debate en el Senado) y el anteproyecto de descarbonización acelerada, anunciado semanas atrás por el presidente Gabriel Boric.

Bajo ese panorama, el director ejecutivo de la Asociación Gremial Generadoras de Chile, Camilo Charme, advirtió sobre los elementos de la agenda normativa que ponen en jaque el avance técnico, económico y regulatorio de la transición energética del país.

Entre los puntos más controversiales se encuentra el proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos. Desde el gremio, cuestionan profundamente su estructura, de manera que no comparten la filosofía del concepto denominado ‘principio de autocontención de los sectores’ y rechazan que se pretenda cubrir parte del financiamiento de los subsidios mediante utilidades del sector privado o nuevos impuestos. 

A eso se suma la presentación de antecedentes económicos a la Comisión de Minería y Energía del Senado, donde la asociación demostró que, con lo acumulado en las leyes de estabilización anteriores –cerca de USD 80.000.000– más la recaudación del IVA – ronda en USD 80.000.0000- ya sería posible cubrir a los 2.000.000 de hogares beneficiarios sin nuevas intervenciones.

Otro eje que genera alerta es la disposición del proyecto que afecta a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). La norma plantea que estos abastezcan por 500 GWh a una bolsa de energía a precio preferente para MyPyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales. 

“No estamos de acuerdo con la modificación de contratos ya suscritos, particularmente respecto a la Bolsa PyME, con la que se suspende la capacidad de ciertos contratos, legítimamente adjudicados por el estado de Chile, para congelar la capacidad de entregar energía y pasarla a otro grupo de empresas”, indicó Charme en diálogo con Energía Estratégica. . 

Por otro lado, recientemente se anunciaron doce proyectos de modificación reglamentaria, pero para la industria eléctrica la atención se centra en tres prioritarios: DS N°125/2017 (reglamentos de coordinación y operación del sistema eléctrico), reglamentación de la Ley de Transición Energética y aquel orientado al DS N°88/2019 (medios de generación de pequeña escala).

Para Charme, el primero debe reformularse con intervenciones quirúrgicas dado el escaso tiempo que resta de mandato, a fin que la regulación de los sistemas BESS esté bien abordada, cómo se operarán y cuáles serán las señales de precio. Por ello, considera prioritario concentrarse en una redacción reglamentaria robusta y específica, en lugar de avanzar en múltiples áreas sin la profundidad necesaria. 

“Para los reglamentos derivados de la ley de transición energética, es importante que queden claras las reglas para la modificación del artículo N°102, que permite a las empresas de generación proponer  mejoras y ampliaciones de los sistemas de transmisión a su costo y cargo. Está muy bien hasta que el VAT del sistema sea socialmente positivo y en ese momento esas infraestructuras pasen a ser parte de la planificación y se paguen por las reglas dadas de planificación”, apuntó el director ejecutivo.

Mientras que a nivel de generación distribuida, planteó que los sistemas medianos deben mejorar su integración operacional, pasando del autodespacho a un régimen de despacho centralizado, lo que implicaría inversiones en sistemas de comunicación y monitoreo, y una adecuación a estándares de eficiencia y seguridad bajo “principio de igualdad” ante la ley para todos los generadores.

Además, el especialista cuestionó la continuidad del precio estabilizado como incentivo. “Cuando los PMGD eran un porcentaje menor y no tenían capacidad de contratación, se entendía el incentivo, pero hoy en día sí tienen capacidad de contratación. Lo más sano es una vía para regularizar su situación y entren a los sistemas de contrato, ya sea para clientes regulados, clientes libres o venta de energía en el mercado spot”. 

Anteproyecto de ley para la descarbonización acelerada

El quinto eje crítico identificado por Generadoras de Chile es el anteproyecto de ley de descarbonización acelerada, anunciado recientemente por el presidente Gabriel Boric, que busca adelantar el retiro de generación a carbón al año 2035, o incluso antes. 

“Uno se pregunta por qué en Chile seguiremos insistiendo en el concepto de acelerar la descarbonización, cuando el país tiene más del 70% de sus fuentes de energías renovables, además que un tercio de las centrales a carbón ya han sido retiradas y que para el 2026 se espera que la proporción ascienda a dos tercios”, sostuvo.  

Desde la perspectiva del gremio, la transición energética ha cumplido ampliamente sus objetivos de penetración renovable y diversificación tecnológica, pero ha dejado rezagadas las condiciones de seguridad operativa del sistema eléctrico.

“Lo que necesitamos es analizar qué tecnología nos permite sacar máquinas rotativas para darle seguridad de condiciones de inercia y control de frecuencia al sistema”, enfatizó Charme, a la par que criticó la falta de señales claras sobre las tecnologías que cumplirán esa función de respaldo y sobre los esquemas de mercado que permitirán su inserción. 

“El anteproyecto de ley tiene mucho voluntarismo y poco análisis concreto de la realidad actual de Chile. Sumado a que el Gobierno quiere presentarlo en julio ante el Congreso para aprobar en octubre y el sistema chileno no debe correr el riesgo de aprobar un PdL en tres meses, hecho que nunca ocurrió”, añadió.

En consecuencia, el sector eléctrico chileno se enfrenta así a una agenda normativa ambiciosa pero riesgosa, donde el equilibrio entre la aceleración del cambio y la solidez técnica y jurídica del marco regulatorio será decisivo para garantizar la sostenibilidad de las renovables en el mediano y largo plazo.

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ANEEL de Brasil confirmó que el reglamento de baterías se publicará durante el segundo semestre del 2025

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) reveló que la regulación de sistemas de almacenamiento y plantas reversibles se publicará durante el transcurso del presente año, a fin de lograr un mayor desarrollo y crecimiento del sector eléctrico del país.

Así lo confirmó Daniel Cardoso Danna, director de ANEEL, durante la audiencia pública de la Cámara de Diputados sobre la inserción de sistemas de almacenamiento de energía en la red. 

“El reglamento abordará el acceso y uso de la red en forma de contratos y montos, cómo se insertan los sistemas de almacenamiento en la matriz, el pronóstico normativo, remuneración, posibilidad de ingresos. Es decir, las directrices reglamentarias para situaciones futuras, como las subastas de capacidad y las subastas de sistemas aislados”, aclaró. 

“El estándar de la directriz de subastas es muy importante, o al menos para brindar seguridad en relación con estos próximos pasos”, agregó. 

Y cabe recordar que el pasado 30 de enero finalizó la segunda etapa de la consulta pública N°39/2023, por lo que ANEEL aún analiza todos los aportes del sector para componer la nota técnica correspondiente, que en esta oportunidad se centrará en los modelos de negocio de las tecnologías mencionadas y las aplicaciones para mitigar los vertimientos renovables.

Además, habrá una segunda ronda de debate tras la aprobación de los resultados enfocada en el tratamiento regulatorio de los sistemas BESS y centrales reversibles como activos de la red de transmisión y distribución y cómo esos proyectos pueden mitigar restricciones del sistema eléctrico nacional.

Mientras que la tercera ronda prevista estará dedicada a los proyectos como servicios auxiliares, y se prevé que todas las fases concluyan hacia el año 2028. 

De todos modos, es preciso rememorar que, recientemente, diversas asociaciones de Brasil alertaron por la demora de la subasta de almacenamiento mediante una carta enviada al Ministerio de Minas y Energía.

El documento enfatiza que la subasta no depende de la publicación del reglamento de baterías, que actualmente está siendo analizado por la ANEEL, sino que consideran que las baterías ya están listas para suministrar nueva energía al sistema con un menor costo total para el consumidor y evitar vertimientos renovables.

Esto no significa que no se requiera una normativa para regular los sistemas BESS en sus diversas aplicaciones, sino que se remarca la relevancia de realizar la “LRCAP Almacenamiento” en un plazo acorde a los compromisos de desarrollo sostenible del país. 

Incluso, se vislumbra que la subasta de baterías tenga como objetivo el inicio de suministro el 1 de julio de 2029, con contratos PPA por un plazo de 10 años mediante sistemas BESS de, al menos, 30 MW de potencia y con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas.

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La Asociación Argentina de Energía Eólica evoluciona y nace la Alianza Argentina para la Transición Energética

Tras 29 años de trayectoria dedicada a impulsar la energía eólica en el país, la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) anuncia su transformación en una nueva entidad con alcance ampliado y visión integradora: la Alianza Argentina para la Transición Energética (ALTEA).

Este paso adelante representa una evolución natural del trabajo iniciado por el Prof. Dr. Erico Spinadel, fundador y referente indiscutido del desarrollo eólico en Argentina, cuya visión ética, innovadora y colaborativa continúa iluminando nuestro rumbo.

La decisión responde a la convicción de que la transición energética es hoy un desafío transversal, que requiere actuar de manera articulada sobre tres pilares fundamentales: energía, gas y transporte. Esta transformación institucional permite ampliar la misión, profundizar el impacto y fortalecer el rol de Argentina como protagonista en la construcción de un modelo energético sostenible, justo y competitivo.

Una nueva identidad para un desafío mayor

La Alianza Argentina para la Transición Energética nace con el propósito central de impulsar la transición energética integral de la Argentina, promoviendo el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados, y fomentando activamente la desfosilización del carbono mediante la valorización del CO2 biogénico, con el objetivo de avanzar hacia una economía neutra en emisiones.

