Huawei Digital Power confirmó conversaciones en torno a la licitación AlmaGBA, el proceso lanzado por el gobierno argentino que adjudicará 500 MW de sistemas de baterías de energía en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
“Nuestra intención es trasladar la experiencia que tenemos en el almacenamiento a la licitación de 500 MW denominada AlmaGBA”, destacó Favio Rearte, responsable de desarrollo de negocios PV y BESS en Huawei Digital Power, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.
La compañía ya cuenta con proyectos comprometidos que fueron entregados y están próximos a ser instalados en territorio argentino a través de su equipo de servicio técnico, lo que consolida su despliegue operativo en el país.
Hasta la fecha, el almacenamiento energético no contaba con una regulación ni incentivo económico que hiciera rentable su implementación a gran escala, más allá de lo hecho en la convocatoria RenMDI que adjudicó algunos proyectos híbridos (generación + BESS).
En este contexto, Rearte enfatizó que la licitación es un “puntapié importante” para que las inversiones sean rentables, lo que abre una ventana concreta de viabilidad para el desarrollo de estos proyectos.
“De hecho, estamos trabajando intensamente con la mayoría de los generadores interesados en esta oportunidad”, afirmó el responsable de desarrollo de negocios PV y BESS en Huawei Digital Power.
El posicionamiento de la compañía en esta licitación se apalanca sobre su liderazgo consolidado en el segmento solar dentro del mercado argentino, dado que posee alrededor de 1.600 MW de inversores instalados, y otros comprometidos 2.500 MW adicionales para los próximos meses, lo que representa el 85% de los inversores utility-scale en operación en Argentina.
Este dominio en el segmento fotovoltaico le permite encarar el desafío del almacenamiento desde una posición técnica y comercial fortalecida.
Sin embargo, la propuesta de Huawei va más allá del almacenamiento convencional. La compañía ofrece soluciones integrales que, además de almacenar energía, mejoran la calidad de sistema, al proporcionar potencia reactiva, regulación de frecuencia y tensión, y aporte de inercia virtual.
“Nuestro distintivo principal es que no solamente ofrecemos almacenamiento, sino también aportar calidad de sistema”, señaló Rearte, quien también detalló que esta capacidad de respuesta técnica permite aumentar la flexibilidad operativa de la red, un atributo clave para sistemas con alta penetración renovable.
“Desde nuestra planta de desarrollo en China buscamos aportar un poco más, considerando el conocimiento y la expertise en el tema”, remarcó el ejecutivo, poniendo en valor la transferencia tecnológica que la empresa propone en el mercado argentino.
Detalles clave de la licitación AlmaGBA
La licitación AlmaGBA prevé la instalación de hasta 500 MW de capacidad BESS, mediante proyectos que oscilarán entre 10 MW y 150 MW, y que deberán estar en condiciones de entregar energía durante hasta 8 horas consecutivas.
El calendario oficial establece que las ofertas técnicas se presentarán el 3 de julio, fecha en la cual se realizará la apertura de los sobres A. Las ofertas económicas serán abiertas el 7 de agosto, mientras que la adjudicación se concretará el 18 del mismo mes, dando paso a la firma de contratos a partir del 20 de agosto.
La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) publicó el informe Estadísticas Mensuales del Mercado Eléctrico Panameño de abril del 2025. Allí, da cuenta del avance del parque de generación local.
La capacidad instalada total en el mercado panameño asciende a 4,968.29 MW de los cuales la eólica y solar representan el 19,21 %, destacándose entre estas la fotovoltaica (618.75 MW) que casi duplica a la tecnología a partir de la cinética del viento (336 MW).
Contrastando las cifras de abril del 2025 de aquel informe con las de abril del 2024 se puede observar la entrada de operación de, al menos, 10 plantas con tecnología fotovoltaica que no superan los 10 MW cada cual.
Los responsables de proyectos que obtuvieron las licencias de operación fueron: Aguafuerte S.A.; Aquavoltaics S.A.; Arrendadora Istmo Energy, S.A.; Sunergy, I S.A.; Argentum Solar, S.A.; Mercurio Solar S.A.; Greenwood Energy Central America Corp y la Universidad de Panamá.
Empresa
Planta
MW
MWh abril 2025
Aguafuerte S.A.
Solar Pro
10,00
1.408,55
Aquavoltaics S.A.
Solar Pro 2
5,00
1.447,56
Arrendadora Istmo Energy, S.A.
Chupampa
7,50
1.263,71
Sunergy, I S.A
La Villa
9,99
2.186,79
Argentum Solar, S.A.
Capira
9,90
1.508,44
Mercurio Solar, S.A
San Carlos
9,90
1.683,14
Greenwood Energy Central America Corp
U P 1, S. A.
8,58
1.076,91
Universidad Pmá
U P 2, S. A.
8,58
1.095,61
Universidad Pmá
U P 3, S. A.
8,58
1.062,03
Universidad Pmá
U P 4, S. A.
8,58
1.108,96
86,61
13.841,70
Estos proyectos que suman 86,61 MW de capacidad instalada lograron una contribución de 13.841,70 MWh de generación de energía eléctrica limpia y renovable durante el mes de abril de este año.
Aquel aporte representa apenas un 1,34 % de 1,036,481.20 MWh de la energía inyectada por todas las centrales de generación operativas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), indicando un potencial latente para seguir creciendo en este campo.
Más diversificación en Panamá
Desde la Secretaría Nacional de Energía advierten que en los últimos años, el crecimiento de la matriz ha sido principalmente a partir de fuentes de generación solar fotovoltaica y térmica a base de gas natural.
Es por ello que emitió en marzo de este año la Resolución N.° MIPRE-2025-0009558, que darían paso a una próxima licitación que priorice energía eólica e hidroeléctrica con regulación menor a 90 días.
De allí, se instruyó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) a presentar, antes del 31 de octubre de 2025, los pliegos de licitación pública que prometería contratos de hasta 180 meses.
La iniciativa privada está expectante de este lanzamiento. Ahora bien, advierten como necesario agilizar tramitología vinculada, ya que solo podrán participar proyectos considerados nuevos, con contrato de concesión o licencia definitiva para generación de energía eléctrica, obtenidos antes de la fecha del acto de recepción de ofertas.
El masivo apagón eléctrico que afectó a gran parte del territorio chileno en febrero del presente año sigue generando repercusiones. El evento, provocado por la desconexión de una línea de transmisión operada por ISA Interchile, dejó sin suministro a más de 8 millones de hogares durante más de siete horas.
En este contexto, la Comisión Nacional de Energía (CNE) puso el foco en la planificación y la robustez del sistema eléctrico como ejes fundamentales para garantizar la seguridad del suministro en el futuro.
“Hay temas que la regulación claramente tiene que hacerse cargo, como aquellos vinculados a seguridad, servicios complementarios, robustez de la red, entre otros puntos”, sostuvo Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, durante un webinar.
Cabe recordar que, según el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), la falla se originó durante una maniobra técnica en la línea “Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar”, separando el Sistema Eléctrico Nacional en dos islas y generando el corte generalizado. Aunque la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) aún no publica su informe definitivo sobre las causas, el debate ya está instalado: ¿falló la regulación o hubo incumplimientos operativos?
“No es evidente a priori que sea un problema de regulación. Claramente hay responsabilidad en el origen de la falla, pero luego hay que ver en la propagación, si hay coordinados que no cumplieron con su rol”, planteó Mancilla.
El funcionario remarcó que, aunque el estándar de suministro exigido por la ciudadanía y la política es válido, no todos los eventos se explican por un déficit normativo. “Es posible que la regulación esté adecuada y lo que hay es simplemente falla en el cumplimiento, por lo que se deberán asumir las responsabilidades como corresponde”, advirtió.
En esa línea, insiste en que el marco normativo existente contempla herramientas suficientes, pero su efectividad depende del accionar correcto de los operadores y coordinadores del sistema.
“Han ocurrido eventos el año pasado a nivel de distribución fundamentalmente, y este año a nivel de generación-transmisión que levantan esta dicha demanda ciudadana y política”, explicó el secretario ejecutivo, aclarando que la institucionalidad chilena obliga a los organismos estatales y semipúblicos a dar cuenta pública de su desempeño, algo que se torna crucial frente a situaciones de crisis como la vivida recientemente.
En cuanto a la planificación futura, el representante de la CNE plantea la necesidad de combinar eficiencia y previsión. “Primero se debe planificar y luego las herramientas para alcanzar el objetivo de forma más eficiente”, argumentó.
Esto implica no solo mejorar los estándares técnicos, sino también asumir que un mayor nivel de exigencia siempre tendrá un costo asociado: “Cada vez que queremos mejor performance del sistema, aparte de lograr el óptimo eficiente con lo que hay, si queremos todavía subir un poco más, siempre tendrá un costo”, manifestó.
La discusión en torno al apagón de 2025 pone en evidencia que la resiliencia del sistema eléctrico chileno dependerá tanto de ajustes regulatorios como del cumplimiento riguroso por parte de todos los actores del sector. La CNE, por su parte, se posiciona para avanzar en el proceso, exigiendo responsabilidades, pero también redoblando los esfuerzos en planificación estratégica.
La ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, participó del ciclo Diálogo abierto por los líderes, una instancia de intercambio organizada por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Bajo el lema «Un ciclo de conversatorios con tomadores de decisiones», Cardona dialogó con participantes de la región a través de un encuentro virtual que se desarrolló el 16 de junio.
En su presentación, la ministra enfatizó la importancia de apostar a la interconexión energética en América Latina. Subrayó la relevancia que esto tiene para la soberanía energética de los países que integramos la región y para la estabilidad de nuestros sistemas. En el caso uruguayo, recordó que el comercio energético es, además, relevante para nuestra balanza comercial.
La jerarca resaltó la complementariedad de las renovables con el gas natural, que permitirá utilizar la infraestructura existente pero poco aprovechada. El objetivo del Gobierno y del MIEM es generar acuerdos para avanzar en complementariedad energética y profundizar la soberanía de la matriz energética.
Por otra parte, la titular del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) afirmó que la situación internacional demanda que América Latina tome decisiones rápidas y eficientes en materia energética. Agregó que la región necesita “resignificar la interconexión que queremos”, no solo en el plano físico, sino también en el regulatorio. Por ello, indicó, se requiere un trabajo interdisciplinario para afrontar estos desafíos.
En definitiva, señaló la ministra, Uruguay y la región deben apostar a consolidar una transformación energética “justa” y “verde” a la vez, para avanzar en un desarrollo nacional y regional de triple impacto: económico, social y ambiental. La transformación energética no solo permite avanzar en descarbonización y cuidado del ambiente, sino generar empleo de calidad, con impacto en la industria y la tecnología, y mirada de género y descentralizadora.
La ministra Cardona también remarcó que, durante esta administración, Uruguay retoma el intercambio en actividades internacionales, con una postura firme y analítica. Esto también se refleja en el ámbito energético, con diálogos con organizaciones como la CIER.
En el encuentro participaron, por Uruguay, la presidenta de UTE, Andrea Cabrera, y el gerente general de esa empresa pública, José Alem, entre otras autoridades y funcionariado.
Por la CIER estuvieron presentes, entre otros integrantes, su presidente, Marcelo Cassin, y su director ejecutivo, Túlio Alves.
Del 11 al 13 de junio, se celebró en Shanghái la 18.ª edición de la SNEC PV Power Expo. Antaisolar presentó su último sistema insignia de seguimiento inteligente, AT–Spark, junto con una gama completa de soluciones de montaje solar para proyectos sobre tejado y suelo. Durante el evento, la compañía firmó acuerdos por un total de más de 2 GW con socios globales, lo que demuestra su gran potencial de desarrollo.
Firma de acuerdos por más de 2 GW con socios globales
Entre el 11 y el 12 de junio, Antaisolar firmó acuerdos con socios como RAYSTECHGROUPPTYLTD, Shandong Province Industrial Equipment Installation Group Co., Ltd., SPV CO., LTD, CLEAN KINETICS PTE., LTD y OSW. Estos acuerdos abarcan Europa, Australia, Centroamérica, el Sudeste Asiático, Corea del Sur y China, y abarcan alianzas estratégicas, acuerdos para proyectos y cooperación en distribución. A finales de 2024, Antaisolar había logrado 41,7 GW de envíos a nivel mundial y había establecido oficinas en 21 países y regiones, expandiendo activamente su ecosistema global para brindar apoyo local para proyectos globales.
¡Debut mundial! Lanzamiento oficial del sistema de seguimiento inteligente AT-Spark
El 11 de junio, Antaisolar lanzó su nuevo sistema de seguimiento inteligente, AT-Spark. Presentado por el director de I+D, Yang Shuibu, el AT-Spark incorpora un tubo de torsión octogonal de desarrollo propio para una mayor resistencia al viento con una estructura ligera. Su rodamiento esférico doble patentado permite la autoalineación de pendientes y simplifica la instalación.
El AT-Spark está equipado con SmartTrail, el sistema de control de seguimiento inteligente de Antaisolar, que ofrece cuatro modos de protección contra condiciones climáticas extremas. Mediante algoritmos inteligentes, el AT-Spark maximiza la producción energética y reduce el coste normalizado de la electricidad (LCOE), lo que lo hace ideal para proyectos fotovoltaicos a gran escala.