Basado en un enfoque sustentado en tres pilares, la misión de ALTEA se estructura sobre tres ejes estratégicos que constituyen la base de la transición energética moderna:

  • Energía: Impulsar la electrificación renovable y la descarbonización de la matriz eléctrica a través de fuentes limpias como la solar, la eólica y el almacenamiento inteligente.
  • Gas: Promover la transformación del gas natural mediante el desarrollo de gases renovables, la captura y reutilización de CO₂ biogénico, y su integración con vectores como el hidrógeno.
  • Transporte: Acelerar la reconversión de la movilidad, apostando a la electromovilidad, los biocombustibles avanzados y los combustibles sintéticos, como el metanol verde, producido a partir de hidrógeno verde y CO₂ biogénico proveniente de fuentes sostenibles (residuos agrícolas, plantas de celulosa, bioetanol, entre otros).

Con una visión de futuro para Argentina y la región, ALTEA se proyecta como una organización de referencia regional, con la visión de posicionar a Argentina como un polo estratégico de producción, innovación y exportación de:

  • Hidrógeno verde,
  • Combustibles sintéticos desfosilizados,
  • Tecnologías limpias que integren carbono biogénico capturado de procesos industriales sostenibles.

ALTEA busca contribuir a la descarbonización global, al desarrollo económico sustentable, a la inclusión social y a la seguridad energética nacional, con una mirada integral de economía circular y carbono neutral.

Valores que inspiran

Esta nueva etapa se funda en principios sólidos que reflejan la identidad institucional y los valores que inspiran a ALTEA:

  • Sostenibilidad: Fomentamos soluciones que sustituyan el carbono fósil por carbono renovable, priorizando el aprovechamiento del CO₂ biogénico.
  • Innovación: Impulsamos el desarrollo de tecnologías como la electrólisis, la captura y valorización de CO2, y nuevas formas de almacenamiento y distribución.
  • Colaboración: Articulamos esfuerzos entre el sector público, privado, la academia y actores internacionales.
  • Transparencia: Actuamos con ética, claridad y responsabilidad institucional.
  • Inclusión y desarrollo social: Apostamos al empleo verde, la formación técnica y el acceso equitativo a energía limpia.
  • Liderazgo: Ejercicio de un rol activo y transformador en el escenario energético argentino.
  • Responsabilidad: Gestión los recursos naturales con eficiencia y visión de largo plazo, promoviendo un sistema energético desfosilizado y justo.

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Ecogas presentó el primer reporte de sustentabilidad de sus distribuidoras de gas

Ecogas anunció la publicación del primer Reporte de Sustentabilidad de las dos Distribuidoras de Gas que la marca engloba: Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana. “Se trata de un hito que marca un paso clave en su compromiso de seguir gestionando con responsabilidad y transparencia”, destacaron desde la firma.  

Este primer reporte rinde cuenta de la gestión durante 2024 de los aspectos económicos, sociales y ambientales. Compromiso, integridad, responsabilidad social, excelencia y agilidad, valores institucionales definidos mediante un proceso participativo, son los pilares que fortalecen el accionar de Ecogas, lo que se refleja en la calidad de la gestión, remarcaron desde la compañía.

“Hoy, con la mirada puesta en lo que viene, Ecogas asume nuevos desafíos en la gestión de la sustentabilidad. Este primer Reporte es solo el comienzo y refleja el compromiso de seguir creando valor sostenible, clave para el desarrollo de la región y su gente. Lo hará, como siempre, trabajando en equipo”, expresaron.

Resultados

Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana son las licenciatarias del servicio de distribución de gas natural por redes en las provincias de Córdoba, Catamarca y La Rioja y San Juan, San Luis y Mendoza. Entre los principales resultados de los reportes de sustentabilidad se destacan el ingreso de Distribuidora de Gas del Centro al Régimen de Oferta Pública, con la cotización de sus acciones en Bolsas y Mercados Argentinos,  donde Distribuidora de Gas Cuyana se encuentra  cotizando desde hace más  de 25 años; y la conformación de nueva macroestructura  organizativa, con la  designación de la  primera CEO mujer.

También, más de 1.200 nuevos kilómetros de redes y gasoductos; 12.292 kilogramos de residuos reciclados; la nueva aplicación móvil para asistir a las cuadrillas en tareas de prevención y corrección; los 1.463.427 de clientes totales y los 21.243 nuevos clientes que se sumaron en 2024.

“A lo largo de este tiempo, la compañía ha adquirido un profundo conocimiento del sector, optimizando recursos y mejorando de forma constante la calidad de su prestación. Con compromiso y responsabilidad, logró gestionar con éxito diversos desafíos, siempre cuidando a la comunidad y a los recursos en cada lugar donde opera. Llevar energía limpia a más personas es contribuir a su calidad de vida, promoviendo el desarrollo económico y social”, concluyeron desde Ecogas.

, Redaccion EconoJournal

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Una start-up del Grupo Techint aseguró US$ 27 millones para construir una planta piloto de hidrógeno turquesa en México

Tulúm Energy, una start-up del Grupo Techint que busca desarrollar tecnologías para la producción de hidrógeno turquesa, cerró con éxito una ronda inicial de financiamiento de riesgo por US$ 27 millones. Los fondos obtenidos en esta ronda se destinarán a la construcción de la planta piloto de Tulum Energy en Pesquería, México, dentro del complejo industrial de Ternium, productor líder de acero en América Latina.

La operación de financiamiento fue liderada por CDP Venture Capital, a través de su Fondo de Transición Verde, y TDK Ventures, con la participación de un consorcio internacional de inversores, incluidos TechEnergy Ventures, MITO Technology, a través de su fondo MITO Tech Ventures, y Doral Energy-Tech Ventures.

TechEnergy Ventures es el fondo de incentivo a las nuevas tecnologías de la petrolera Tecpetrol. Este fondo es accionista de Tulum Energy y construyó la compañía a partir de un concepto desarrollado por Tenova, referente global en el suministro de hornos de arco eléctrico y soluciones de hierro de reducción directa (DRI en inglés) preparados para hidrógeno.

El jefe de Inversores de TechEnergy Ventures, Alejandro Solé, ya había adelantado la intención de desarrollar una planta de hidrógeno turquesa en México en una entrevista concedida a EconoJournal en el CERAWeek 2025.

Solé afirmó que la start-up Tulúm podría replicar una planta en la Argentina, a fin de “poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrógeno”.

Hidrógeno turquesa

Tulum Energy está a la vanguardia del desarrollo de una tecnología revolucionaria de pirólisis del metano, un proceso químico que consiste en producir hidrógeno turquesa (limpio) y carbono sólido utilizando gas natural o biogás como materia prima, sin emisiones de CO2.

La pirólisis del metano supera las limitaciones económicas y de infraestructura del hidrógeno verde y azul en la producción industrial de hidrógeno descarbonizado. “Nuestra tecnología se destaca por la combinación sin precedentes de un alto nivel de escalabilidad con una eficiencia energética excepcional”, señaló Massimiliano Pieri, CEO de Tulum Energy.

“Nos permite ofrecer a los grandes consumidores industriales, tales como refinerías, productores de amoníaco y plantas químicas, un hidrógeno realmente competitivo, incluso sin depender de créditos fiscales ni incentivos”, añadió.

Con respecto a la elección del complejo industrial de Ternium en México para radicar la planta piloto, Pieri subrayó la importancia de esta elección. “Tienen un interés directo en emplear tanto nuestro hidrógeno en la producción de hierro de reducción directa (DRI), como potencialmente nuestro carbono sólido en otras aplicaciones industriales críticas. Lo más importante es que ellos poseen la infraestructura robusta necesaria para escalar nuestra tecnología sin contratiempos”, analizó.

La compañía también lanzará la filial italiana de Tulum Energy, con sede en Milán, que aprovechará la cadena de suministro y el talento de la manufactura italiana, y actuará como centro neurálgico para las actividades de investigación, desarrollo e ingeniería, tanto de la planta piloto como de las futuras instalaciones comerciales que Tulum Energy desarrollará.

, Nicolás Deza

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Modifican la Ley de Inversiones Mineras y del Banco Nacional de Información Geológica

En el marco de las facultades delegadas a través de la Ley de Bases, el Gobierno Nacional modificó mediante el Decreto 449/25 las leyes 24.196/1993 (de Inversión Minera), y 24.466/1995 (Banco Nacional de Información Geológica), con el fin de “adecuar funciones de la Secretaría de Minería que imponían cargas burocráticas que carecían de racionalidad o de una adecuada proporcionalidad con los fines que las normas ahora modificadas procuraban alcanzar”, comunicó Minería.

Una de las modificaciones más importantes es que se agilizó el trámite de verificación de las inversiones realizadas y proyectadas por una empresa.

Los formularios que estaban vigentes contenían más de 1.000 campos de datos para completar, en los cuales 80 % de la información requerida no tenía respaldo legal, se indicó.

“A partir de ahora, el beneficiario deberá presentar un informe sobre las inversiones pasadas elaborado por un profesional independiente, optimizando así las tareas de control de la autoridad de aplicación y eliminando carga administrativa”, se definió.