Este lanzamiento refleja la estrategia de innovación de Antaisolar. La compañía opera cuatro centros de I+D en España, Shanghái, Xiamen y Zhangzhou, con más de 120 ingenieros profesionales. Según el Informe Global de Cuota de Mercado de Seguidores Solares Fotovoltaicos 2025 de Wood Mackenzie, Antaisolar se ubicó en el 9.º puesto a nivel mundial en envíos de seguidores en 2024 y entre los 6 primeros en mercados clave como Latinoamérica, Asia-Pacífico y China.
Al concluir el SNEC 2025, Antaisolar mantiene su compromiso con la colaboración global y el impulso a la innovación en la industria solar. Guiada por su misión de «CONSTRUIR UN MUNDO VERDE», la compañía continúa impulsando la transformación digital e inteligente del sector fotovoltaico.
. Se llevó a cabo la segunda edición de los Ciclos de Hidrógeno: Encuentros de Negocios y Proyectos, una iniciativa impulsada por el Comité de Hidrógeno Verde de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para analizar los desafíos y oportunidades del hidrógeno en el país.
El Ciclo -itinerante con el apoyo de distintas universidades y entidades- tuvo lugar en el Auditorio Mons. Octavio Derisi de la UCA, con el respaldo institucional de la Universidad y la Sociedad Argentina de Derecho de la Construcción. Participaron más de 100 referentes del sector público, privado, académico y legal vinculados a la energía, infraestructura, logística, tecnología e industria.
Durante la jornada se desarrollaron cuatro paneles: El panel de apertura contó con la participación de referentes institucionales de la UCA, SCL Argentina y CADER.
En el primer panel se abordó la Desalinización, reunió experiencias regionales con la participación de ACADES (Chile), ALADYR y empresas líderes en ingeniería aplicada a proyectos de H2 como Techint.
Carlos Foxley, director y expresidente de ACADES y representante de ventas en Chile de IDE Technologies, destacó que “Argentina puede aprovechar el camino ya recorrido por Chile. Es fundamental desmitificar la desalinización y reconocerla como una tecnología madura y clave para los proyectos de hidrógeno”.
Juan Pablo Camezzana, director de ALADYR y Director of Operations LATAM de H2O Innovation, remarcó que “la sostenibilidad ESG debe estar presente desde el diseño. La desalinización es una oportunidad concreta para pensar el agua como motor del desarrollo”.
Desde el ámbito de la ingeniería, Martín Scalabrini Ortiz, Process Technical Executive de Techint Engineering & Construction sostuvo que “la integración temprana de las distintas disciplinas de ingeniería es crítica para lograr eficiencia, seguridad y sostenibilidad en los proyectos de hidrógeno”.
Por su parte, Felipe Eduardo Zabalza, miembro del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, destacó la importancia de la infraestructura habilitante de los proyectos de hidrógeno verde y la importancia de diseñar proyectos que potencien los beneficios para las comunidades locales y permitan una reconversión productiva de las provincias.
El segundo panel se centró en la Infraestructura Portuaria, donde se contó con la participación de autoridades y técnicos de los puertos de Bahía Blanca, Comodoro Rivadavia y Puerto Santa Cruz, junto a especialistas internacionales en logística y cooperación técnica.
Martín Virdis, Coordinador de Desarrollo e Innovación del Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, señaló que “el puerto ya cuenta con experiencia en el manejo de amoníaco y capacidades instaladas que lo posicionan como un nodo clave en la logística del hidrógeno”.
El responsable de Ambiente y Sostenibilidad del Puerto de Comodoro Rivadavia, Fabián Suárez subrayó que “se está trabajando en la planificación de infraestructura específica para el hidrógeno, con una mirada sostenible y de largo plazo”.
Por su parte, en forma remota desde la provincia de Santa Cruz, Walter Uribe, de la Unidad Ejecutora Portuaria de Santa Cruz, afirmó que “Punta Quilla tiene el potencial para convertirse en un hub logístico del hidrógeno verde en la región austral”.
Soledad Gerónimo, Supply chain consultant de Port Consultants Rotterdam, brindó una perspectiva de las estrategias y tendencias a nivel mundial en materia de infraestructura portuaria asociada a proyectos de hidrógeno verde y destacó la relevancia de la infraestructura compartida y del desarrollo de hubs de logística.
Y Verónica Chorkulak, Technical Advisor de GIZ, compartió los resultados de los estudios que realizaron desde GIZ sobre los puertos patagónicos y los desafíos y oportunidades que presenta la industria del hidrógeno.
Por su parte, Javier Chincuini, coordinador del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, hizo hincapié en el potencial de los puertos de Argentina y la importancia de sinergias entre los distintos proyectos.
El último panel se dedicó a la Infraestructura Eléctrica y contó con la presencia de representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, CAMMESA y Transener, además de expertos legales en el marco regulatorio energético. Allí, se abordaron los desafíos estructurales del sistema de transporte eléctrico, el marco regulatorio y las condiciones necesarias para habilitar proyectos de hidrógeno a gran escala.
Desde CAMMESA, su gerente general Eduardo Hollidge planteó que “el cambio de paradigma energético nos obliga a pensar en una Patagonia autosuficiente. La red debe adaptarse a los proyectos que se vienen”.
Pablo Tarca, Director General de Transener, agregó que “ampliar el sistema de transporte es un desafío técnico enorme, pero también una condición indispensable para que los proyectos de hidrógeno sean viables”.
Desde la Secretaría de Energía, Griselda Lambertini subrayó que “la infraestructura habilitante que dejarán los proyectos de hidrógeno es una oportunidad para el desarrollo regional. Estamos trabajando en un nuevo marco normativo que acompañe esa visión”.
Fernando Botello, miembro del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, destacó la importancia de adecuar el marco regulatorio para incentivar el desarrollo de proyectos.
Javier Chincuini en representación de CADER destacó la importancia de seguir promoviendo espacios de intercambio que fortalezcan las capacidades locales para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde con impacto territorial, industrial y ambiental.
El ciclo tendrá un tercer encuentro en el mes de septiembre, que será co-organizado junto al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y que se desarrollará en la Sede INTI de San Martín.
Del 8 al 11 de septiembre de 2025, el Predio Ferial de La Rural en Buenos Aires será nuevamente sede de la Exposición Internacional del Petróleo y del Gas – AOG Expo 2025 en Buenos Aires, el evento líder de la industria Oil & Gas en la región. Con más de 35.000 m² de superficie expositiva y la participación estimada de más de 400 empresas, se espera una asistencia que superará los 25.000 visitantes nacionales e internacionales.
Durante cuatro jornadas, una vez más, la AOG Expo 2025 reunirá a profesionales, especialistas y empresarios de toda la cadena de valor en un espacio clave para debatir el futuro, impulsar proyectos y fomentar alianzas estratégicas. La exposición incluirá lanzamientos, presentaciones técnicas, actividades institucionales y múltiples instancias de networking.
Entre los grandes hitos de esta edición se encuentra el 14° Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, una de las citas técnicas más importantes del ámbito energético regional. El Congreso abordará los avances más recientes en nuevas tecnologías, automatización de equipos, operaciones, digitalización e inteligencia artificial, seguridad, entre otros temas.
Otra propuesta destacada será el Innovation Day, que este año se presenta bajo el lema “Inspirar la transformación: innovación y colaboración en la industria”. Dividido en cuatro bloques temáticos, el espacio pondrá el foco en las tendencias que marcarán el rumbo de la energía en los próximos años con charlas inspiradoras, casos reales, networking y mesas redondas con referentes del sector. Entre las empresas confirmadas se encuentran Grupo Techint, CORVA e YPF.
Con un formato renovado, en la AOG Expo 2025 también se desarrollará la novena edición de la Jornada Jóvenes Oil & Gas (JOG), un espacio pensado especialmente para estudiantes y profesionales en formación. Esta iniciativa apunta a tender puentes entre las nuevas generaciones y los referentes más prestigiosos del ámbito energético, promoviendo su desarrollo profesional.
Además, por primera vez en Buenos Aires se presentará la Plaza de Máquinas, una atracción ya consolidada en la edición de Neuquén. En una gran superficie al aire libre se exhibirá una amplia variedad de maquinaria pesada y soluciones tecnológicas para operaciones en campo y transporte.
AOG Buenos Aires 2025 se consolida como una cita ineludible para quienes forman parte del universo energético. La acreditación es sin cargo y ya está disponible en la página oficial de la exposición: www.aog.com.ar
El evento es organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizado por Messe Frankfurt Argentina.
El Parque Arauco está ubicado en la provincia de La Rioja y acaba de finalizar el montaje de 28 aerogeneradores que en pocas semanas comenzarán a inyectar 100 megawatts (MW) de energía eólica al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Con esta nueva ampliación, que demandó una inversión de US$ 171 millones, el parque alcanzó una capacidad instalada de 250 MW. Pero los planes a futuro de Arauco contemplan sumar más proyectosrenovables para aprovechar las 17.000 hectáreas que tiene todo el complejo, que está ubicado a 90 kilómetros al norte de la capital riojana. En una visita por el parque, EconoJournal entrevistó a Ariel Parmigiani, presidente de Parque Arauco, la empresa de la provincia que desarrolla el proyecto, que contó cómo es la estrategia para aumentar la capacidad de generación en los próximos años.
Ariel Parmigiani en la inauguración de la Etapa III del Parque Eólico Arauco.
El objetivo es aumentar hasta 600 MW la capacidad total combinando generación eólica y solar “para lograr una energía renovable de base de alrededor de 400 MW”, explicó Parmigiani. El plan es aprovechar el fuerte viento nocturno del enorme Valle de la Puerta y la excelente radiación solar de la región cuyana de la Argentina.
En 2011 Arauco fue el primer parque eólico en conectarse al SADI. Luego de varias ampliaciones, en la actualidad opera un total de 100 aerogeneradores. Ahora Parque Arauco está por comenzar un hito importante: en un mes iniciará la construcción del primero de cuatro parques solares que tiene en carpeta. Será un proyecto fotovoltaico de 54 MW. Los paneles solares se instalarán entre los molinos eólicos. De este modo, se convertirá en el primer parque híbrido eólico-solar del país.
Parmigiani destacó que el objetivo es inaugurar el parque fotovoltaico en abril de 2026. Además, adelantó a EconoJournal que están avanzando en la Etapa IV, que implicaría la construcción de un nuevo parque eólico de 100 MW. “Estamos buscando financiamiento internacional. Antes de fin de año queremos cerrarlo”, subrayó el presidente de la empresa.
–-¿Qué significa que Arauco se convierta en un parque híbrido?
–Veníamos trabajando mucho en lo que nosotros denominamos una energía renovable de base, que debería también tener un valor. No es lo mismo tener una energía de base térmica que una renovable de base porque nosotros con estos parques podríamos llegar a un factor de capacidad renovable de alrededor de 72% y con cierta estabilidad en la línea. Incluso también estamos analizando sumar almacenamiento.
–¿Por qué energía renovable de base?
–La idea es que los parques eólicos y solares inyecten energía sobre una misma línea y se complementen. No es que vamos a despachar 600 MW, que es la suma total de las ampliaciones que tenemos proyectadas. La idea es que con todas las etapas completas Arauco despache 350 o 400 MW, pero todo el tiempo.
–De noche energía eólica y de día solar.
–Exactamente. Energía renovable de base. Y eso es algo muy bueno para el sistema. Cuando el año que viene estemos operando los parques eólicos y sumemos el parque solar, vamos a hacer pruebas piloto sobre esta complementariedad.
–Además de los parques, ¿Arauco necesita construir líneas o estaciones transformadoras nuevas?
–Nosotros a la energía eólica la despachamos principalmente entre las 15 y las 6 de la mañana. El fuerte es a la tarde y a la noche. Tenemos libre la capacidad de transporte. Para sumar solar, no tenemos que hacer una nueva estación transformadora ni construir otra línea.
–¿Cómo es el financiamiento para la construcción del parque solar?
–Por un lado, el financiamiento de los 100 MW eólicos de la Etapa III de Arauco que acabamos de inaugurar se logró con recursos propios. Vendimos el parque eólico Etapa II a Pampa Energía. Lo que ingresó por la venta de la Etapa II lo invertimos en la Etapa III. Para el proyecto solar de 54 MW ya tenemos resuelto el financiamiento, porque en 2023 emitimos un bono verde en el mercado local. Es decir, tenemos todos los fondos para poder avanzar en la construcción. Tuvimos una demora en el proyecto solar porque en 2023 no podíamos importar. Realmente nos salió bien porque al tener que esperar un tiempo ahorramos muchísimos fondos porque en este tiempo bajaron hasta un 50% los costos de la energía solar. Además, ahora se abrieron las importaciones en el país.
–¿Cuáles son los próximos proyectos de ampliación de Parque Arauco?
–Arauco tiene planificados cuatro parques eólicos por un total de 350 MW y cuatro solares por más de 200 MW. Hasta el momento tenemos construidos tres eólicos que suman 250 MW que ya están operativos y comenzaremos a construir el primer proyecto fotovoltaico el mes que viene. Pero tenemos planificado el inicio de la construcción en breve de otros 100 MW eólicos, que sería la Etapa IV (la última ampliación eólica). Además del primer parque solar que vamos a comenzar a construir, tenemos planificados tres más que sumarán 200 MW. El segundo parque solar será de 60 MW y ya está adjudicado bajo el contrato Mater (Mercado a término de Energías Renovables). Estamos esperando que la Secretaría de Energía de la Nación defina algunas normativas porque el proyecto estuvo suspendido por los problemas de importación. Si coinciden los tiempos, podemos también inaugurarlo el año que viene. El resto de los proyectos son PPA´s (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) del programa RenovAr y con contratos a partir del decreto 476 de julio de 2019 (permite firmar contratos de compra-venta de energía entre empresas públicas y Cammesa). Cuando completemos todas las etapas el Parque Arauco tendrá 600 MW.