Por otro lado, con la modificación del texto del artículo 10, se acotarán significativamente los tiempos que le lleva a la Secretaría de Minería otorgar un certificado de estabilidad fiscal a la empresa que lo solicite. Hasta hoy, este trámite llevaba un tiempo promedio de un año.

El certificado se emitía con las contribuciones tributarias y tasas aplicables a cada proyecto en las distintas esferas gubernamentales, de orden nacional, provincial y municipal, que cada una de ellas debía remitir a la Secretaría de Minería, lo que dilataba el proceso. Ahora resulta suficiente que el certificado indique expresamente la fecha en que se consagra la estabilidad fiscal.

Con el fin de reducir la intervención estatal y maximizar la eficiencia en la gestión pública, se corrigió la superposición de tareas entre la Secretaría de Minería y el Servicio Geológico Minero Argentino (SEGEMAR) en lo que respecta al procesamiento de datos geológicos, poniendo bajo la órbita del SEGEMAR el Banco Nacional de Información Geológica creado por la Ley 24.466.

Dicho organismo tiene las herramientas para cumplir con esta tarea, que también realizaba habitualmente, se indicó.

A partir de ahora, los inscriptos en el Régimen de Inversiones Mineras deberán aportar a la autoridad de aplicación la información geológica de superficie de las áreas exploradas y esta se incorporará al Banco de Datos del SEGEMAR, cuyo objetivo es el de registrar para consulta pública toda información geológica del territorio nacional.

La Ley 24.196, de Inversiones Mineras, busca promover el desarrollo de la actividad minera en Argentina, estableciendo un régimen de fomento que ofrece incentivos a las inversiones en este sector mediante la estabilidad fiscal, algunos beneficios impositivos y facilidades en la importación de bienes y servicios.

Aspectos destacados de la Ley:
La ley crea un marco legal específico para la actividad minera, regulando las inversiones y estableciendo beneficios para quienes desarrollen proyectos.
Uno de los principales incentivos es la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, lo que significa que las empresas mineras no verán incrementada su carga tributaria original durante ese tiempo.
La ley prevé beneficios como la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones.

Se establecen beneficios para la importación de bienes de capital, equipos e insumos necesarios para la actividad minera, con exenciones de derechos de importación y otros gravámenes.

Para acceder a los beneficios, las empresas deben inscribirse en el Registro de Inversiones Mineras, a cargo de la Secretaría de Minería de la Nación.

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La Big Beautiful Bill: Estados Unidos redefine su estrategia energética

Con la firma de la Big Beautiful Bill, el gobierno de Donald Trump dejó en claro hacia dónde quiere orientar el futuro energético de Estados Unidos. La ley, firmada el 4 de julio, desarma gran parte de los mecanismos fiscales que favorecieron la transición energética impulsada por el gobierno del ex presidente Biden, y propone un marco nuevo centrado en capacidad instalada nacional y reducción de la dependencia de China.

El paquete es extenso y toca múltiples sectores, pero el impacto más inmediato y estructural se da en el energético. Se eliminan o restringen incentivos clave para renovables, se apuesta fuerte por nuclear e hidrocarburos.

Incentivos bajo revisión

La ley modifica los principales beneficios fiscales que habían sido establecidos en la Inflation Reduction Act de 2022. En términos prácticos, eso significa que proyectos de energía solar, eólica o almacenamiento eléctrico solo podrán acceder a los descuentos impositivos federales si comienzan su construcción antes de julio de 2026 y entran en operación antes de fines de 2027. Estos beneficios estaban diseñados para estimular la producción de electricidad con baja emision de c02 y, en muchos casos, podían representar entre un 30 % y un 50 % de ahorro sobre el costo total del proyecto.

Después de ese plazo, cualquier desarrollo que utilice componentes fabricados por entidades consideradas “de preocupación extranjera” (una categoría que incluye a muchas compañías chinas) queda automáticamente excluido. Esto afecta directamente a las cadenas de suministro de tecnologías como los paneles solares, baterías,turbinas eólicas,  etc. donde la participación china es dominante.

Por otro lado, la ley introduce restricciones al mecanismo de transferencia de beneficios fiscales, que permitía a las empresas vender esos créditos a terceros —por ejemplo, a fondos de inversión— para financiar parte del proyecto sin necesidad de contar con una gran carga tributaria propia. Este mecanismo había sido clave para movilizar capital privado en proyectos limpios a gran escala. A partir de 2027, esa posibilidad se limita en sectores como la manufactura de componentes para energías renovables, lo que debilita el atractivo de instalar fábricas de baterías, paneles u otros productos asociados a “energías limpias”.

Qué se promueve

Mientras se recortan los incentivos para renovables, la ley extiende beneficios para proyectos nucleares e hidrocarburiferos a 2033. También se reformula el programa de reinversión en infraestructura energética para priorizar proyectos que puedan aportar oferta firme y previsible. Esto apunta a gas, principalmente, aunque el crecimiento en esa área está limitado por los cuellos de botella en la cadena de fabricación, almacenamiento y distribución.

Además, se revocan fondos de programas de electrificación, eficiencia energética, redes de transmisión y financiamiento de innovación, y se elimina el Loan Programs Office (ente encargado de proveer fondos a proyectos y “start-ups” al sector renovables) del Departamento de Energía.

Cambio de enfoque

Para la administración Trump, el objetivo declarado es recuperar el control industrial y evitar depender de proveedores extranjeros en sectores críticos. los cambios introducidos en la OBBBA buscan fortalecer la base manufacturera nacional y garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico en un contexto de alta demanda.

Pero para buena parte de la industria energética, especialmente la que apostó por desarrollos renovables y cadenas locales de suministro, el nuevo marco introduce incertidumbre fiscal, riesgo regulatorio y pérdida de competitividad. Empresas que habían planificado nuevas fábricas en EE.UU. para aprovechar los beneficios de la IRA están revisando inversiones o paralizando proyectos.

La matriz americana y el “there and back again…”

La ley genera un reacomodamiento de incentivos que afecta también al posicionamiento global de EE.UU. Hasta ahora, el país venía atrayendo capital extranjero: europeo, coreano, japonés, interesado en fabricar componentes para baterías, vehículos eléctricos o paneles solares en territorio norteamericano. Con las nuevas reglas, parte de ese flujo se puede desviar hacia otras regiones, como el sudeste asiático o Europa, donde todavía se mantienen incentivos estables.

La pregunta de fondo es si el recorte de créditos fiscales, incluso con un plan de sustitución nacional, logrará fortalecer la seguridad energética o si, por el contrario, podría dejar a EE.UU. más expuesto a las mismas cadenas globales que busca evitar. Ya lo dijo Hillary Clinton en su primer debate con trump en 2016, las renovables son de interes nacional, no por agendas verdes o cubrir demanda, sino para no quedarse atras y perder mercados.

La ley apuesta por una matriz más firme, menos dependiente del clima y más integrada al aparato industrial doméstico. Pero lo hace a costa de reducir herramientas que habían generado dinamismo, empleo y atracción de inversión en sectores estratégicos. En un mundo que compite por posicionarse en la transición energética, la BBB implica un fuerte golpe a la “agenda verde” americana 

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La OPEP+aumentará la producción diaria de petróleo a partir de Agosto

La OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, aumentará en 548.000 barriles diarios (bd) su oferta de petróleo a partir del 1 de agosto, un volumen superior en 137.000 bd al de los tres meses anteriores y al que se esperaba en los mercados.

Ocho de los veintidós países de la entente (Arabia Saudí, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán) decidieron acelerar, por segunda vez, el ritmo con el que están devolviendo al mercado los 2,2 millones de barriles diarios (mbd) que retiraron en 2023 de forma voluntaria y adicional a otras reducciones de todo el grupo.

“Los ocho países participantes implementarán un ajuste de producción de 548.000 barriles diarios en agosto de 2025, a partir del nivel de producción requerido para julio de 2025”, señalaron los ministros del sector de las citadas naciones en la nota.

Al igual que en los tres meses anteriores, el grupo prevé un aumento de la demanda de petróleo a pesar de la incertidumbre económica.

El recorte total que están deshaciendo ‘los Ocho’ es adicional al de 3,66 mbd que la OPEP y sus diez naciones aliadas mantienen vigente hasta el 31 de diciembre de 2026.

Los tres socios de la OPEP Venezuela, Irán y Libia están exonerados de estos compromisos debido a las limitaciones involuntarias que afrontan sus industrias petroleras por diversas causas, desde sanciones hasta conflictos armados.

La decisión de hoy llega en un momento de gran volatilidad de los “petroprecios”, con fuertes oscilaciones que reflejan altibajos vinculados a múltiples conflictos, desde la guerra arancelaria hasta las tensiones bélicas en Medio Oriente y en Ucrania.

Tras el estallido de la llamada ‘Guerra de los 12 días’ entre Israel e Irán a mediados de junio, los ‘petroprecios’ se dispararon más del 12%, hasta rozar los 80 dólares el barril, pero luego, tras un alto el fuego entre las partes, volvieron a la baja.

El crudo Brent, de referencia para Europa, cerró la semana a 68,30 dólares por barril, con un retroceso del 0,73% respecto al cierre del jueves.

Los ministros de ‘los Ocho’ volverán a reunirse el 3 de agosto para revisar la situación y fijar el nivel de su oferta petrolera a partir de septiembre.

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Activan decreto que promueve una reforma estructural del sector eléctrico

A través del Decreto 450/2025, que aprueba las adecuaciones a las leyes 15.336 (Régimen de Energía Eléctrica) y 24.065 (Marco Regulatorio Eléctrico), el Gobierno Nacional definió las bases jurídicas para una reforma estructural del sector eléctrico que tendrá al sector privado como actor clave .

Este decreto, dictado en el marco del artículo 162 de la Ley de Bases “permitirá avanzar en el proceso de lograr un mercado eléctrico competitivo, abierto y transparente”, comunicó la Secretaría de Energía. Para concretar dicha reforma se estableció un período de transición de 24 meses-

Durante 20 años, el Estado había gastado más de 105.000 millones de dólares en sostener un sistema eléctrico ineficiente, manipulado y cerrado, que había desincentivado a la inversión. Esa etapa concluyó y comenzó una nueva basada en la libertad, la competencia y en asegurar el suministro a largo plazo con mayor eficiencia, argumenta la comunicación oficial.

“El gobierno Nacional le devuelve al sector eléctrico su verdadera esencia: una industria basada en la inversión privada, la autosuficiencia económico-financiera, las señales de mercado y la libertad de elección”, puntualizó una declaración oficial que respalda el nuevo decreto.

Las principales transformaciones que impulsa el decreto son:
● Se habilita la apertura total al comercio internacional de energía eléctrica, con reglas claras y previsibles. El Estado solo podrá objetar operaciones por razones técnicas o de seguridad del suministro.
● Se restablece y fortalece la posibilidad de celebrar contratos de compraventa entre privados, revirtiendo lo establecido en 2013, para promover previsibilidad, estabilidad en el abastecimiento e inversiones de largo plazo.
● Se ratifica la libre elección del proveedor por parte de los usuarios finales, garantizando que los consumidores puedan decidir con quién contratar su energía, sin obstáculos regulatorios ni trabas operativas.
● Se introducen mecanismos regulatorios para que el usuario sepa qué paga. Su factura no podrá incluir tributos de orden local ni cargos ajenos a los bienes y servicios efectivamente facturados.
● Se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.

“De manera coordinada con el proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que lleva adelante la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, el decreto fija un período de transición de 24 meses, durante el cual se deberá adecuar toda la normativa complementaria y garantizar una implementación gradual, ordenada y previsible de esta transformación”, se puntualizó.

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El Gobierno reglamentó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad

El Gobierno Nacional oficializó, mediante el Decreto 452/2025, la constitución del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENARGYE), en cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 161 de la Ley de Bases 27.742.

Este nuevo organismo unifica las funciones hasta ahora desempeñadas por el Ente Regulador del Gas (ENARGAS) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), “con el objetivo de mejorar la eficiencia del Estado, modernizar la regulación y optimizar el uso de los recursos públicos”, comunicó la Secretaría de Energía.

Al respecto se argumentó que “la creación del Ente único permitirá eliminar estructuras duplicadas y fortalecer la coordinación regulatoria sobre servicios públicos esenciales como el gas natural y la electricidad”.

“El proceso de transición contempla la continuidad operativa de las estructuras existentes hasta tanto se apruebe la organización definitiva del nuevo Ente, asegurando así la estabilidad institucional y la calidad del servicio”, se indicó.

El ENARGYE funcionará en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y llevará a cabo todas las medidas necesarias para cumplir las misiones y funciones asignadas por las Leyes marco 24.076 y 24.065 al ENARGAS y al ENRE, respectivamente.

El ENARGYE deberá comenzar a funcionar dentro de los 180 días corridos desde la publicación del decreto ya oficializado, para lo cual deberá estar debidamente conformado su Directorio.

Hasta tanto el ENARGYE apruebe su estructura orgánica mantendrán su vigencia las actuales unidades organizativas del ENARGAS) y del ENRE y las responsabilidades, competencias y funciones asignadas en el marco legal y reglamentario vigente, a fin de mantener el adecuado funcionamiento operativo del Ente regulador.

El nuevo Ente gozará de autarquía, independencia funcional y presupuestaria; como asítambién de plena capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público y privado. Su patrimonio estará constituido por los bienes que se le transfieran y los que adquiera en el futuro por cualquier título. Tendrá su sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El ENARGYE deberá aprobar su estructura organizativa, será dirigido y administrado por un Directorio integrado por 5 miembros, uno de los cuales será el Presidente, otro el Vicepresidente y los restantes serán Vocales, designados todos ellos por el Poder Ejecutivo Nacional.

A los efectos de la designación de los miembros del Directorio del Ente, la S.E. conducirá el proceso de selección que garantice que la elección se realice entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la industria del gas y de la electricidad.

Sus mandatos durarán 5 años y podrán ser renovados en forma indefinida. Cesarán en sus mandatos en forma escalonada cada año. Al designar el primer Directorio, el Poder Ejecutivo establecerá la fecha de finalización del mandato de cada uno para permitir el escalonamiento.

Concluido el proceso de selección, la recomendación de la Secretaría de Energía será elevada al Poder Ejecutivo dentro del plazo de 15 días corridos.

Los miembros del Directorio tendrán dedicación exclusiva en su función, alcanzándoles las incompatibilidades fijadas por ley para los funcionarios públicos y solo podrán ser removidos de sus cargos por acto fundado del Poder Ejecutivo Nacional.

Con carácter previo a la designación y/o a la remoción, el Poder Ejecutivo deberá comunicar los fundamentos de la decisión a una comisión del Congreso de la Nación integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las Cámaras determine en función de su incumbencia, garantizando una representación igualitaria de senadores y diputados. Dicha comisión deberá emitir opinión dentro del plazo de 30 días corridos de recibidas las actuaciones.

Emitida dicha opinión o transcurrido el plazo para ello, el Poder Ejecutivo quedará habilitado para el dictado del acto respectivo y, en el caso del acto de designación, se especificará quién asume como Presidente, Vicepresidente, y Primero, Segundo y Tercer Vocal.

En caso de no constituirse la referida comisión en el plazo de 10 días corridos contados desde la comunicación indicada, el Poder Ejecutivo comunicará los fundamentos de las designaciones o remociones a los presidentes de ambas Cámaras. Transcurridos 30 días corridos desde tal comunicación, el Poder Ejecutivo quedará habilitado para el dictado del acto respectivo.

Los miembros del Directorio no podrán ser propietarios ni tener interés alguno, directo o indirecto, en empresas reconocidas como actores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) conforme al artículo 4º de la Ley 24.065, ni en empresas reconocidas como sujetos activos de la industria del gas natural conforme al artículo 9º de la Ley 24.076, ni en empresas controlantes o controladas por las anteriores.

El Presidente del Directorio ejercerá la representación legal del ENARGYE y en caso de impedimento o ausencia transitoria será reemplazado por el Vicepresidente. El Directorio formará quorum con la presencia de 3 de sus miembros, uno de los cuales deberá ser el Presidente o quien lo reemplace, y sus resoluciones se adoptarán por mayoría simple. El Presidente o quien lo reemplace tendrá doble voto en caso de empate.

Serán funciones del Directorio:
a. aplicar y fiscalizar el cumplimiento de las normas legales y reglamentarias que rigen la actividad del Ente;
b. dictar el reglamento interno del cuerpo;
c. asesorar al Poder Ejecutivo Nacional en todas las materias de competencia del Ente;
d. contratar y remover al personal del Ente, fijándole sus funciones y condiciones de empleo;
e. formular el presupuesto anual de gastos y cálculo de recursos, que se elevará a aprobación del Poder Ejecutivo para su inclusión en el proyecto de ley nacional de presupuesto del ejercicio correspondiente;
f. confeccionar anualmente su memoria y balance;
g. aplicar las sanciones previstas en los marcos regulatorios del gas y la electricidad y su normativa complementaria; y
h. en general, realizar todos los demás actos que sean necesarios para el cumplimiento de las funciones del Ente y los objetivos previstos en los referidos marcos regulatorios.

El ENARGYE se regirá en su gestión financiera, patrimonial y contable por las disposiciones de las Leyes 24.076 y 24.065 y los reglamentos que a tal fin se dicten. Quedará sujeto al control externo que establece el régimen de contralor público.

Las relaciones con su personal se regirán por la Ley de Contrato de Trabajo, no siéndoles de aplicación el régimen jurídico del Sistema Nacional de Empleo Público (SINEP).

El nuevo Ente Regulador confeccionará anualmente su presupuesto, estimando razonablemente los gastos e inversiones correspondientes al próximo ejercicio.

Será publicado previo a su elevación por el Poder Ejecutivo, dando oportunidad a los transportistas, distribuidores, almacenadores, comercializadores, usuarios y consumidores a objetarlo fundadamente sin carácter vinculante.