–¿Qué significa el Parque Araucopara la provincia de La Rioja?
–Actualmente Arauco produce energía equivalente a lo que consume el 100% de la demanda residencial de la provincia. Si sumamos el parque solar que vamos a inaugurar en 2026 y los otros proyectos solares que ya tiene La Rioja de otras compañías, vamos a poder cubrir toda la demanda provincial. La Rioja está muy electrificada, en proporción es una de las provincias que más energía consume del país. Además, lo visitan alrededor de 6500 niños de sexto grado por año que vienen de toda la provincia a conocer el parque y participar de Winti, que es un centro ambiental y recreativo que tenemos en el complejo.
Las bajas emisiones de metano detectadas en Vaca Muerta y la posibilidad de reducir aún más la huella de carbono en la producción de hidrocarburos abren una ventana de oportunidad en el mercado europeo y, al mismo tiempo, podrían permitirle a las operadoras reducir costos. Así lo señaló Camilo Rincón Ramírez, gerente regional de Insight M durante el panel “Vaca Muerta frente al salto de producción: cómo mitigar emisiones y generar nuevas demandas de gas” durante el evento Midstream & Gas Day que organizó Econojournal.
El panel abordó las estrategias de reducción de emisiones que se despliegan desde el sector público y privado y cómo esto podría posicionar a la producción de Vaca Muerta en el mercado europeo, que tiene mayores exigencias ambientales, al permitirle obtener barriles de petróleo con menores emisiones. Además, les generaría a las operadoras una disminución en sus costos al permitirles detectar fugas de gases y repararlas.
Rincón Ramírez comentó que desde la compañía Insight M hace cuatro años llevan adelante en Vaca Muerta mediciones de emisiones de metano, un gas que es ochenta veces más contaminante que el dióxido de carbono. Esto implicó la toma de datos para conocer el estado de situación de la emisión de gases en la formación neuquina y hacer un “benchmark”, es decir establecer un punto de referencia: “Ese benchmark nos mostró que Vaca Muerta es una cuenca muy limpia, en términos de emisiones de metano es más competitiva que el Permian, donde nosotros tomamos datos hace más de 12 años”, aseguró el representante de Insight M.
Según los datos recabados, afirmó que la intensidad de emisiones detectadas en la formación neuquina fue de 0,43 (detecciones cada 100 pozos) contra las 1,37% que arrojó la cuenca pérmica: “El Permian está emitiendo casi tres veces más, lógicamente tiene alrededor de 320.000 pozos mientras que Vaca Muerta cuenta con 80.000. Hay un camino por recorrer, pero el punto de partida es bueno”, señaló.
Por otro lado, el representante de Insight M afirmó que la detección de fugas les permite a las compañías generar ahorros millonarios en sus costos a través de la gestión del metano: “Pudimos verificar que en Vaca Muerta las emisiones de metano se ubican al final de la cola en un 10% del total. Eso quiere decir que si yo ataco ese 10% estoy solucionando el 80% del problema», explicó.
Luego comentó que, «en ese tránsito lo que vimos es que algunas empresas reportaron ahorros de 4 millones de dólares en el año por planes de gestión de metano. Esto quiere decir que, no solo podemos tener una visión de cuidar el ambiente, sino también aprovechar esa oportunidad desde el punto de vista económico”.
En cuanto a las regulaciones que establecen los países importadores de petróleo, Rincón Ramirez dijo que, pese a que la gestión de Donald Trump en Estados Unidos dejó de aplicar sanciones por emisiones de gases de efecto invernadero, en Europa rigen desde 2017 normas ambientales que exigen a las operadoras cumplir con metas de reducción de la huella de carbono: “Ha sido un cambio muy interesante. Inicialmente pensamos que el mercado iba a caer, pero lo que vemos es un repunte porque todas las operadoras, incluyendo las de Argentina, están apuntando a este mercado de Europa”, sostuvo.
Marco regulatorio
Desde el lado del sector público, Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén, comentó que por primera vez el gobierno provincial puso en agenda la gestión de emisiones de gases de efecto invernadero como un asunto a solucionar. Detalló que actualmente avanzan en la implementación de la Resolución 285/25, un marco regulatorio que les permitió diseñar una respuesta climática frente a los gases que genera la industria petrolera en Neuquén y avanzar en la medición de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso.
“Necesitamos efectivamente construir un sistema de información energético ambiental para poder tener un fundamento y una base de datos para trazarnos las políticas y normativas necesarias para abordarla la mitigación y en ese punto estamos trabajando. Vamos a hacerlo en una mesa unificada con el IAPG para poder estandarizar metodologías y procedimientos de reportes”, contó Nogueira.
En este contexto, el funcionario detalló que esto le permitirá a la provincia contar a fines de este año con un informe detallado que permita conocer la cantidad y tipo de emisiones que genera cada operadora en Vaca Muerta: “Este instrumento tan importante va a constituir la hoja de ruta para el abordaje de este desafío. En el marco de este plan de gestión de las emisiones, emitimos la resolución que estableció un programa de monitoreo y de investigación de emisiones de gases de efecto invernadero en todo el sector hidrocarburífero y la obligatoriedad a todas las empresas del sector a reportar anualmente sus emisiones”.
Nuevas tecnologías
Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy, se refirió a cómo desde su compañía implementaron cambios en equipos y compresores para hacerlos más eficaces con el objetivo de reducir emisiones y evitar fugas. Con una antigüedad de 40 años, la compañía es uno de los principales exportadores de compresores de Argentina con presencia en 45 países.
En este camino, lograron mejorar los servicios de compresores en toda la cadena de producción de hidrocarburos, desde el upstream hasta el downstream: «Iniciamos un trabajo con un grupo de consultores para ver dónde estaban las mayores oportunidades de reducir emisiones, tanto en el boca de pozo como en el downstream. Ese estudio arrojó que la clave en los equipos es el mantenimiento y que la contaminación ambiental surge de aquellos que están obsoletos”.
En este sentido, Orlandi explicó que en algunos casos es posible repararlos, pero que no es lo aconsejable ni eficiente cuando ya se trata de algunos muy antiguos. Por esta razón, Aspro lanzó la división interna Aspro Finance que ofrece a sus clientes la posibilidad de hacer un recambio de equipos antiguos.
Aconcagua Energía, una petrolera independiente que opera yacimientos convencionales en la Argentina, informó este lunes que a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que avanzará en un proceso de reestructuración de su deuda que ronda los US$ 230 millones. La compañía, que difirió ayer el pago de intereses correspondientes a las Obligaciones Negociables (ON’s) emitidas en el mercado local, contrató al banco de inversión VALO Columbus para encarar la reestructuración voluntaria de sus compromisos financieros. También contrató el asesoramiento de Tavarone, Rovelli, Salim & Miani, uno de los principales estudios jurídicos del sector energético. Fuentes cercanas a la empresa indicaron que el esperan cerrar esos acuerdos en las próximas semanas para evitar caer en un concurso de acreedores.
Aconcagua, que, desde su creación, hace 10 años, apostó por una estrategia de expansión integral en el sector energético con sinergias también con los negocios de servicios petroleros y de generación eléctrica, tenía todo listo en enero de este año para lanzar un bono internacional que le permita alivianar su programa de vencimientos de deuda. Nueve bancos trabajaron en ese lanzamiento en Nueva York —entre ellos el Santander, el Bank of America (BOFA) y el Deutsche Bank, entre otros—, que finalmente no llegó porque los coletazos de la política de aranceles de Donald Trump y la caída del precio del petróleo obturaron esa ventana de oportunidad. La profundidad somera del mercado financiero local también jugó en contra: a mediados de mayo grandes compañías como Pampa Energía, Pluspetrol y Telecom —que levantó unos US$ 800 millones para viabilizar la adquisición de Telefónica— salieron al mercado y terminaron secando la plaza.
“Hoy prácticamente no hay financiamiento disponible para las empresas argentinas. El crédito que existía ya lo tomaron las empresas mejor rankeadas, las AA. Para las compañías más chicas es muy complejo conseguir. Veremos qué sucede en las próximas semanas si el precio del crudo se estabiliza de nuevo arriba de los 75 dólares por la escalada bélica en Medio Oriente”, explicó un experto bursátil.
Preservación operativa
Frente a ese complejo escenario, Aconcagua —una compañía creada por Diego Trabucco y Javier Basso, dos profesionales con más de 25 años ligados a la industria petrolera— optó por priorizar su continuidad operativa, preservando su caja para cubrir gastos corrientes. A la empresa, que en 2023 llegó a un acuerdo con Vista para hacerse cargo de la explotación de Entre Lomas y otros campos convencionales en la cuenca Neuquina, tampoco le jugó a favor el aumento en dólares de los costos operativos registrado en la industria petrolera a raíz de la apreciación cambiaria. Esa situación afectó especialmente a las empresas que explotan yacimientos convencionales maduros o ‘viejos’. Es un negocio con márgenes más exiguos que los de Vaca Muerta que se limaron aún más por la baja del precio del petróleo registrado desde marzo. Lo que viene por delante para Aconcagua —que opera 13 concesiones convencionales en Neuquén, Río Negro y Mendoza y tiene en carpeta un ambicioso proyecto piloto en Vaca Muerta — consiste en reestructurar su perfil de deuda, que a fines del primer trimestre ascendía a US$ 229 millones con vencimientos en 2025 por US$ 75,3 millones.
«La compañía impulsará un proceso integral de reestructuración de su deuda financiera, ante las condiciones desafiantes del mercado de capitales que han dificultado el acceso a fuentes de refinanciamiento en términos compatibles con la sostenibilidad del giro ordinario de sus actividades operativas», comunicó la compañía a la CNV.
La reestructuración fue acompañada por una baja en su calificación internacional por parte de Fitch, que la colocó en ‘CCC-’, reflejando una posición de liquidez limitada y mayores riesgos de refinanciación.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 30/06/2025 al 13/07/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 25 ofertas por un volumen total de 13.800.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 el millón de BTU en el PIST y U$S 4,94 puesto en el Gran Buenos Aires.
Dos ofertas fueron desde productores en Chubut, por 900.000 metros cúbicos día; otras siete ofertas desde Neuquén, por 4.200.000 m3/día; Seis ofertas desde Santa Cruz por 2.500.000 m3/día; Cinco ofertas desde Tierra del Fuego por un total de 4.400.000 m3/día; y cinco ofertas desde la cuenca Noroeste por un total de 1.800.000 metros cúbicos día.
Los precios del gas puesto en el PIST variaron desde U$S 3,83 hasta U$S 4,16 el MBTU, en tanto que puesto en el GBA variaron desde U$S 4,64 hasta U$S 5,12 el MBTU.