Los recursos del ENARGYE se formarán con los siguientes ingresos:
a. la tasa de inspección y control creada por las Leyes 24.076 y 24.065;
b. los subsidios, herencias, legados, donaciones o transferencias bajo cualquier título que reciba;
c. los demás fondos, bienes o recursos que puedan serle asignados en virtud de las leyes y reglamentaciones aplicables;
d. los intereses y beneficios resultantes de la gestión de sus propios fondos; y
e. los ingresos provenientes de la venta de obleas para Gas Natural Vehicular o de otros derechos de inscripción que determine el ENARGYE.

El personal que a la fecha de inicio de funciones del referido ENARGYE se encontrare prestando servicios en el ENARGAS y en el ENRE mantendrá su situación de revista y condiciones de empleo, hasta su reubicación en la estructura orgánica del nuevo Ente.

El Decreto instruye a la S.E. para que, en un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de dicha norma, inicie el proceso de selección de los miembros del primer Directorio del ENARGYE.

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Vaca Muerta Sur: Zarpó el primer buque con crudo de Vaca Muerta desde Puerto Rosales

El buque tanque Seaways Eagle realizó la operación en la flamante terminal marítima y zarpó con rumbo a Estados Unidos. Puerto Rosales puso oficialmente en marcha su nuevo muelle offshore de Oiltanking Ebytem con la partida del buque Seaways Eagle, el que zarpó rumbo a Estados Unidos cargado con 70.000 toneladas de crudo provenientes de Vaca Muerta. Se trata del primer embarque realizado desde esta flamante terminal marítima, inaugurada a principios de junio tras una inversión de 600 millones de dólares. Según consignó ArgenPorts, la carga se realizó a un ritmo operativo de 3.500 metros cúbicos por hora. Con esta […]

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Inversiones: Pampa Energía solicitó la adhesión al RIGI para desarrollar un área de petróleo en Vaca Muerta

Con su entrada en operación de esta nueva obra la compañía exportará crudo por el equivalente a 1.200 millones de dólares a partir de 2027. Incluye la construcción de oleoductos y gasoductos que permitirán vincular la producción con los sistemas troncales existentes. Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en el país, presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con un nuevo proyecto de infraestructura clave para el desarrollo de Rincón de Aranda, su yacimiento de shale oil ubicado en Neuquén. El proyecto, que requerirá una inversión […]

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Minería: Privatizaciones, minería y ferrocarriles; una minera tras el Belgrano Cargas

El Gobierno impulsa la privatización del Belgrano Cargas y despierta el interés de Río Tinto, con el litio argentino en el centro de la disputa geopolítica. El Gobierno nacional avanza en la privatización de empresas públicas como parte de su estrategia para dotar de dólares a la economía. Entre esos activos estratégicos del Estado, que se dispone a traspasar a manos privadas, se encuentra el ferrocarril Belgrano Cargas, pieza clave para el transporte de productos agroindustriales y mineros a lo largo de 17 provincias argentinas. Bajo el paraguas del DNU 70/2023 y la Ley Bases, el Ejecutivo impulsa el proceso […]

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Empresas: Mega, una empresa participada por YPF, emitió una ON por US$ 60 millones en el mercado local

Tras al fallo adverso en la causa por la nacionalización de YPF en los tribunales de los Estados Unidos, Compañía Mega, una de las sociedades participadas de la empresa estatal, emitió con éxito ON por US$60 millones. Se trata de la primera salida al mercado de una empresa del sector energético y se destaca el haber obtenido una tasa competitiva del 7,5%. En medio del impacto generado en el mercado por el fallo de la juez de Nueva York Loretta Preska a favor del fondo Burford Capital, que intima al estado argentino a a transferir el 51% de las acciones […]

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Minería: Santa Cruz sigue en el podio de las exportaciones mineras de la mano del oro y la plata

En los primeros cinco meses del año, las exportaciones metalíferas concentraron el 82% de las divisas generadas por la minería. Y aunque el litio comienza a ocupar espacio, el oro y la plata encabezan las ventas. De enero a mayo, se generaron USD 1.816 millones contra USD 328 millones de litio. San Juan y Santa Cruz encabezaron el ranking. La minería argentina continúa consolidándose como un motor estratégico para la economía del país, con un protagonismo destacado del oro y la plata en sus exportaciones. Según el último informe de la Secretaría de Minería de la Nación, ambos metales preciosos […]

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Economía: El plan de Neuquén para exportar más gas a Chile y consolidar su rol en la región

La provincia afianza sus vínculos con Chile mientras proyecta duplicar su producción de petróleo hacia 2030. El Gasoducto del Pacífico, hoy subutilizado, podría convertirse en una vía clave de integración energética entre ambos países. Desde Vaca Muerta, Neuquén afianza sus vínculos con los países vecinos y pone el foco en una oportunidad estratégica: exportar más gas hacia Chile a través del Gasoducto del Pacífico, aprovechando infraestructuras que hoy están subutilizadas y condiciones de mercado que podrían alinearse. En diálogo con Modo Shale, el subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos de Neuquén, Fabricio Gullino, repasó los ejes de esta visión de […]

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Actualidad: Neuquén proyecta convertirse en un punto neurálgico de inteligencia artificial

El gobernador Rolando Figueroa anunció que la provincia de Neuquén aspira a convertirse en un “punto neurálgico” para el desarrollo de la inteligencia artificial. El mandatario formuló estas declaraciones durante un encuentro con empresas vinculadas a las Smart Cities, donde resaltó que uno de los objetivos de su gestión es promover un modelo de desarrollo que trascienda los hidrocarburos, basado en tecnología, planificación urbana y educación. El evento se llevó a cabo en la Embajada Argentina en Estados Unidos, con la participación de compañías líderes como Cisco, Intel, Verizon, Vizonomy, Smart City Media, Smart Talent AI y el Atlantic Council. […]

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Gas: ¿qué fue lo que pasó en Mar del Plata y cómo se llevó adelante la reconexión del servicio?

Fue la localidad más afectada por los cortes en el suministro residencial en medio de la ola polar. Por la baja en la presión del servicio, los reguladores conectados a los medidores hogareños interrumpieron de modo automático el abastecimiento por seguridad y los técnicos tuvieron que ir restableciéndolo manualmente a lo largo del día. Camuzzi Gas Pampeana informó este jueves por la noche que ya habían logrado reconectar a 2700 vecinos. ¿Fue correcta la decisión de suspender clases y cerrar comercios? Mar del Plata fue la localidad más afectada por los cortes en el suministro de gas natural residencial registrados […]

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Petróleo: Revierte pérdidas ignorando el aumento de producción estipulado por la OPEP+

Este sábado la organización decidió subir a 548.000 barriles por día en agosto y se esperaba que afecte en los mercados. El petróleo ignoraba este lunes el impacto de un aumento de la producción de la OPEP+ mayor a lo esperado para agosto, así como la preocupación por el posible impacto de los aranceles estadounidenses, y los precios revertían pérdidas iniciales gracias a un mercado físico ajustado. La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados, el grupo conocido como OPEP+, acordaron el sábado aumentar la producción en 548.000 barriles por día en agosto, más que los aumentos de […]

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Capacitación: Llega una nueva edición de la Diplomatura en Negocios Petroquímicos del IPA® y la Universidad Austral

La diplomatura comienza el 5 de agosto, con modalidad online sincrónica y cuatro instancias presenciales. La industria petroquímica atraviesa un momento de transformación profunda en el que el talento profesional se consolida como un eje estratégico para impulsar la competitividad, la innovación y la sustentabilidad. En este contexto desafiante y dinámico, la 6ta edición de la “Diplomatura en Negocios Petroquímicos” organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), junto a la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, se posiciona como una herramienta clave para quienes buscan profesionalizar su visión del sector, acceder a herramientas de gestión y comprender en profundidad […]

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Falta de gas: la terminación de obras pendientes no hubieran podido evitar la crisis de abastecimiento

La combinación de una ola polar y una disminución imprevista de la inyección de gas natural en Neuquén produjo la semana pasada una crisis de abastecimiento de la demanda de gas natural en todo el país. La manifestación numérica de esa crisis es la evolución del “linepack” de las transportistas (el gas natural almacenado en los gasoductos que permite la operación del sistema). El martes 1 de julio el linepack había alcanzado un déficit de 26.1 MMm3 respecto del viernes 27 de junio poniendo en serio riesgo el funcionamiento total del sistema gasífero (ver figura 1).

Figura 1. Variación del “linepack” del sistema gasífero en la primer semana de junio de 2025. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

En este trabajo se analizan con datos públicos del ENARGAS los siguientes aspectos:

  • las causas de la crisis,
  • las restricciones a la demanda que permitieron normalizar el estado del sistema,
  • qué hubiera pasado si solo hubiera ocurrido la ola de frío sin disminución de inyección,
  • qué hubiera pasado si las restricciones al sistema se hubieran adelantado un día respecto de las que realmente ocurrieron,
  • si la existencia de infraestructura adicional hubiera evitado la crisis y, finalmente,
  • conclusiones hacia el futuro.

Demanda e inyecciones

En la figura 2 se muestra el crecimiento de la demanda prioritaria respecto de los 82.7 MMm3/d del viernes 27 de junio hasta alcanzar un máximo histórico de 98.4 MMm3/d el lunes 30 de junio (el máximo anterior había ocurrido el 10 de julio de 2024 con 91.9 MMm3/d). El crecimiento máximo de la demanda (en solo dos días) de 15.7 MMm3/d fue muy significativo pero había sido pronosticado con razonable precisión por los operadores del sistema a partir de los pronósticos meteorológicos disponibles.