La sociedad integrada por YPF, Petrobras y Dow dedicada a la separación y el fraccionamiento del gas natural utilizará la inversión para ampliar 20% la capacidad de su planta en Bahía Blanca. Busca aprovechar la mayor disponibilidad de materia prima proveniente de Vaca Muerta. Compañía Mega, empresa local dedicada a la separación y el fraccionamiento de los componentes del gas natural, invertirá u$s 250 millones en su planta de Bahía Blanca para ampliar su capacidad de procesamiento. El proyecto, que estará listo para principios de 2026, tiene el objetivo de aprovechar el incremento de materia prima que vendrá desde Vaca […]
Esta semana se realizó una nueva edición de las Jornadas Petroquímicas, evento organizado por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) donde los principales CEOs y referentes del sector, junto a expertos multidisciplinarios, analizaron la situación actual de la industria y el camino hacia un futuro más competitivo y sostenible. “Argentina necesita construir, entre todos, un nuevo contrato productivo. Uno que no se firme, sino que se practique; que se base en reglas claras, coordinación eficiente y decisiones sostenidas en el tiempo”, señaló el director de Unipar, Guillermo Petracci, en su discurso de apertura a las Jornadas Petroquímicas 2025 que este año […]
En un contexto de transformación global en los mercados energéticos, especialistas destacan el rol estratégico de Vaca Muerta como plataforma de exportación hacia Chile y otros mercados. Durante un seminario organizado por el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), referentes del sector energético analizaron el potencial de Argentina como proveedor regional de gas natural, con eje en el desarrollo de Vaca Muerta y las crecientes oportunidades de exportación hacia Chile. La conclusión fue unánime: el gas argentino puede ser clave en el proceso de transición energética de América Latina, si se consolida una política sostenida y se avanza en infraestructura crítica. […]
En el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), ubicado en la zona rural de Allen, comenzó un ambicioso plan piloto que busca revitalizar la producción de hidrocarburos en una de las áreas gasíferas más relevantes de Río Negro. La empresa Quintana Energy dio inicio a los primeros ensayos de reinyección de gas seco, con el objetivo de recuperar líquidos del subsuelo y prolongar la vida útil del yacimiento. El proyecto forma parte de una estrategia de recuperación secundaria, mediante la cual se inyecta gas al reservorio para generar presión y, posteriormente, extraer hidrocarburos líquidos. Se trata de un ciclo alternado de […]
El proyecto Calcatreu revitalizó la economía de la Región Sur de Río Negro. El yacimiento de oro y plata ubicado cerca de Ingeniero Jacobacci genera empleo, inversión y consumo local en niveles que la zona no experimentaba desde hace décadas. La empresa Patagonia Gold conduce las tareas en el yacimiento desde 2018. La planificación contempla distintas fases: construcción, operación y cierre, con empleos directos y contratos para proveedores de bienes y servicios instalados en localidades cercanas. El número total de empleos vinculados al proyecto asciende a 742. Esa cifra incluye puestos directos e indirectos que abarcan desde operadores de maquinaria […]
El oleoducto de 437 km avanza con obras clave como la impermeabilización de tanques. El megaproyecto impulsará la exportación de crudo desde Punta Colorada. El avance del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) suma un nuevo hito en su camino para convertir al país en un peso pesado en la industria petrolera. En la zona de Allen, la firma Coripa S.A. participó de una etapa clave impermeabilizando los tanques TK-07 y TK-08 con geomembrana de polietileno de alta densidad (PEAD) de 1,5 mm de espesor. La tarea, realizada en un entorno de alta exigencia técnica y climática, forma parte de una […]
A lo largo de los seis últimos años, la producción de crudo se expandió a una tasa anual acumulativa del 6,5%, mientras que la producción no convencional traccionó la expansión de la oferta total de petróleo al crecer al 33,8% anual acumulativo en dicho período, lo que vuelve a reflejar el poderío del avance de Vaca Muerta para la industria. La participación del shale oil sobre la producción total de petróleo pasó del 17% en 2019 a casi el 60% durante los primeros meses del corriente año. En 2024 la producción total de petróleo en Argentina se incrementó un 9,9% […]
La Legislatura aprobó por unanimidad, el 30 de abril de este año, el proyecto de ley que declara el 17 de junio como Día del Petróleo y Gas Fueguino. Carlos Mansilla, presidente de la “Asociación Agrupación TF1 Ypefianos Fueguinos”, expresó su satisfacción y alegría tras la reciente sanción unánime del proyecto y referenció que este reconocimiento conmemora el descubrimiento del primer pozo de hidrocarburos en la provincia, un hito que marcó el inicio de la actividad hidrocarburífera en Tierra del Fuego. El proyecto surgió a partir del pedido de extrabajadores de YPF quienes presentaron la iniciativa para reconocer aquel hito […]
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) indicó que durante abril de 2025 la producción del sector creció un 1% respecto al mes anterior, como resultado de incrementos planificados en los niveles de fabricación. No obstante, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observaron caídas en todos los subsectores, con excepción de los productos básicos intermedios e inorgánicos. En el acumulado del año, los niveles de producción continúan reflejando una tendencia negativa. En cuanto a las ventas locales, la reseña de la Cámara registró un incremento del 17% en comparación […]
El legislador provincial Luciano Delgado Sempé presentó un proyecto de ley para la creación de un fideicomiso destinado a financiar obras de gas en Río Negro, utilizando el 10% anual del fondo del oleoducto Vaca Muerta Sur (VEMOS). El objetivo es multiplicar las obras de infraestructura gasífera en todo el territorio provincial, frente a una creciente demanda que no logra ser atendida con los recursos actuales. El fondo, que será administrado por Río Negro Fiduciaria, tendrá una disponibilidad anual de 4 millones de dólares y funcionará como un sistema de créditos reembolsables a los municipios, quienes a su vez podrán […]
El próximo 24 de junio en Madrid volverá a tener lugar el punto de encuentro clave para los tomadores de decisión del sector energético de la región en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2025.
Ejecutivos de primer nivel compartirán su visión sobre los retos y oportunidades del sistema eléctrico del futuro, centrados en temáticas urgentes como almacenamiento, regulación, electrificación y competitividad.
Entre los temas que marcarán la conversación se encuentran la necesidad de marcos regulatorios estables, el equilibrio entre seguridad del suministro y precios competitivos, el papel del almacenamiento como herramienta de flexibilidad y la integración del hidrógeno renovable como vector clave de descarbonización.
Los panelistas también compartirán sus estrategias frente al mercado de capacidad, las futuras subastas, la integración del hidrógeno verde y los combustibles bajos en carbono, así como los nuevos esquemas de inversión para afrontar un entorno tecnológico en acelerada transición.
Además, se pondrá el foco en cómo las compañías están abordando la estabilidad futura de la red y redefiniendo prioridades en un mercado cada vez más competitivo.
El FES Iberia 2025 contará con la participación de más de 400 ejecutivos públicos y privados, y ofrecerá una agenda que incluye múltiples paneles temáticos.
Se debatirá sobre fotovoltaica e hibridación con almacenamiento, visiones regionales del sur de Europa, innovación constructiva en Iberoamérica, tendencias tecnológicas en solar y baterías, gestión de activos y seguridad del suministro, despliegue renovable a nivel autonómico, y nuevas demandas como datacenters e industria electrointensiva.
Además, se incluirá un bloque internacional dedicado a la transición energética en Latinoamérica, que pondrá en valor las oportunidades de inversión, cooperación tecnológica y desarrollo regulatorio que surgen del nuevo escenario global de descarbonización y reconfiguración geopolítica.
La cita en Madrid se posiciona así como una instancia clave para definir el rumbo del ecosistema energético, con especial énfasis en las soluciones que permitirán alcanzar los objetivos climáticos y de inversión de cara a 2030.
La Secretaría de Energía de Argentina definió una nueva fecha para la presentación de ofertas y apertura de sobres técnicos de la licitación AlmaGBA por 500 MW de baterías a instalarse en las redes de Edenor y Edesur.
El jueves 3 de julio se darán a conocer los proyectos y empresas interesadas en la convocatoria, que cada vez levanta más interés dentro del sector energético, de manera que Energía Estratégica pudo confirmar que ya se presentaron más de 100 solicitudes ante las distribuidoras.
“Se han recibido más de 150 proyectos que fueron analizados divididos en más de 20 oferentes. El espectro de potencias solicitadas es amplio, se recibieron pedidos desde 10 MW hasta 150 MW, tanto en alta tensión (220 kV ó 132 kV) como en media tensión (33 kV ó 13,2 kV)”, aseguraron desde las distribuidoras.
Y para todos los pedidos de consultas se han realizado reuniones aclaratorias entre equipos técnicos de los proveedores del almacenamiento y de las distribuidoras, con el objetivo de esclarecer dudas técnicas respecto a la conexión a la red de la distribuidora.
Para cada una de las consultas se deben definir el nodo de conexión elegido, la potencia a inyectar y el nivel de tensión al cual desean conectarse. Mientras que con la información definida, la distribuidora realiza los estudios técnicos necesarios para establecer la factibilidad de la conexión del proyecto en forma independiente del resto.
Dichos estudios eléctricos se enfocan en analizar la posibilidad de carga y descarga de los sistemas de baterías en el periodo estipulado en el modelo de contrato de la licitación (15 años a contar desde la habilitación comercial)
En caso de resultar factible la conexión, el proceso concluye con la firma de la “carta acuerdo de conexión” entre el proveedor del almacenamiento y la distribuidora donde estará el proyecto.
Cabe recordar que cada sistema BESS deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.
Y si bien desde el sector denunciaron ciertas demoras ante consultas por la capacidad disponible en las subestaciones del AMBA (ver nota), hecho que dificultaba la correcta preparación de los proyectos, desde las distribuidoras informaron que los tiempos de respuesta se normalizaron.
“A pesar de la cantidad de consultas recibidas y del amplio espectro analizado, cada solicitud se ha respondido en tiempo y forma. Los tiempos de respuesta promedio resultan del orden de 5 días de acuerdo a la coordinación entre los equipos técnicos de las partes”, sostuvieron fuentes cercanas a este portal de noticias.
“De hecho, las distintas consultas recibidas se encuentran en diferente estado de avance, incluso algunas ya se encuentran en el proceso de firma de la carta acuerdo de conexión. Es cierto que la cantidad de consultas recibidas superó las expectativas iniciales, pero una vez definidos los canales y procedimientos a seguir en las consultas, el tema alcanzó una dinámica acorde a las necesidades de ambas partes”, insistieron.
Próximos pasos de la licitación
La presentación y apertura de ofertas administrativas y técnicas se realizará el 3 de julio; en tanto que la apertura de las propuestas económicas se hará el 7 de agosto, y la adjudicación se dará a conocer el 18/8.
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó, a inicios de este mes, una adenda que contiene modificaciones a las Bases de la Licitación Abierta 1-2025. Los cambios impactan sobre los objetivos de contratación, cronograma de eventos y rondas sucesivas para la evaluación económica de las ofertas.
Respecto al objetivo, se aclara que ya habiendo ejecutado el proceso de selección del Bloque A vinculado a 306 MW, los esfuerzos se enfocan ahora en el Bloque B que persigue 166 MW para suministro entre el 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2030, y un nuevo Bloque C para asegurar 176 MW entre el 1 de septiembre del 2025 y el 30 de abril del 2026.
Es preciso recordar que mediante este proceso se busca tanto potencia como energía eléctrica para el suministro de los usuarios de Empresa Eléctrica de Guatemala Sociedad Anónima (EEGSA), Distribuidora de Electricidad de Occidente Sociedad Anónima (DEOCSA) y Distribuidora de Electricidad de Oriente Sociedad Anónima (DEORSA).
Quienes resulten ganadores serán responsables del cubrimiento de la demanda firme de los usuarios del servicio de distribución final de dichas distribuidoras en el periodo adjudicado, conforme los contratos por Diferencias con Curva de Carga, Potencia sin Energía Asociada, Energía Generada y Contrato de Opción de Compra de Energía establecidos en la Norma de Coordinación Comercial No. 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).
Está previsto que el proceso de la Licitación Abierta 1-2025 se realice por completo este año. Ahora bien, tras la última adenda se contempla que el Bloque B y el Bloque C cuenten con cronograma de eventos separados, de modo tal que la presentación de las ofertas, evaluación y adjudicación pueda ser en diferentes fechas.
Sobre el mecanismo de selección también habría cambios. Si bien, se mantienen las rondas sucesivas para la evaluación económica de las ofertas la adjudicación estará sujeta a:
Para el Bloque B: cubrir hasta 166.00 MW de Potencia Garantizada con energía asociada para el período estacional 01 de mayo 2026 – 30 de abril 2030, debiéndose entender que el objetivo de contratación de potencia que determine la Junta de Licitación puede ser menor para cumplir los objetivos del proceso de licitación.
Para el Bloque B: Cubrir hasta 61.00 MW de Potencia Garantizada sin Energía Asociada, debiéndose entender que la potencia que se contrate bajo esta modalidad se reduce de los valores indicados en el numeral anterior. Asimismo, ante ofertas con precio iguales, se adjudicará en proporción a la Potencia Máxima Garantizada ofertada, siempre que se cumplan con las condiciones presentadas para las respectivas ofertas.
Para el Bloque C: cubrir hasta 121.00 MW de Potencia Garantizada con Energía Asociada conforme el siguiente cuadro para el período estacional 01 de septiembre 2025 – 30 de abril 2026, debiéndose entender que el objetivo de contratación de potencia que determine la Junta de Licitación puede ser menor para cumplir los objetivos del proceso de licitación.
Para el Bloque C: Cubrir al menos 55.00 MW de Potencia Garantizada sin Energía Asociada conforme el siguiente cuadro, la cual podrá ser mayor en la medida que sea menor el valor de contratación de potencia indicado en el numeral romano v. anterior. Ante ofertas con precio iguales, se adjudicará en proporción a la Potencia Máxima Garantizada ofertada, siempre que se cumplan con las condiciones presentadas para las respectivas ofertas. Conforme el siguiente período y potencia garantizada sin energía asociada a contratar.
Sungrow se posiciona como un actor clave de cara a la próxima licitación de generación y almacenamiento que se realizará en República Dominicana, en un contexto donde las autoridades locales buscan acelerar la incorporación de tecnologías que garanticen mayor confiabilidad en el suministro eléctrico.
El anuncio oficial fue realizado por el ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante la cuarta edición del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), donde anticipó que las distribuidoras eléctricas lanzarán una convocatoria orientada a tecnologías renovables con almacenamiento, que competirán por contratos de largo plazo.
“Es una señal desde nuestro modo de ver positiva, también porque venimos con muchas expectativas en los últimos diría un año y medio en general”, manifestó Héctor Núñez, Director de Ventas para México, Colombia, Centroamérica y el Caribe de Sungrow.
La empresa, líder mundial en electrónica de potencia para energías renovables y sistemas de almacenamiento energético, ya cuenta con una amplia oferta tecnológica y una experiencia regional que busca capitalizar en este mercado.
Desde la perspectiva de Sungrow, la licitación llega en un momento oportuno para consolidar soluciones que integren almacenamiento con energía solar en el país. Núñez aseguró que se trata de una “posibilidad bastante positiva para incorporar sistemas de almacenamiento en un país como la República Dominicana, que es una isla y que necesita y tiene un requerimiento muy especial y muy particular de energía”.