Figura 2. Crecimiento de la demanda prioritaria respecto del viernes 27 de junio 2025 hasta el Viernes 3 de julio de 2025. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Lo que no estaba previsto, y fue declarado como fuerza mayor por los productores involucrados, fue la caída repentina de producción en Neuquén debido a desperfectos técnicos. La evolución de la inyección a gasoductos en Neuquén pasó de unos 107 MMm3/d el viernes 27 de junio a 99 MMm3/d el lunes 30 de junio (ver figura 3). Es decir una disminución de 8.5 MMm3/d el lunes y de 6.5 MMm3/d el martes, hasta alcanzar la normalización del sistema.

Figura 3. Evolución de la inyección a gasoductos en Neuquén entre el viernes 27 de junio y el lunes 30 de junio. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Por lo tanto, el lunes 30 de junio se combinaron un aumento de la demanda prioritaria de 15.7 MMm3/d y una disminución de la inyección de 8.5 MMm3/d, un total de 24.2 MMm3/d respecto del viernes de la semana anterior.

En un sistema como el argentino, el único de los grandes sistemas de gas natural del mundo con fuerte estacionalidad que no tiene almacenamiento, el control de la demanda mediante el corte de los servicios interrumpibles y el pase de las centrales a gas oil y fuel oil es la única manera de controlar los fuertes cambios invernales de la demanda.

La demanda no prioritaria disminuyó 10.5 MMm3/d el lunes 30 de junio respecto del viernes 27 de junio (ver figura 4), pero esa baja fue claramente insuficiente respecto del faltante de 24 MMm3/d. Recién el 2 de julio se alcanzó una disminución de 22.5 MMm3/d que, junto con la recuperación de la inyección, permitió la recuperación del “linepack” del sistema.

Figura 4. Disminución de la demanda no prioritaria respecto de la demanda del viernes 27 de junio. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

La demanda total alcanzó los 166.6 MMm3/d el lunes 30 de junio (el viernes 27 de junio era de 161.4 MMm3/d). Un incremento de demanda neto de 5.2 MMm3/d que no hubiera sido un problema significativo si no hubiera coincidido con una disminución de inyección de 8.5 MMm3/d en ese mismo día lunes. En la figura 5 se muestra la variación de la demanda total (incremento de la demanda prioritaria menos la disminución de la demanda no prioritaria).

Figura 5. Variación de la demanda total respecto de la demanda del viernes 27 de junio. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Disminución de la demanda no prioritaria

El viernes 27 de junio las demandas no prioritarias eran respectivamente: 5.9 MMm3/d de GNC, 33.8 MMm3/d de Industrial, 21.8 MMm3/d para generación y 7.5 MMm3/d de exportaciones. Es importante notar que el sistema eléctrico ya había pasado la mayor parte de la generación de gas natural a combustibles líquidos por la elevación de la demanda prioritaria que ese viernes 27 de junio ya era de 82.7 MMm3/d. Por ejemplo, el 17 de junio de 2025 con una demanda prioritaria de 73.6 MMm3/d, la demanda de gas natural para generación había alcanzado los 39.6 MMm3/d y la demanda total ya era similar a la existente en la primera semana de julio de 2025. Es decir, que ya quedaba poco espacio para pasar la generación térmica a combustibles líquidos dependiendo de los niveles de la demanda eléctrica. El viernes 3 de julio el gas natural consumido por la generación había disminuido 3.9 MMm3/d alcanzando un mínimo de 17.9 MMm3/d.

Como se ve en Figura 6, el lunes 30 la disminución fue poco significativa afectando mayoritariamente a la exportaciones que disminuyeron unos 3.8 MMm3/d. Recién en los días siguientes el sistema empezó a reaccionar más fuertemente con disminuciones de las exportaciones de 6.9 MMm3/d a partir del día martes 1 de julio y con cortes crecientes a la demanda industrial de 6.6 MMm3/d el martes, 11 MMm3/d el miércoles y 13.9 MMm3/d el jueves. Si se tiene en cuenta que el sistema entró en emergencia el día lunes con la declaración de fuerza mayor de los productores, los cortes a usuarios firmes, tanto de exportación como industriales se podrían haber adelantado lo que habría aliviado sustancialmente la crisis del sistema. Debido a los niveles relativamente bajos de la demanda de GNC, las restricciones al GNC no fueron en ningún caso significativas.

Figura 6. Variación de los distintos sectores de la demanda no prioritaria respecto de la demanda del viernes 27 de junio 2025. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Qué hubiera pasado sin la caída de inyección

En la figura 7 se muestra la variación de “linepack” del sistema si la demanda prioritaria y no prioritaria hubiera sido la que realmente ocurrió, pero si la inyección en Neuquén se hubiera mantenido en 109 MMm3/d, es decir sin inconvenientes técnicos.

Como se puede ver, la disminución de “linepack” del sistema hubiera alcanzado los 11.8 MMm3/d, mucho menos que los 26.1 MMm3/d del caso real. Este valor del “linepack”, se encuentra dentro de los límites que el sistema puede manejar durante un tiempo prudencial. Es decir que no se hubieran evitado las restricciones a la demanda no prioritaria pero no se habría visto amenazada la demanda prioritaria y posiblemente se podría haber mantenido el servicio GNC.

Figura 7. Variación de “linepack” del sistema si la demanda proritaria y no prioritaria hubiera sido la que realmente ocurrió, pero si la inyección en Neuquén se hubiera mantenido en 109 MMm3/d. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Qué hubiera pasado si las restricciones se adelantaban un día

En la figura 8 se muestra la variación de “linepack” del sistema con el aumento de la demanda prioritaria y la caída de inyección en Neuquén efectivamente ocurrida en la primera semana de julio, pero adelantando un día la disminución de la demanda no prioritaria. Como se puede ver, la disminución de “linepack” del sistema hubiera alcanzado los 14.2 MMm3/d, todavía mucho menor que los 26.1 MMm3/d del caso real. Este valor del “linepack”, se encuentra dentro de límites que el sistema puede manejar durante un corto plazo. Es decir que no se hubieran evitado las restricciones a la demanda no prioritaria pero no se habría visto amenazada la demanda prioritaria y posiblemente se podría haber mantenido el servicio GNC.

Figura 8. Variación de “linepack” del sistema con el aumento de la demanda prioritaria y la caída de inyección en Neuquén, pero adelantando un día la disminución de la demanda no prioritaria. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

La comparación de las figuras 1, 7 y 8 muestra que la ocurrencia de la crisis fue producto de la simultaneidad del aumento de la demanda prioritaria (que estaba prevista), la disminución de la inyección en Neuquén (declaración de fuerza mayor) y una disminución no suficientemente rápida de las demandas firmes, fundamentalmente de exportación e industrial, considerando que el sistema se encontraba en emergencia.

¿Faltó infraestructura?

En algunos comentarios posteriores a la crisis se ha sugerido que la falta de obras de infraestructura era corresponsable de la crisis de abastecimiento registrada la semana pasada. En la figura 9 se muestra que, debido a la disminución de inyección en Neuquén, hubo capacidad de transporte no utilizada en el gasoducto GPM. Lo mismo puede decirse del gasoducto San Martín desde las cuencas del sur del país.

Surge de lo anterior que ni la terminación de la reversión del norte, ni la ampliación del GPM u otros gasoductos desde Neuquén (todas inversiones deseables por otras razones) hubieran podido contribuir en absoluto a evitar la crisis de abastecimiento.

La única obra de infraestructura que podría haber mejorado la situación es contar con una ampliación de la planta de regasificación de GNL. Esta última funcionó con su capacidad máxima de 20 MMm3/d demostrando una vez más la función esencial de seguridad de abastecimiento que la planta de regasificación de GNL tiene en el sistema argentino, y la adecuada contratación de los barcos para el período invernal en este caso.

Figura 9. Inyección en el gasoducto GPM durante los días 27 de junio al 3 de julio de 2025. Fuente: elaboración propia en base a datos públicos del ENARGAS.

Conclusiones y recomendaciones

En función de lo anterior se extraen las siguientes conclusiones:

  • La ocurrencia de la crisis fue producto de la simultaneidad del aumento de la demanda prioritaria (que estaba prevista), la disminución de la inyección en Neuquén (declaración de fuerza mayor) y una disminución no suficientemente rápida de las demandas firmes, fundamentalmente de exportación e industrial, considerando que el sistema se encontraba en emergencia.
  • Ni la terminación de la reversión del norte, ni la ampliación del GPM u otro gasoductos desde Neuquén hubieran podido contribuir en absoluto a evitar la crisis de abastecimiento.
  • La única obra de infraestructura que podría haber mejorado la situación es contar con una ampliación de la planta de regasificación de GNL.

Mientras que las demandas pueden ser previstas con suficiente precisión, una disminución de inyección por razones técnicas podría volver a suceder en el futuro. Especialmente en coincidencia con los días más fríos del invierno cuando la operación de los pozos de producción está también bajo tensión. Para minimizar las consecuencias de eventos de estas características sería recomendable lo siguiente:

  • En un sistema de gas natural como el argentino, con fuerte estacionalidad y sin almacenamiento, se requiere un alerta temprana y una eficiente gestión de las restricciones a la demanda (tanto la interrumpible como la firme en casos de emergencia). Es fundamental que el nuevo Ente Regulador que creará el gobierno pueda actuar eficientemente en la coordinación de los sistemas de gas y electricidad y en el “enforcement” de los actores privados para lo cual es esencial su diseño como un ente integrado y no como una yuxtaposición de los actuales.
  • Sería conveniente reconocer la función de seguridad de abastecimiento de la instalación de regasificación de GNL distribuyendo el costo de su existencia entre todos los actores del sistema. Luego el “commodity” sería pagado por quién efectivamente lo utilice..
  • Posiblemente una capacidad de 30 MMm3/d sería más adecuada al sistema argentino que los 20 MMm3/d disponibles actualmente.
  • El aumento de producción de cuencas alternativas (por ejemplo desde el sur) sería también deseable de tal manera de no depender de que una sola cuenca llene los gasoductos disponibles.

(*) Vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA y presidente del CEARE.

, Raúl Bertero (*)

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La OPEP+ sumará más barriles de lo previsto en agosto para terminar de desarmar recortes voluntarios de producción

La Organización de los Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) reafirmó este fin de semana su voluntad de reponer este año más de dos millones de barriles diarios de producción que fueron recortados de forma voluntaria a fines de 2023. Los ocho países responsables de estos recortes repondrán en agosto 548.000 barriles por día de producción, un salto con respecto a los aumentos autorizados en los tres meses anteriores.

El esquema que agrupa a los países de la OPEP con Rusia y otros países productores comenzó en mayo a desarmar los recortes voluntarios de producción equivalentes a 2,17 millones de barriles por día que se encontraban vigentes desde noviembre de 2023. Los países que realizaron estos recortes voluntarios son Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán.

El mercado esperaba que estos países fueran desarmando gradualmente los recortes hasta reponer los 2,17 millones de bpd de producción para septiembre de 2026. A esto se debe sumar que la OPEP+ habilitó a Emiratos Árabes Unidos a incrementar este año su producción en 300.000 bpd, por lo que el total esperado es de 2,47 millones de bpd.

Sin embargo, tras un primer incremento de producción de 138.000 bpd en abril, los productores sorprendieron al mercado al anunciar aumentos mes a mes de 411.000 bpd a partir de mayo. Este último movimiento demostró la voluntad de estos ocho países de acelerar el desarme de los recortes voluntarios para este mismo año, a pesar del impacto inmediato que tendría sobre los precios.

La novedad del fin de semana es que los ocho productores anunciaron un incremento de 548.000 bpd en agosto. También acordaron otra reunión virtual para el tres de agosto, en la que posiblemente definirán otro aumento para septiembre que completará el proceso de desarme de los recortes voluntarios más la nueva producción de EAU. Reuters informó que la cifra en discusión sería de 550.000 bpd.

El otro recorte aún activo

Una vez que la OPEP+ formalmente termine de reponer esa producción, la atención del mercado girará al otro recorte voluntario aún activo de 1,66 millones de barriles por día.

Los ocho países antes mencionados y Gabón anunciaron en abril de 2023 un primer recorte voluntario de producción de 1,66 millones de bpd. La decisión vigente es sostener este recorte hasta finales de 2026.

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Publican el decreto de unificación de los entes reguladores y la Secretaría de Energía deberá seleccionar cinco candidatos para el nuevo directorio

El gobierno publicó este lunes en el Boletín Oficial el decreto 452 que unifica los entes reguladores de los servicios públicos de gas natural y la electricidad en el país. En los hechos, oficializó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que llevará adelante las funciones que vienen desempeñando el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enargas). El nuevo organismo deberá comenzar a funcionar dentro de los próximos 180 días. El directorio que se hará cargo del ente regulador unificado será designado por la Secretaría de Energía, que tendrá que elevar la propuesta de los candidatos al gobierno nacional para que finalmente lo apruebe.

El Enre regula el sector de generación, transporte y las distribuidoras Edesur y Edenor en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Mientras que el Enargas regula los segmentos de transporte y distribución de gas de todo el país. En la actualidad, el interventor del Enre es Osvaldo Rolando y el del Enargas es Carlos Casares. El nuevo organismo, creado por el artículo 161 de la Ley Bases, unificará las funciones de ambos a partir de una nueva estructura. La sede estará en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El nuevo ente estará en la órbita de la Secretaría de Energía y tendrá autarquía, independencia funcional y presupuestaria y “plena capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público y privado”, según indica el artículo 2 del decreto. El personal actual del Enre y Enargas será transferido al nuevo organismo hasta que se determine la nueva estructura, aclara el decreto.

El gobierno también publicó este lunes el decreto 451 para que la Ley 24.076 que establece el marco regulatorio del gas natural en el país, recepte al nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad.

Nuevo directorio

El directorio del ente regulador unificado tendrá cinco miembros: uno será el presidente, otro el vicepresidente y los otros tres serán vocales. Todos los cargos serán designados por el gobierno nacional, según destaca el decreto en el artículo cuatro. La Secretaría de Energía tendrá 30 días para iniciar el proceso de selección de los miembros del directorio, que tendrá que elevar para su aprobación final al Poder Ejecutivo Nacional (PEN), según subraya el artículo cinco.

El artículo seis remarca que “los miembros del directorio serán seleccionados entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la industria del gas y de la electricidad. Sus mandatos durarán cinco años y podrán ser renovados en forma indefinida. Cesarán en sus mandatos en forma escalonada cada año. Al designar el primer directorio, el Poder Ejecutivo Nacional establecerá la fecha de finalización del mandato de cada uno para permitir el escalonamiento”.

Previo a las designaciones, el gobierno nacional deberá comunicar los fundamentos de la elección de los miembros del directorio a una comisión del Congreso conformada por senadores y diputados. Esta comisión bicameral deberá emitir su opinión en un plazo de 30 días.

El artículo siete aclara que “en caso de no constituirse la referida comisión del Congreso de la Nación en el plazo de 10 días corridos contados desde la comunicación indicada, el Poder Ejecutivo Nacional comunicará los fundamentos de las designaciones o remociones a los presidentes de ambas Cámaras. Transcurridos 30 días corridos desde tal comunicación, el PEN quedará habilitado para el dictado del acto respectivo”.

Según el artículo ocho, “los miembros del directorio no podrán ser propietarios ni tener interés alguno, directo o indirecto, en empresas reconocidas como actores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), ni en empresas reconocidas como sujetos activos de la industria del gas natural, ni en empresas controlantes o controladas por las anteriores”. Los miembros del directorio tendrán dedicación exclusiva en sus funciones y solo podrán ser removidos de sus cargos por acto fundado del el gobierno nacional.

Presupuesto y recursos

El nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad “confeccionará anualmente su presupuesto, estimando razonablemente los gastos e inversiones correspondientes al próximo ejercicio. El proyecto de presupuesto será publicado en la página web del Ente, previo a su elevación por el PEN, dando oportunidad a los transportistas, distribuidores, almacenadores, comercializadores, usuarios y consumidores a objetarlo fundadamente sin carácter vinculante”, señala el artículo 13.

Los recursos del organismo saldrán de los ingresos por el cobro de la tasa de fiscalización y control de las leyes 24.076 y 24.065; fondos, bienes y recursos que puedan serle asignados según la regulación; los intereses y beneficios por la gestión de sus propios recursos; y los ingresos provenientes de la venta de obleas para Gas Natural Vehicular o de otros derechos de inscripción que determine.

, Roberto Bellato

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Gobiernos de Chubut, Neuquén y Río Negro encaran ampliación del Gasoducto Cordillerano

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, junto a sus pares de Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, anunció el inicio de la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico.

Los tres gobernadores de la región patagónica firmaron el acuerdo de inicio de obra; también estuvieron presentes, intendentes de la Comarca Andina, legisladores nacionales y provinciales.

La ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico implica la instalación de dos plantas compresoras en las localidades de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, a partir de una serie de gestiones llevadas a cabo por el mandatario chubutense junto a sus pares ante los correspondientes organismos nacionales.

Las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro financiarán, en partes equivalentes y con fondos propios, la importante obra cuyo costo asciende a 50 millones de dólares y que será ejecutada por Camuzzi Gas del Sur S.A.

La ampliación del Gasoducto Cordillerano se enmarca en la Resolución 2877/03 del Ente Regulador del Gas (Enargas), y la autorización del organismo al proyecto de obras presentado por Camuzzi Gas del Sur “que consiste en la instalación, montaje, finalización y puesta en marcha operativa de las plantas compresoras sitas en las localidades de Río Senguer y Gobernador Costa, provincia de Chubut”.

Además, con la Resolución 442 de Enargas, firmada el 30 de junio del corriente año, los Bancos del Chubut y de Neuquén ejecutarán el préstamo a Camuzzi Gas del Sur, quien dará inicio formal a la obra. De esta forma, se avanzará con el montaje de las plantas de Alto Río Senguer y luego de Gobernador Costa, quedando operativas para el próximo invierno.