En este marco, las declaraciones del referente de Sungrow fueron recogidas durante una entrevista audiovisual en el marco del evento FES Caribe, donde enfatizó que la compañía ya cuenta con un posicionamiento local relevante. “Desde nosotros como Sungrow, que ya tenemos un posicionamiento en la República Dominicana de liderazgo en suministros de proyectos fotovoltaicos y también algunos proyectos de almacenamiento, creo que podemos aportar muchísimo”.
Actualmente, Sungrow acumula más de 7 GWh contratados en soluciones BESS en América Latina, cifra que consolida su presencia y experiencia en integración de sistemas avanzados de almacenamiento. Esa capacidad le permite “trasladar perfectamente la experiencia a la licitación”, explicó Núñez, quien también destaca la flexibilidad técnica de las soluciones de la empresa como ventaja competitiva.
En paralelo, la regulación local también ha dado pasos importantes. El año pasado, la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024, que establece la obligación de integrar almacenamiento en proyectos renovables de entre 20 MWac y 200 MWac, exigiendo una capacidad equivalente al 50% de la potencia instalada, con una duración mínima de cuatro horas.
Este marco normativo da forma a un mercado en expansión. Actualmente existen en República Dominicana al menos 20 proyectos PV + BESS candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030, los cuales representarían cerca de 1.860 MW de generación y unos 542 MWh de capacidad de almacenamiento, según datos de la CNE a inicios de este 2025.
En ese contexto, Núñez destacó la diversidad de configuraciones que ofrece Sungrow. “Tenemos inversor tipo cadena con una batería en acoplamiento en AC, pero al mismo tiempo tenemos inversores centrales que pueden aprovechar esa irradiación solar e inyectar a esa batería en DC coupling”, describió, al tiempo que subrayó que esa flexibilidad evita imponer una solución única a los desarrolladores.
“Nos permite ser muy agnósticos y no empujar a que el cliente tome una específica, sino entender muy bien su proyecto y que él, en base a su necesidad real, nosotros vayamos por un camino o por otro”, puntualiza el ejecutivo. Esta orientación técnica se complementa con una oferta que apunta a la eficiencia operativa: “El Power Titan 2.0 es supremamente competitivo, es un producto que en 20 pies ya metemos 5 MWh que ya tiene el propio inversor o los PCS dentro del propio contenedor”.
La solución integral que propone Sungrow está diseñada específicamente para entornos exigentes como el del Caribe, donde factores como la humedad y la salinidad pueden afectar el rendimiento de los equipos. “Es una solución completamente integral que ya se refrigera líquidamente hasta el inversor y eso evita también todo el tema de humedades… de cara a la operación y mantenimiento es un equipo prácticamente libre de mantenimiento”, indicó Núñez. Esta característica contribuye directamente a la reducción del OPEX, un aspecto crítico para asegurar la viabilidad financiera de los proyectos a largo plazo.
A nivel regional, el Caribe continúa avanzando en esta dirección. Numerosas islas y archipiélagos están demandando soluciones BESS no solo para almacenamiento de energía, sino también para brindar servicios auxiliares como la regulación de frecuencia, voltaje o arranque en negro, elementos claves para garantizar estabilidad en sistemas aislados.
En este escenario, Sungrow extiende su invitación a desarrolladores y empresas interesadas en el mercado dominicano: “Estas soluciones están a disposición ya de nuestros clientes y bueno, es con lo que venimos acá como a nuestra oferta de valor”, concluyó Núñez.
Energía Real, empresa que opera el portafolio de generación distribuida más grande de México, se encuentra en plena expansión. La compañía proyecta alcanzar 250 MW operativos hacia finales de 2025 y escalar sus activos a 1 GW para 2030, a partir de una nueva ronda de captación de fondos.
“Estamos en un proceso de levantamiento de capital por 700 millones de dólares”, confirmó Óscar García, Head of Growth and Customer Success de Energía Real. La empresa ya ha invertido más de 150 millones de dólares en activos operativos a través de rondas de financiamiento anteriores, respaldadas por entidades como Riverstone y Banco Sabadell.
La inyección de nuevos recursos permitirá consolidar una oferta energética centrada en soluciones a medida, robusteciendo su presencia no sólo con solar distribuida sino también autoconsumo, almacenamiento en baterías e infraestructura inteligente.
“Buscamos ser un proveedor único e integral de soluciones energéticas”, subrayó García, al describir los tres pilares que estructuran la propuesta de valor de Energía Real: hiperpersonalización, integración tecnológica y relaciones de largo plazo.
Actualmente, el portafolio operativo de la compañía se compone principalmente de generación distribuida in situ mediante contratos PPA. Al cierre del 2024, 107 MW correspondían a solar distribuida, 20 MW/40 MWh a sistemas de almacenamiento y otros 20 MW en suministro calificado. “Hoy, ya hemos superado los 150 MW”, señaló el vocero indicando el progreso evidenciado en los primeros meses del 2025.
La nueva estrategia del sector eléctrico mexicano que anticipa el aumento del umbral para generación distribuida a 0.7 MW y promueve el autoconsumo de 0.7 MW hasta los 20 MW, ha reconfigurado el panorama de inversión. Por lo que Energía Real acelera su proceso de levantamiento de capital que les permita abordar proyectos de mayor envergadura y encaminar 1 GW en México.
“Ya tenemos bastantes clientes de diferentes industrias”, aseguró García en referencia a proyectos ya operativos en el sector automotriz, manufactura, retail, alimentos y bebidas. Este track record marca un gran diferencial que les permitirá avanzar con activos de mayor escala bajo los nuevos esquemas.
“Auguramos que este año podamos ya arrancar con alguno muy grande en autoconsumo”, comentó el Head of Growth and Customer Success. Un punto de oportunidad estaría en empresas de minería, data centers y grandes constructoras, que comienzan a evaluar este esquema como parte de su estrategia de optimización energética.
Para estos perfiles de clientes, lograr autonomía energética hace sentido y encontrarían en Energía Real un aliado estratégico para lograrlo. Con experiencia desde 2021 en la implementación de soluciones híbridas, esta empresa ha optimizado su know-how en configuraciones solares y de almacenamiento para distintos entornos de demanda compleja. “Entendemos ya muy bien cómo funciona el sistema de microrredes privadas”, afirmó García en ese contexto.
Para dar respuesta a las nuevas demandas en el mercado, Energía Real no sólo refuerza su estrategia financiera sino también operativa mediante la colaboración con otros actores del sector para asegurar por ejemplo el EPC de sus nuevos proyectos. En ese sentido, García subrayó que la firma mantiene una política abierta de cooperación sectorial. “Nos encanta colaborar”, afirmó.
En línea con aquello, Energía Real participa activamente en gremios civiles y empresarios como ASOLMEX y AMIF, y siendo Empresa B certificada, promueve acciones ambientales concretas entre las que se destaca la creación de Rafiqui, la primera sede recicladora de paneles solares en México, consolidando su enfoque ESG como parte integral de su cultura corporativa.
José Pablo Montoya, coordinador de la Comisión de Energía de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR), advierte tres grandes desafíos que los industriales enfrentan para garantizar su suministro eléctrico.
El primero es el alto costo de la electricidad, resultado de un modelo de generación cerrado y limitado, donde Grupo ICE tiene el control casi total, lo que impide que las empresas accedan a energía más competitiva y limita la participación de nuevos actores.
“Este modelo que es de “comprador único”, en el cual solo el ICE puede adquirir energía de privados (que además tienen un tope en generación), impide la libre competencia y genera ineficiencias”, observa José Pablo Montoya.
El segundo problema, considera, es la falta de seguridad energética, evidenciada por la dependencia a la hidroeléctrica que representa alrededor del 68% de la capacidad instalada total del sistema. “Esto nos dejó al borde de los racionamientos en 2024 debido al fenómeno de El Niño”, indica el referente empresario.
De hecho, recuerda que mientras que en 2023 la producción hidroeléctrica representó un 69,7% del total, en el 2024 fue de un 66,9% mientras que, la termoelectricidad representó un 5.1% en 2023 y un 10,6% en el 2024; la producción con este tipo de fuente aumento para el año pasado, en un 118.9%.
De allí que, un tercer gran desafío estaría dado por la ausencia de un marco normativo moderno, que permita una planificación integral, la diversificación de fuentes de generación y la atracción de nuevas inversiones.
“De las 12 leyes vigentes que actualmente regulan al sector eléctrico en el país, no existe una ley general, que de manera integral defina cómo opera el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y ninguna que coloque como eje central al consumidor”, observa.
Desde su óptica como coordinador de la Comisión de Energía de la CICR, considera que aquello limita la capacidad del país para responder al crecimiento de la demanda energética y adaptarse a los cambios tecnológicos del mercado.
De aprobarse la reforma del modelo eléctrico, ¿esos problemas se resolverían? José Pablo Montoya sostiene que sí.
“La aprobación de la Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional podría resolver estos problemas. En primer lugar, permitiría una apertura del mercado de generación, atrayendo nuevos actores que competirían en costo – eficiencia, lo que resultaría en tarifas más bajas para todos los consumidores”.
La entrada de nuevos actores privados sería clave para fortalecer la seguridad energética del país. Siguiendo con el análisis del referente consultado, “si se permite que más actores participen en la generación, especialmente con tecnologías como solar, eólica, geotermia y biomasa, se diversifica la matriz y se reduce el riesgo de depender de una sola fuente o de un solo operador”.
Por último, al establecer un marco normativo actualizado y coherente, se garantizaría una planificación integral con un operador del sistema independiente, técnico y neutral, mejorando la competitividad del país y atrayendo nuevas inversiones, especialmente en sectores estratégicos como manufactura avanzada, semiconductores e inteligencia artificial.
De esta manera, “el aumento de inversiones privadas en energías renovables es clave para mitigar estos riesgos”, subraya Montoya y detalla:
“En primer lugar, permitiría una mayor oferta de energía a precios competitivos, ya que los generadores privados competirían por ofrecer las mejores tarifas, beneficiando tanto a las industrias como a los consumidores residenciales y comerciales.
En segundo lugar, incrementaría la diversificación de la matriz energética, reduciendo la dependencia absoluta de fuentes como la hidroeléctrica, que son vulnerables al cambio climático.
Finalmente, fortalecería la seguridad energética, asegurando que el país cuente con capacidad suficiente para abastecer el crecimiento de la demanda y atraer nuevas industrias. Esto no solo garantizará energía accesible y estable, sino que también contribuirá a la descarbonización de la economía y a la creación de empleos de calidad”.
La compañía estatal francesa de energía EDF anunció la integración de sus filiales que operan a escala internacional bajo la nueva entidad EDF power solutions.
Esta transformación es parte de un proceso de la empresa a nivel global, que busca combinar las actividades y el expertise de la División Internacional del Grupo EDF con las de EDF Renewables en los 25 países donde opera. El objetivo es aprovechar sinergias y fortalecer la capacidad del Grupo EDF para seguir colaborando con la transición energética y ofrecer a sus clientes soluciones energéticas integradas -que van desde el suministro de energía hasta la prestación de diversos servicios energéticos- a través de un portafolio diversificado.
Presente en Chile hace más de diez años, con esta integración el Grupo EDF consolida un portafolio, desarrollado junto a sus socios, de más de 1,4 GW de capacidad instalada. EDF power solutions Chile cuenta con un equipo multidisciplinario con experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos, el cual está enfocado en implementar la estrategia de crecimiento del Grupo EDF en el país.
“Es un honor asumir el liderazgo de EDF en Chile en un momento tan desafiante, pero al mismo tiempo tan lleno de oportunidades para el sector energético. La creación de EDF power solutions representa una decisión estratégica que nos permitirá seguir creciendo en el país a través de un portafolio integrado y una estrategia más robusta”, señaló JoanLeal, el CEO de EDF power solutions designado en Chile.
Sobre EDF power solution Chile
El Grupo EDF está presente en Chile desde el año 2014, y cuenta con una capacidad instalada de generación de más de 1.400 MW, lo que lo convierte en el quinto actor del sector generación más importantes del país. Cuenta con un portafolio diversificado de proyectos en desarrollo, que considera proyectos híbridos de generación renovable con almacenamiento, así como también proyectos de tecnologías innovadoras como el hidrógeno verde. (Ver anexo).
El modelo de negocios del Grupo EDF en Chile considera el desarrollo de proyectos en co-control con socios con expertise local. Actualmente, participa junto a AME en la propiedad de Generadora Metropolitana, a través de la cual opera la planta solar CEME 1 (las más grande del país) y las centrales térmicas Nueva Renca, Los Vientos y Santa Lidia. Además, participa junto al Grupo Ibereólica Renovable de la propiedad del parque eólico Cabo Leones I y junto a AME de la planta fotovoltaica Santiago Solar.
La petrolera estatal surinamesa Staatsolie firmó un acuerdo con Malasia Petroliam Nasional Berhad (Petronas) para perforar en el offshore de Surinam. Según el documento, Petronas a través de su filial PSEPBV, adquirirá los derechos de exploración, desarrollo y producción en el Bloque 66, con una participación del 80%, mientras que Staatsolie tendrá un 20% a través de su filial POC.
Petronas se comprometió a perforar dos pozos de exploración situados en zonas prometedoras del bloque 66 durante la primera fase del periodo de exploración.
El Bloque 66 tiene aproximadamente 3.390 kilómetros cuadrados, está situado en aguas profundas de entre uno y dos kilómetros, se encuentra en la parte occidental de la Cuenca Guayanesa de Surinam y limita con el Bloque 52 al sur y con el Bloque 58 y 53 al oeste; donde se han realizado descubrimientos de petróleo y gas en los últimos años. Petronas opera en Surinam en los Bloques 48, 52, 53, 63, 64 y 66 y ha realizado hasta ahora cuatro descubrimientos de petróleo y gas, de los cuales los descubrimientos en el Bloque 52 están siendo objeto de intensas investigaciones adicionales.
Tras este acuerdo, alrededor del 50% de la superficie marina de Surinam está ya bajo contrato.
Staatsolie alcanzó en marzo de 2024 un acuerdo con la empresa estadounidense ExxonMobil y Petronas para seguir explorando el gas descubierto en 2020 en el pozo de exploración Sloanea 1 en el bloque 52.
Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta, que en país comercializa la marca de combustibles Puma y opera la refinería de Bahía Blanca, empezó este lunes a importar gas natural desde Bolivia para revenderlo a generadoras eléctricas privadas en la Argentina, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas. Lo propio hizo Gas Meridional, una empresa comercializadora, que desde hace dos semanas también comenzó a traer gas desde el país del Altiplano para abastecer el consumo de gas de otra compañía generadora.
Es la primera vez en más de dos décadas que empresas privadas pueden importar gas desde Bolivia, una actividad que hasta el año pasado estaba en cabeza de la empresa estatal Enarsa. De hecho, tanto Trafigura como Gas Meridional acordaron con Enarsa el pago de una tarifa de transporte por utilizar el gasoducto Juana Azurduy, la única conexión disponible con capacidad para importar gas desde el país que preside Luis Arce.
Apertura
Las dos operatorias constituyen un caso testigo de la apertura del mercado eléctrico que pretende el gobierno de Javier Milei, que busca que las generadoras puedan comprar el combustible de forma independiente de Cammesa, la compañía administradora del despacho mayorista eléctrico, que desde 2006 controló al suministro de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales termoeléctricas.
El acuerdo que alcanzó Trafigura con YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, permitió que ayer se importaran 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) bajo la modalidad interrumpible. Gas Meridional también alcanzó un entendimiento bajo la modalidad interrumpible con YPFB para importar hasta 5 MMm3/día. En los últimos días se trajeron 1,1 MMm3/día del fluido. Fuentes al tanto de las operaciones indicaron a este medio que la oportunidad está en el abastecimiento de fluido para las centrales termoeléctricas que están conectadas al sistema troncal de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN).
«Trafigura busca arbitrar en el mercado entre la necesidad de un vendedor, en este caso YPFB, y las necesidades de los compradores, que son las generadoras eléctricas. Ahí está su valor. Hasta el año pasado, la importación de gas desde Bolivia la manejaba el Estado. A partir de ahora lo harán los privados en los términos que se negocien en cada caso», explicaron desde una empresa petrolera.
La exportación de gas natural a través de Bolivia es una de las opciones que tiene mayores chances.
Transporte insuficiente
Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural previstos para el próximo invierno en las provincias del noroeste no podrán ser totalmente cubiertos por la producción local del hidrocarburo por falta de capacidad de transporte.
Un relevamiento realizado por este medio con las distribuidoras y transportistas que operan en la región arrojó que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste —en franca declinación desde hace más de 10 años— aporta menos de 3 MMm3/día del fluido, en tanto que el Gasoducto del Norte está en condiciones de suministrar otros 15 millones desde la zona centro del país.
Los volúmenes en el gasoducto podrían aumentar hasta los 19 MMm3/d si se terminan con las obras en las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero y Lumbreras, en Salta. Pero aún así, en los días de bajas temperaturas se prevé que falte oferta de gas para cubrir la demanda de grandes usuarios y generadoras térmicas, porque no no existe capacidad de transporte disponible para llevar gas hasta el norte de Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.
Más competencia
Los acuerdos de importación de Trafigura y Gas Meridional van en la dirección de la normalización del sistema eléctrico que impulsa el gobierno, que recién está dando sus primeros pasos. Se espera que se publique una batería de regulaciones en los próximos meses para profundizar esa apertura.
Hasta ahora la Secretaría de Energía publicó a comienzos de año la resolución 21/2025 que busca reintroducir la competencia en el mercado eléctrico. Uno de los puntos clave de esa apertura fue habilitar a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa.
Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta, que en país comercializa la marca de combustibles Puma y opera la refinería de Bahía Blanca, empezó este lunes a importar gas natural desde Bolivia para revenderlo a generadoras eléctricas privadas en la Argentina, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas. Lo propio hizo Gas Meridional, una empresa comercializadora, que desde hace dos semanas también comenzó a traer gas desde el país del Altiplano para abastecer el consumo de gas de otra compañía generadora.
Es la primera vez en más de dos décadas que empresas privadas pueden importar gas desde Bolivia, una actividad que hasta el año pasado estaba en cabeza de la empresa estatal Enarsa. De hecho, tanto Trafigura como Gas Meridional acordaron con Enarsa el pago de una tarifa de transporte por utilizar el gasoducto Juana Azurduy, la única conexión disponible con capacidad para importar gas desde el país que preside Luis Arce.
Apertura
Las dos operatorias constituyen un caso testigo de la apertura del mercado eléctrico que pretende el gobierno de Javier Milei, que busca que las generadoras puedan comprar el combustible de forma independiente de Cammesa, la compañía administradora del despacho mayorista eléctrico, que desde 2006 controló al suministro de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales termoeléctricas.
El acuerdo que alcanzó Trafigura con YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, permitió que ayer se importaran 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) bajo la modalidad interrumpible. Gas Meridional también alcanzó un entendimiento bajo la modalidad interrumpible con YPFB para importar hasta 5 MMm3/día. En los últimos días se trajeron 1,1 MMm3/día del fluido. Fuentes al tanto de las operaciones indicaron a este medio que la oportunidad está en el abastecimiento de fluido para las centrales termoeléctricas que están conectadas al sistema troncal de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN).
«Trafigura busca arbitrar en el mercado entre la necesidad de un vendedor, en este caso YPFB, y las necesidades de los compradores, que son las generadoras eléctricas. Ahí está su valor. Hasta el año pasado, la importación de gas desde Bolivia la manejaba el Estado. A partir de ahora lo harán los privados en los términos que se negocien en cada caso», explicaron desde una empresa petrolera.
La exportación de gas natural a través de Bolivia es una de las opciones que tiene mayores chances.
Transporte insuficiente
Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural previstos para el próximo invierno en las provincias del noroeste no podrán ser totalmente cubiertos por la producción local del hidrocarburo por falta de capacidad de transporte.
Un relevamiento realizado por este medio con las distribuidoras y transportistas que operan en la región arrojó que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste —en franca declinación desde hace más de 10 años— aporta menos de 3 MMm3/día del fluido, en tanto que el Gasoducto del Norte está en condiciones de suministrar otros 15 millones desde la zona centro del país.
Los volúmenes en el gasoducto podrían aumentar hasta los 19 MMm3/d si se terminan con las obras en las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero y Lumbreras, en Salta. Pero aún así, en los días de bajas temperaturas se prevé que falte oferta de gas para cubrir la demanda de grandes usuarios y generadoras térmicas, porque no no existe capacidad de transporte disponible para llevar gas hasta el norte de Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.
Más competencia
Los acuerdos de importación de Trafigura y Gas Meridional van en la dirección de la normalización del sistema eléctrico que impulsa el gobierno, que recién está dando sus primeros pasos. Se espera que se publique una batería de regulaciones en los próximos meses para profundizar esa apertura.
Hasta ahora la Secretaría de Energía publicó a comienzos de año la resolución 21/2025 que busca reintroducir la competencia en el mercado eléctrico. Uno de los puntos clave de esa apertura fue habilitar a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figuera, afirmó que “La Provincia siempre tuvo reglas de juego claras para la industria del petróleo y el gas. Más allá de las diferencias políticas con gobiernos anteriores, nunca cambiamos las reglas de juego para las empresas. No podemos decir lo mismo de los gobiernos nacionales, que viven modificando el escenario y generando incertidumbre de acuerdo a quién le toque gobernar”.
Durante su participación en las Jornada EnergíaOn, organizadas por el diario Río Negro, el mandatario recordó que “hay más de 28 % de costo impositivo que lo recauda el Estado Nacional. Eso es un costo oculto, porque no lo vemos en beneficio de nuestra gente, en nuestras rutas”.
“A los municipios les reclaman por la tasa vial que cobran, pero eso se vuelca en al asfalto en las ciudades, mientras que las rutas nacionales están destruidas. No hay que cargar tanto sobre las provincias y municipios porque nos hemos puesto sobre nuestras espaldas gran parte de las responsabilidades que existen en este país”, afirmó.
Figueroa recordó que el Gobierno provincial está construyendo 600 kilómetros de rutas y destacó que “ahora la industria se ha puesto de acuerdo y está financiando gran parte de la Ruta 7 con fondos propios”, en referencia a la empresa YPF. Dijo que, en contrapartida, “muchas de las rutas nacionales que atraviesan nuestro territorio están en estado de abandono”.
“Vamos a pesar todos los camiones porque nos están destruyendo nuestras rutas, y vamos a cobrarle peaje a todos los que vengan de otras provincias. El neuquino no va a pagar y la empresa neuquina va a pagar menos. También tenemos que ver cómo proyectamos un tren, cómo podemos alivianar las rutas, cómo le podemos otorgar mayor seguridad a nuestra gente al transitar las rutas”, aseguró.
En este sentido, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recordó que junto con Neuquén “pedimos al Gobierno nacional la provincialización de las rutas, un contrato de operación y mantenimiento, o que el Estado nacional se haga cargo. Nos respondieron negativamente a los tres planteos, por eso estamos preparando una medida cautelar para que la Justicia Federal obligue a sentarse en una mesa al Estado nacional y resolver qué es lo que van a hacer con las rutas”.
Figueroa coincidió con su par rionegrino en que los Estados provinciales realizan muchas obras que también benefician a las empresas.
“Estamos haciendo nueve escuelas técnicas de 5.000 metros cuadrados cada una, que representan 14 millones de dólares de inversión. Eso, por supuesto fortalece todo un desarrollo que le viene muy bien a las empresas. ¿Por qué? Porque eso ayuda a contribuir a tener, no solo la capacidad instalada, sino paz social”. Y aseguró: “Acá los gobiernos terminamos haciendo muchas de esas obras que otorgan soluciones, lo que no ocurre en otros lugares del mundo”.
El informe mensual elaborado por laCámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) indicó que durante abril de 2025 la producción del sector creció un 1% respecto al mes anterior, como resultado de incrementos planificados en los niveles de fabricación.
No obstante, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observaron caídas en todos los subsectores, con excepción de los productos básicos intermedios e inorgánicos. En el acumulado del año, los niveles de producción continúan reflejando una tendencia negativa.
En cuanto a las ventas locales, la reseña de la Cámara registró un incremento del 17% en comparación al mes de marzo 2025, impulsado por un mayor volumen de comercialización en casi todos los subsectores, salvo en finales termoplásticos y básicos orgánicos e inorgánicos. Sin embargo, frente al mismo mes de 2024, el crecimiento fue moderado, con una variación positiva del 4%. Por su parte, el acumulado del año muestra una caída del 15 por ciento.
Exportaciones
Respecto a las exportaciones, el informe señala una disminución del 2% en abril respecto al mes anterior de este año. Esta baja también se refleja en la comparación interanual, aunque el acumulado del primer cuatrimestre muestra una suba del 28%, destacando el esfuerzo de las empresas por sostener su inserción internacional pese a la volatilidad del contexto.
Por su parte, el informe realizado por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) señaló que durante abril de 2025 la producción creció un 3% respecto del mes anterior, registrando además una suba del 8% en la comparación interanual y del 4% en el acumulado del año. Las ventas locales mostraron un incremento mensual del 4%, aunque se observó una caída del 7% interanual y del 8% en el acumulado. En cuanto a las exportaciones, se registró una leve baja del 2% en abril respecto a marzo, pero con incrementos del 14% en términos interanuales y del 43% en el acumulado anual.
Balanza comercial
Durante abril de 2025, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 5,92% inferior al mismo mes del año anterior, con descenso del 3,15% en las importaciones, mientras que las exportaciones crecieron un 0,88%.
En cuanto al uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta registró que durante abril de 2025 tuvo un uso promedio del 43% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos.
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 abril 2025, fueron de 257 millones de dólares, acumulando un total de US$ 1.020.000.- millones en el primer cuatrimestre del año.
“El desempeño de abril confirma una leve recuperación en algunos indicadores, como producción y ventas locales, aunque los desafíos persisten en el frente interanual y en el sostenimiento del crecimiento exportador. Es clave que la tendencia de mayor consumo doméstico se consolide para potenciar la demanda y es clave para nuestro sector al ser `Industria de Industrias´ ”,destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El gobierno licitó la semana pasada otros 8 cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para afrontar la mayor demanda del invierno. Fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que siete barcos se le adjudicaron a TotalEnergies y el restante a British Petroleum por un precio que se ubicó en torno a los 12 dólares por millón de BTU.
En el informe que elevó a la Cámara de Diputados en abril, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, informó que este año estaba previsto importar 29 barcos equivalentes a 1600 millones m3 de gas natural.
Respuesta brindada por Jefatura de Gabinete al Congreso en abril.