Las plantas compresoras, cuyo sitio de origen es Rosario, Santa Fe, donde permanecieron en desuso durante más de seis años, ya fueron trasladadas a las localidades de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, y su implementación permitirá ampliar la capacidad del Gasoducto Cordillerano Patagónico en 300 mil metros cúbicos diarios.

De este modo, el transporte de gas natural ascenderá de 1.200.000 m³ diarios en el Ramal Sur, a 1.500.000 m³/d, facilitando el acceso de más de 12 mil viviendas de la región a un servicio básico y esencial, incluyendo localidades cuyas dificultades geográficas y topográficas dificultan el acceso al suministro, incluyendo hospitales, escuelas e instalaciones públicas.

El gobernador Torres sostuvo que “cuando hablamos de gasoductos, nos referimos a obras que no se ven, pero que son muy caras y necesarias, y este hermanamiento de las provincias patagónicas nos llevó a que, después de 20 años, podamos estar ejecutando más del 80 % de la conexión del Gasoducto Cordillerano Patagónico con el Gasoducto San Martín, para finalizarla en agosto”.

“El objetivo es que, para el próximo invierno, no se padezcan más los trastornos que la falta de gas genera, como así también contar con un acceso a un servicio indispensable”, señaló Torres, destacando que “estamos solucionando una problemática histórica porque tomamos la decisión política de encararla, nos pusimos de acuerdo y encontramos un esquema de apalancamiento financiero para poder realizar esta obra tan necesaria”.

El mandatario hizo hincapié en “la necesidad de una reparación histórica para los patagónicos, ya sean chubutenses, rionegrinos, santacruceños o neuquinos” y planteó que “parece hasta surrealista pensar que, siendo el motor energético de la Argentina, en la región haya pueblos aislados que no tienen acceso al gas”.

“Eso es una injusticia sobre la cual tenemos la responsabilidad moral, como dirigentes patagónicos, de poner sobre la mesa al momento de discutir qué modelo de país queremos”, remarcó.

Por su parte, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, agradeció a Torres por la “permanente insistencia, desde el primer día, de poner en la agenda patagónica las obras del gasoducto” y sostuvo que “muchas veces, nos planteamos cómo trabajar de manera más coordinada a nivel regional, y hay una innumerable cantidad de temas que día a día llevamos adelante las administraciones provinciales en silencio y con nuestros intendentes y legisladores”.

“Todos sabemos la importancia de la Patagonia en el sistema energético nacional: proveemos el 98% del gas, el 97 % del petróleo que hace funcionar al país, entregamos cerca del 28 o 30 por ciento de la energía eléctrica generada con hidroelectricidad, y cerca del 70 % de la energía eólica”. “Nuestro país funciona y existe por lo que produce la Patagonia, desde el punto de vista energético, por eso esta obra tiene una importancia trascendental”, consideró Weretilneck.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó que “nuestra región siempre ha sido postergada y observada en forma periférica, pero los patagónicos seguimos poniendo el hombro, proveyendo de energía al país con la contradicción de que muchos de nuestros vecinos no pueden tener gas en sus hogares, y estas son las injusticias que nos duelen y que nos hacen estar más unidos que nunca”.

Asimismo, Figueroa afirmó que “los patagónicos hemos decidido pelear por nuestras provincias, y estamos convencidos de que la única forma de sacar el país adelante es brindando la posibilidad de que la Argentina crezca, y eso viene de la mano de la energía”.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Camuzzi completó la restitución del suministro de gas a los hogares que habían sufrido la interrupción del servicio en Mar del Plata

La distribuidora Camuzzi informó la tarde de este viernes que el sistema de abastecimiento y distribución de gas natural a los usuarios domiciliarios de la ciudad de Mar del Plata fue completamente normalizado. La afectación alcanzó solo al 1,5% de los hogares, pero por el estado del sistema se decidió la suspensión de clases en escuelas y universidades, así como la interrupción de todas las actividades en espacios deportivos y culturales, comerciales y de esparcimiento para priorizar servicios esenciales.

La compañía finalizó con el operativo de restitución del suministro en los distintos domicilios afectados tras los cortes registrados a partir de la baja en la presión del servicio, por lo cual los reguladores conectados a los medidores hogareños interrumpieron de modo automático el abastecimiento por seguridad.

Este operativo, que se desplegó desde ayer jueves y finalizó en horas de la tarde de hoy, recorrió uno por uno los nichos de las viviendas sin suministro, devolviendo de manera manual el servicio a cada vecino en un plazo de 24 horas. Las cuadrillas desplegadas en distintos puntos de la ciudad sumaron más de 200 operarios de la compañía para participar del procedimiento de emergencia, explicó la compañía.

Camuzzi destacó las medidas tomadas por el municipio de General Pueyrredón tendientes a restringir todo aquel consumo que no sea prioritario en los momentos más críticos de la prestación, como así también por los distintos procedimientos efectuados por personal de la compañía sobre la red de distribución.

Levantan cortes para contratos en firme

Adicionalmente, también fueron rehabilitados durante el día de hoy los consumos industriales y el despacho de Gas Natural Comprimido (GNC) en condición firme, tal como había dispuesto el Comité de Emergencia conformado ante la coyuntura de los últimos días.

La compañía anunció que mantendrá guardias activas permanentes para atender los casos especiales de aquellos vecinos que no se encontraban en el domicilio al momento de la visita del personal técnico. A tales efectos, los usuarios deberán comunicarse al 0810-666-0810 y 0800-666-0810.

El Comité de Emergencia integrado por las empresas transportistas y distribuidoras, el Enargas, Cammesa, Enarsa y la Secretaría de Energía, dio por finalizada este viernes su tarea y resolvió avanzar con la liberación de los cortes a estaciones de GNC e industrias con contratos firmes, manteniéndose únicamente las restricciones para consumos interrumpibles.

Las distribuidoras fueron avanzando durante la jornada en todo el país con la liberación progresiva del consumo firme, y de la misma manera las empresas transportistas continuaban evaluando la evolución del sistema para reactivar también los servicios interrumpibles, tanto para la demanda local como para las exportaciones.

, Redacción EconoJournal

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Llega una nueva edición de la Diplomatura en Negocios Petroquímicos del IPA® y la Universidad Austral

La industria petroquímica atraviesa un momento de transformación profunda en el que el talento profesional se consolida como un eje estratégico para impulsar la competitividad, la innovación y la sustentabilidad. En este contexto desafiante y dinámico, la 6ta edición de la “Diplomatura en Negocios Petroquímicos” organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), junto a la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, se posiciona como una herramienta clave para quienes buscan profesionalizar su visión del sector, acceder a herramientas de gestión y comprender en profundidad la dinámica técnica, económica y regulatoria de la industria.

La diplomatura inicia el próximo 5 de agosto, tiene una duración de 13 semanas (87 horas de cursada), se dictará en modalidad online sincrónica con clases los martes y jueves de 18 a 21 hs., e incluye cuatro instancias presenciales para fomentar el intercambio entre alumnos y referentes.

La iniciativa

La propuesta está dirigida a profesionales del sector, jóvenes con potencial de liderazgo, integrantes de áreas comerciales, técnicas, regulatorias o de gestión, y a quienes deseen profundizar su entendimiento estratégico de la cadena de valor petroquímica.

“Este programa se ha consolidado como una plataforma esencial para la formación de líderes en un sector estratégico, como el petroquímico, para el desarrollo del país. En un entorno de oportunidades como el que plantea Vaca Muerta y el nuevo régimen de inversiones, contar con profesionales bien formados es más importante que nunca”, afirmó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®.

La edición 2025 de la Diplomatura se presenta en sintonía con los mensajes que dejó la reciente Jornada Petroquímica 2025. En ese evento, representantes de empresas del sector y entidades científicas coincidieron en la importancia de formar talento calificado para construir una industria más eficiente, moderna y resiliente.

En este sentido, Matías Campodónico (Dow Latin America) sintetizó: “Formar capacidades, atraer inversiones y generar condiciones estables: ahí está el verdadero círculo virtuoso”; mientras que, Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS) remarcó: “Necesitamos dejar los egos de lado y construir una agenda común para el desarrollo de la industria”. Por su parte, Sebastián Bigorito (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible -CEADS) sostuvo: “La sustentabilidad no es un costo, es una inversión que aporta valor”.

Contenidos principales del programa

• Historia, materias primas y tendencias globales de la industria petroquímica

• Productos clave: olefinas, BTX, fertilizantes y su cadena de valor

• Procesos de producción, tecnologías y mercados estratégicos

• Operaciones de un complejo petroquímico: escala, localización y logística

• Sustentabilidad, regulación e interacción con la comunidad

• Comercialización, contexto económico y desafíos actuales del sector

El 15 de julio se realizará una reunión informativa virtual con el director académico de la diplomatura, abierta a todos los interesados. Al finalizar el curso, los participantes recibirán el Certificado Académico otorgado por el IPA® y la Universidad Austral.

En un contexto donde la industria petroquímica enfrenta desafíos crecientes, capacitarse dejó de ser una opción para convertirse en una herramienta clave de adaptación y liderazgo, para responder a los desafíos del presente y del futuro.

Para más información, o bien para más detalles sobre la inscripción y requisitos del programa, el contacto directo es Agustina Torres – ATorres@austral.edu.ar

, Redaccion EconoJournal