La estimación inicial era que esos cargamentos podrían demandar unos 740 millones de dólares, superando los 671 millones del año pasado cuando se importaron 28 cargamentos (inicialmente estaba previsto consumir 30, pero terminaron siendo dos menos).
Hasta el momento ya se llevan importados 22 cargamentos para la terminal de Escobar. En marzo se licitaron 6 cargamentos que fueron adjudicados a British Petroleum a un precio promedio de 13,66 dólares por millón de BTU. En abril se licitó un segundo cargamento de 8 barcos y todos volvieron a adjudicarse a British Petroleum por 11,47 dólares por millón de BTU en promedio.
La expectativa inicial era poder importar menos barcos durante 2025, pero las demoras en las obras de reversión del Gasoducto Norte terminaron modificando los planes. Esa reversión es necesaria para poder llevar el gas de Vaca Muerta al norte argentino.
Cada firma se quedará con el 50%, pero la operadora será la norteamericana según detalla el MoU que se anunciará en pocos días. YPF está cerca de firmar un acuerdo con una empresa de los Estados Unidos para reconvertir la refinería de San Lorenzo y, desde ahí, empezar a exportar biocombustibles para la industria de la aviación. En los próximos días o semanas se concretará un Memorándum de Entendimiento (MoU) que sentará las bases para esta inversión que apunta a reutilizar una planta que estaba prácticamente abandonada. El mercado al que se apunta es el del SAF (Sustainable Aviation Fuel) […]
Quintana Energy comenzó con los primeros ensayos de reinyección de gas seco en el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO) en la zona rural de Allen, con el objetivo de recuperar hidrocarburos líquidos y reactivar la producción en el área gasífera más importante de la provincia. Este ensayo forma parte de un ambicioso proyecto de recuperación de licuables que busca extender la vida útil del yacimiento mediante una técnica de inyección de gas al subsuelo, en un ciclo que alterna inyección y producción para optimizar los resultados. La iniciativa fue presentada por la empresa como parte del plan de inversiones que […]
Aunque desde la propia empresa no lo confirman ni lo desmienten, es un hecho: el grupo Techint se sumará al consorcio de empresas Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), que en los próximos días firmará un proyecto de crédito sindicado por USD 1.700 millones con un grupo de bancos internacionales, en la mayor operación de crédito corporativo para obras energéticas en la Argentina en lo que va del siglo. La incorporación del grupo encabezado por Paolo Rocca a uno de los principales proyectos de inversión en infraestructura y potencial exportador de la Argentina involucra a dos de sus empresas: la petrolera […]
Los precios del crudo Brent y del WTI se dispararon tras el ataque aéreo lanzado por Israel. Analistas alertan sobre el riesgo de interrupción del suministro global si Irán responde cerrando el estrecho de Ormuz. El precio del petróleo subió más de 10% tras un ataque de Israel a Irán. Analistas temen un bloqueo del estrecho de Ormuz y una crisis global en el suministro. El conflicto entre Israel e Irán encendió las alarmas en los mercados. La madrugada del viernes, tras un ataque israelí que fue calificado como “preventivo”, los precios del petróleo registraron un salto superior al 10%. […]
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Ya comenzaron los trabajos en el Parque Industrial de Centenario. El proyecto de Silvetti Arquitectos contempla una nave principal de 520 m2 y otra complementaria de 465 m2 en un emprendimiento en el que trabajarán 35 personas. Comenzaron los trabajos para construir en el Parque Industrial de Centenario una planta que producirá entre 1.500 y 2.000 viandas refrigeradas y envasadas al vacío por día. Con el impulso de Vaca Muerta como telón de fondo y Añelo y el Alto Valle como destino de una buena cantidad de esas viandas, la planta de Olivia Catering tendrá 35 empleados y reforzará el […]
Un reciente informe de la consultora Aleph Energy, elaborado por el especialista Daniel Dreizzen, arroja luz sobre esta cuestión con un enfoque técnico y económico preciso. En medio de un contexto global de transición energética, la gran apuesta de hidrocarburos argetinos es Vaca Muerta, la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo. Pero, detrás del boom de fracturas y récords de producción, surge una pregunta clave: ¿cuál es el verdadero costo de producir petróleo en Vaca Muerta y qué tan rentable es? Un reciente informe de la consultora Aleph Energy, elaborado por el especialista […]
Al igual que otras provincias patagónicas, Tierra del Fuego enfrenta una compleja situación económica debido a la significativa caída de las regalías hidrocarburíferas y la coparticipación federal, generada por el bajo precio del petróleo y el atraso cambiario. La provincia de Tierra del Fuego se encuentra en un estado de alerta financiero, lidiando con un panorama económico similar al de otras provincias productoras de hidrocarburos. La caída del precio internacional del petróleo y el atraso cambiario están impactando directamente en las finanzas públicas, particularmente en lo que respecta a las regalías hidrocarburíferas y la coparticipación federal. En el caso específico […]
La Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) llevará adelante una nueva edición de su reunión anual en la que participarán los principales referentes de la industria química y petroquímica, quienes analizarán las oportunidades que ofrece el sector. La jornada tendrá lugar del 20 al 23 de octubre en Cancún, México.
“La jornada organizada por APLA se ha consolidado a lo largo de cuatro décadas como un espacio clave para generar alianzas estratégicas, desarrollar nuevos negocios, intercambiar conocimientos y profundizar el análisis de las tendencias globales que impactan a la cadena de valor”, destacaron desde la organización.
La edición 2025 se llevará a cabo en el exclusivo Grand Fiesta Americana Coral Beach, e introduce una novedad que transformará por completo la experiencia de los participantes: la modalidad All Inclusive.
¿Cómo funciona esta nueva modalidad?
El sistema propone paquetes integrados de Inscripción + Alojamiento All Inclusive en el hotel sede, o bien Inscripción + Conference Pass, que simplifican la logística, optimizan la inversión y brindan mayor agilidad y comodidad a cada asistente.
“Con todos los servicios incluidos, más y mejores espacios disponibles y atención permanente, se potencia el networking y la organización de reuniones estratégicas de manera ágil y efectiva”, remarcaron
Reunión anual
Desde la organización precisaron que el encuentro será el espacio ideal para generar alianzas estratégicas y encontrar nuevas oportunidades de negocio. También, para expandir la red profesional en contacto directo con líderes y colegas del sector.
La jornada reunirá un programa de conferencias con las principales tendencias y desafíos de la industria y gracias a esto y su programa de actividades sociales, culturales y deportivas se generará un espacio de networking.
Edición anterior
La edición anterior, realizada en 2024 en Cartagena, Colombia, contó con la participación de 928 asistentes de 325 empresas y 36 países, con una destacada presencia de perfiles directivos y gerenciales (60%), consolidando a la Reunión Anual de APLA como un encuentro estratégico para toda la cadena de valor industrial de la región.
Inscripción
La inscripción ya se encuentra abierta y toda la información está disponible en el sitio oficial del evento:
El crecimiento sostenido de las energías renovables posiciona al PVBook como una herramienta clave dentro del ecosistema solar. La plataforma ofrece a fabricantes, distribuidores e integradores un canal eficiente para acceder a especificaciones técnicas detalladas y consolidar su posicionamiento en un entorno competitivo, dinámico y cada vez más global.
El desarrollo del PVBook por parte de Strategic Energy Corp lo convierte en un catálogo digital de referencia en el sector fotovoltaico. La plataforma centraliza información técnica actualizada sobre módulos solares, inversores, baterías y trackers, facilitando comparaciones entre tecnologías y optimizando la toma de decisiones a lo largo de toda la cadena de valor. Su diseño intuitivo y adaptable, junto con su estructura multilingüe y orientada a distintas regiones, la transforma en una herramienta versátil tanto para grandes corporaciones como para compañías en expansión internacional.
La incorporación continua de nuevos actores al PVBook fortalece su propuesta de valor y amplía su alcance. La reciente adhesión de Sisener, grupo de empresas de ingeniería del sector energético y economía circular avalados por más de 25 años de expertise, aporta experiencia tecnológica y diversifica aún más la oferta disponible. Su integración consolida al PVBook como un punto de convergencia entre la innovación industrial y las demandas del mercado.
La red de empresas que confían en el PVBook crece con la llegada de Sisener, sumándose a un conjunto de referentes globales como Jinko Solar, Sungrow, Black & Veatch, APsystems, Gonvarri Solar Steel, GCL, Solstice Solar Power, Solis, Amara, S-5!, JA Solar, 8.2 Group, Huawei, Risen, Growatt, YPF Luz, Genneia, 360 Energy, RCT Power, PVH, Hellonext, Yingli Solar, Above, SAV Digital Power Technologies, ClouEss y Tecnovex.
La plataforma se posiciona como una vitrina técnica de alto valor agregado, donde las marcas pueden exhibir su portafolio de manera clara, estandarizada y fácilmente comparable. Este enfoque facilita la interacción entre proveedores y actores clave como EPCistas, ingenierías, distribuidores y desarrolladores, que requieren acceso ágil y confiable a datos técnicos precisos.
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El próximojueves19dejunio, el sector renovable de Latinoamérica tendrá una nueva cita con la innovación tecnológica, de la mano de la empresa S-5!, que llevará adelante un webinar gratuito en el que presentará sus soluciones de montaje fotovoltaico sin rieles y sin perforaciones para cubiertas metálicas.
La jornada, organizada junto a EnergíaEstratégica, se titula “Soluciones de montaje FV sin rieles para techos metálicos engrapados y trapezoidales en Sudamérica”, comenzará a 10 hs Colombia / 12 hs Argentina y estará destinada a instaladores, EPCistas y distribuidores solares de la región.
El webinar llega en un momento clave donde el autoconsumo solar en techos metálicos está cobrando un protagonismo creciente en LATAM. Cada vez más empresas, comercios e industrias reconocen el valor de aprovechar sus cubiertas para generar energía limpia y reducir su dependencia de la red eléctrica.
Pero uno de los desafíos que aún persiste es cómo instalar paneles solares de forma segura, rentable y sin afectar la integridad estructural de los techos metálicos, que abundan en la arquitectura industrial y comercial de la región.
En este contexto, la compañía S-5!, reconocida internacionalmente por su experiencia en soluciones de montaje para paneles solares, está impulsando una propuesta innovadora que promete cambiar las reglas del juego. Se trata de sistemas de fijación sin rieles y sin perforaciones, diseñados específicamente para cubiertas metálicas. El objetivo es claro: facilitar instalaciones más rápidas, económicas y duraderas, sin comprometer la impermeabilidad ni la estructura de los techos.
Por lo que el webinar servirá de espacio de formación y contará con la exposición de Salvador Barba, sales manager para Latinoamérica de S-5!, quien ofrecerá un panorama completo sobre las ventajas de los sistemas sin rieles y sin perforaciones.
Durante la sesión, se detallará cómo estas soluciones permiten reducir notablemente el uso de materiales y mano de obra, generando ahorros importantes en tiempo y recursos. Además, se hará foco en las mejores prácticas para instalar paneles sobre cubiertas metálicas de manera segura, evitando filtraciones o daños que puedan comprometer la durabilidad de la instalación.
Uno de los ejes centrales del evento será la presentación de fijaciones mecánicas específicas para techos engargolados, que permiten una sujeción firme sin necesidad de perforar. Esta técnica no solo simplifica el montaje, sino que también incrementa la seguridad estructural del sistema y reduce los costos de mantenimiento a largo plazo. Además, se explicarán soluciones adaptadas para techos trapezoidales y curvos —también conocidos como arcotechos—, muy comunes en instalaciones industriales y logísticas.
Pero la propuesta de S-5! no se limita al montaje estructural. También se abordarán aspectos eléctricos clave, como la organización del cableado, la integración de microinversores y optimizadores, y la forma en que estos elementos se adaptan a estructuras sin rieles. El objetivo es asegurar una instalación limpia, segura y fácil de mantener, que maximice la eficiencia energética y reduzca los riesgos de fallos o accidentes.
Como parte del valor práctico de la jornada, se compartirán casos reales de instalaciones realizadas en Argentina utilizando estas soluciones, a fin de que los participantes puedan apreciar los beneficios tangibles en términos de eficiencia, tiempo de instalación y rendimiento general.
El webinar gratuito del 19 de junio, organizado entre S-5! y Energía Estratégica se presenta como una oportunidad imperdible para actualizar conocimientos, intercambiar experiencias y descubrir herramientas que simplifican y optimizan el camino hacia la generación distribuida. ¡No se pierda la oportunidad de participar!
“Me dijeron que si bajaba a una mina subterránea iba a acabar con la veta. Así de sencillo, solo por ser mujer”, recuerda Adriana Aurazo, vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM). Con esa frase, resume cómo los sesgos tradicionales han sido uno de los desafíos más grandes para la participación femenina en la minería peruana.
Pero el escenario está cambiando. El pasado 15 de junio, Día Internacional de la Mujer en la Minería, no pasó desapercibido. Aunque la industria aún es mayoritariamente masculina, las mujeres van ganando terreno no solo en cargos administrativos, sino también en áreas operativas y de liderazgo que se celebran. Aurazo asegura que actualmente en el mercado peruano las mujeres son “muy bienvenidas a la mina” y que ya no están allí solo de paso: “sino para quedarse y convivir con todos los equipos”.
En ese sentido, Adriana Aurazo es reconocida como una de las grandes promotoras de la equidad y sostenibilidad en la minería peruana. Y no es la única. Entre otras profesionales comprometidas con esto se puede mencionar a Julia Torreblanca Marmanillo, actual presidenta de la SNMPE y VP de Asuntos Corporativos de Cerro Verde; Eva Arias, Past President de la SNMPE y Presidenta de Compañía Minera Poderosa; Jimena Sologuren presidenta de PERUMIN 37; Graciela Arrieta, Past President y Fundadora de Women in Mining Perú, entre otras mujeres destacadas.
Este crecimiento de la participación femenina en el sector ocurre en paralelo a otro cambio estructural: la transición energética. La industria minera busca consolidar su estrategia ambiental y, en ese camino, los contratos verdes para cubrir parte de su suministro energético están ganando protagonismo.
Ahora bien, Aurazo observa un gran pendiente: “Faltaría que estos certificados de energías renovables que dan las empresas de suministro energético puedan también tener un respaldo en pequeña escala”.
Las mineras se encuentran entre las empresas con mayor proyección de ser off-taker para las energías renovables en el Perú a largo plazo. Esto representa no solo una oportunidad ambiental, sino también una forma concreta de generar valor económico ahorrando compra de combustible para generación eléctrica en sitio.
“En los últimos 19 años, el Perú ha crecido en 160% la producción de cobre y países vecinos como Chile crecieron 0%. ¿Dónde está el éxito?: ¡en la energía! Al 2025, necesitaremos duplicar la producción de cobre por la transición energética. ¡Sigamos en ese camino!”, añadió la vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM).
La participación de las mujeres en la minería también representa un aporte clave en la construcción de relaciones con las comunidades. Adriana Aurazo destaca que esta presencia es especialmente valiosa en las etapas iniciales de los proyectos, cuando se establecen los primeros vínculos y se define la aceptación social.
“En la exploración minera ya tenemos 12% de participación femenina total. Entonces estamos hablando de un excelente número para, desde el punto de partida, fomentar la empatía con la comunidad”, manifiesta. Ese enfoque y sensibilidad social se traduce también en acciones concretas por parte del sector, como la provisión de infraestructura eléctrica crítica en zonas rurales.
Algunas compañías mineras, en coordinación con autoridades locales y organismos multilaterales, han comenzado a impulsar proyectos de electrificación con fuentes renovables para beneficiar directamente a las comunidades cercanas a sus operaciones. Estas iniciativas no solo mejoran la calidad de vida de la población, sino que refuerzan el rol de la minería como agente de desarrollo sostenible en el territorio.
Aurazo considera que el sector debe ir en ese camino transformándose desde la educación técnica. “Tenemos que tener un sector minero más atractivo para las mujeres, no solamente para operadoras sino también para carreras técnicas y para seguir carreras STEM”, plantea.
Un estudio del PNUD y Women in Mining del 2022 destaca que sólo 30% de los egresados de carreras vinculadas a minería son mujeres, lo que reduce significativamente su potencial de inserción laboral en el sector.
Consultada sobre el papel de la mujer en el avance hacia una minería más sostenible, Aurazo no duda en resaltar su importancia para impulsar un negocio de triple impacto: social, ambiental y económico.
Aunque relativiza la importancia de las métricas, subraya: “hay estudios de Harvard y de Wood Mackenzie que te dicen que tener mujeres en equipos de liderazgo hace que tengas incluso menos emisiones de carbono y mayor productividad”.
Ahora bien, Aurazo destaca también que “el talento no tiene género”, por lo que lo fundamental no es la cuota, sino la convicción e inclusión: “yo siempre digo: a más diversidad, mejor minería”.
Aunque todavía hay mucho camino por recorrer, los pasos dados por ejecutivas como Aurazo y muchas otras empiezan a marcar un cambio de paradigma. El liderazgo inclusivo, la sostenibilidad y la mirada de triple impacto son cada vez más centrales en la agenda del sector.
La inauguración comenzó en la fría mañana del miércoles 12 de junio pero bajo el intenso sol riojano que iluminaba el extensísimo predio del Parque Eólico Arauco. Allí, empleados, autoridades provinciales y directivos de la empresa se reunieron para celebrar la inauguración formal del Parque Eólico Arauco III (PEA III), con el tradicional corte de cinta que formalizó el cierre de su montaje.
En el predio, donde ya operan más de 100 aerogeneradores de distintas tecnologías, se destacaron los equipos inaugurados en este PEA III: 28 Siemens Gamesa SG 3.4-132 de 3,55 MW cada uno, que llevan al complejo a 250 MW de potencia eólica instalada, el mayor del norte argentino.
El acto reunió al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, al presidente de Parque Eólico Arauco, Ariel Parmigiani, al secretario de Energía de la provincia, Alfredo Pedrali, entre otras autoridades. Debajo del escenario a todos los empleados de la empresa, quienes celebraron la finalización de esa mega obra, sin que haya sumado ningún accidente laboral.
Finalizada la inauguración, Emmanuel Rejal, Director de la compañía, invitó a Energía Estratégica a recorrer las instalaciones eléctricas, quien brindó detalles técnicos del sistema de inyección al SADI, antes de trasladarse al centro educativo Winti, espacio dentro del complejo donde Parmigiani accedió a una entrevista exclusiva con este medio. Cabe destacar que Winti, diseñado para visitas escolares, permite a los estudiantes conocer mediante juegos y actividades didácticas cómo funciona la generación eólica, buscando inspirar vocaciones desde edades tempranas.
Durante la charla, Parmigiani reveló los próximos pasos de la compañía, que se trae entre manos una fuerte ampliación del proyecto para los próximos años, donde no sólo se evalúa la conexión de energía solar fotovoltaica dentro del extenso predio eólico sino también la incorporación de almacenamiento con baterías. Además, el ejecutivo analizó los desafíos de la hibridación, la financiación, la regulación y el transporte eléctrico argentino.
Energía Estratégica (EE): El gobernador anunció durante el acto la inminente construcción del primer parque solar. ¿En qué situación está el proyecto?
Ariel Parmigiani (AP): Se trata de Arauco Solar 1, un parque de 64 MW pico, 54 MW en alterna. El contrato ya está firmado bajo el mismo decreto que habilitó el PEA III (Decreto 476/2019). Inicialmente pensábamos arrancar en 2023, pero la crisis de importaciones nos obligó a frenar la obra, rescindir contratos y reordenar todo el esquema.
Hoy, con la mejora de los precios de CAPEX y la apertura de importaciones, el escenario cambió. La idea es iniciar la obra en julio y alcanzar el COD (comienzo de operación comercial) en abril del año próximo.
EE: ¿Los contratos de compra de este primer parque solar ya están cerrados?
AP:Sí, está todo cotizado y en proceso de firma con los proveedores de trackers, inversores y paneles. Las negociaciones llevan varias semanas y venimos estudiando otros parques solares del NOA para incorporar aprendizajes de las experiencias en construcción y operación.
Parmigiani durante el acto de inauguración de PEA III
EE: ¿Cómo se insertará este parque solar dentro del layout actual de los aerogeneradores?
AP: Este primer parque solar ocupará solo 100 hectáreas dentro de las 17.000 hectáreas que tiene Parque Arauco. Incluso sumando los 250 MW eólicos actuales y los 50 (MW) solares iniciales, queda un enorme potencial para continuar hibridando. Técnicamente, es un predio que podría escalar a niveles de gigavatios, tanto en solar como en eólico.
EE: ¿Cuál es la estrategia de hibridar el parque eólico con energía fotovoltaica?
AP: La idea es avanzar hacia una renovable de base, aprovechando la complementariedad horaria entre eólica y solar. Hoy, combinando los parques actuales podríamos alcanzar factores de capacidad de 71% o 72%, algo inédito para una planta renovable.
EE: ¿Qué otros proyectos están en carpeta?
AP: Además de los 250 MW ya operativos y el primer solar en construcción, tenemos planificados: un cuarto parque eólico (PEA IV) de 100 MW adicionales; y tres proyectos solares más, totalizando otros 200 MW.
EE: ¿Se necesitarían nuevas líneas de transmisión para esa capacidad?
AP:No. Esa es la gran ventaja técnica del híbrido. Nuestros parques eólicos despachan principalmente desde las 15:00 hasta las 6:00. Durante el día, cuando opera el solar, la capacidad de transporte queda libre. Las potencias de la línea con la que ya contamos no se suman, se complementan. Actualmente tenemos capacidad de inyectar al sistema con nuestra línea 500 MW de energía neta.
EE: ¿Cómo se encuentra el factor ‘financiamiento’ para avanzar en los próximos proyectos?
AP: Todo el PEA III se hizo con recursos propios, reinvirtiendo los fondos tras la desinversión de PEA II (fue vendido a Pampa Energía en 171 millones de dólares, generando la mayor inversión privada de la Provincia de La Rioja).
Para Arauco Solar 1 ya emitimos un bono verde local en 2023, y los fondos están asegurados. Para PEA IV, el eólico de 100 MW, estamos buscando financiamiento internacional. Vemos interés y confiamos que podamos cerrar el contrato antes de fin de año.
EE: ¿Y han adjudicado un proyecto solar para el mercado entre privados, MATER?
AP: Sí, el segundo solar: Arauco II, adjudicado en el MATER, de 60 MW. Está suspendido administrativamente por problemas de importación de equipos. Hace un año que esperamos que la Secretaría de Energía defina la normativa para poder reprogramarlo. Si se resuelve rápido, podría construirse y entrar en operaciones antes del invierno próximo (2026).
EE: ¿En operaciones antes de julio? ¿O sea, puede haber un segundo proyecto fotovoltaico operativo el año que viene?
AP: Dos parques solares. Exacto. De 50 MW cada uno.
EE: ¿Se puede conocer el precio de venta de los contratos adjudicados bajo el Decreto 476?
AP: Sí. El precio es transparente y público. Camesa lo determina en base a las adjudicaciones del RenovAr, es un precio ponderado por tecnología, por región, de los parques que están en operación comercial. Se pondera por potencia y se determinó el precio.
El contrato del PEA III se firmó a 67,18 dólares por MWh. El precio fue determinado por CAMESA, tomando un promedio ponderado por tecnología y región, basado en los proyectos que efectivamente están en operación comercial. El precio solar, en tanto, está fijado en 55 dólares por MWh.
EE: ¿Y están analizando incorporar almacenamiento con baterías?
AP: Sin duda. Almacenaje combinado permitiría alcanzar factores cercanos al 100% de capacidad firme. Hemos estudiado tanto baterías como pilas gravitacionales, tecnologías que ya operan en Suiza, España o Australia desde hace décadas. Son mecanismos que darían enorme estabilidad al sistema, pero requieren definiciones regulatorias y precios diferenciados según horario.
EE: ¿Qué posición tienen frente a la situación actual del sistema eléctrico argentino?
AP: El sistema necesita que los renovables también ofrezcamos soluciones. Las renovables generan distorsiones si no están bien gestionadas. Hibridar, almacenar, diversificar tecnologías, son formas de minimizar esos impactos. Pero hace falta avanzar en regulaciones que incentiven esa sofisticación.
Presentamos tres proyectos de ampliación de transporte durante la licitación RenMDI 2023, conectando La Rioja con San Juan, San Luis y Catamarca, lo que hubiese liberado cerca de 1 GW de capacidad nueva para renovables. Lamentablemente, el cambio de gobierno frenó esos procesos. La Rioja hoy sólo tiene una conexión de alta tensión. El sistema debería ser mucho más interconectado, incluso pensando en futuras exportaciones hacia Chile.
EE: ¿Qué representa hoy Parque Arauco para el sistema energético provincial?
AP: Con los 250 MW actuales, y sumando el nuevo parque solar, podríamos abastecer el 100% del consumo residencial de La Rioja. La provincia tiene una de las mejores redes eléctricas del país, resultado de una política estatal sostenida. Somos 400 mil habitantes y consumimos 1.700 GWh anuales, incluso por encima de provincias más pobladas.
Al concluir la edición 2025 de la Exposición Internacional de Energía Solar & Energía Inteligente (SNEC), Solis dejó en claro cuál es su rumbo hacia el futuro: tecnología más inteligente, alianzas más sólidas y un compromiso más profundo con la sostenibilidad.
Este evento marcó un hito significativo para la compañía, que no solo celebró 20 años en la industria solar, sino que también presentó algunos de los avances más importantes en su trayectoria.
Protagonista del evento: Inversor Híbrido 4 en 1 de 125kW
En el centro de atención estuvo la serie S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H, que hizo su debut oficial en China. Diseñado para aplicaciones comerciales e industriales, este inversor híbrido 4 en 1 integra en un solo equipo la gestión de energía solar (PV), batería, red eléctrica y generador diésel (genset), ofreciendo una solución integral para maximizar la flexibilidad energética y el retorno de inversión.
Los asistentes pudieron experimentar de primera mano sus características destacadas, como:
Sobrecarga del 200% en PV y carga rápida de baterías de 200A, para una eficiencia superior en conexión a red.
Capacidad de sobrecarga del 160% y un tiempo de conmutación inferior a 10ms, ideal para operación fuera de la red sin interrupciones.
Soporte de conexión en paralelo de hasta 10 unidades, gracias al uso del gabinete de distribución de energía Solis Power Distribution Cabinet.
Un paso adelante en sostenibilidad
Solis también aprovechó la ocasión para reafirmar su compromiso con una operación empresarial responsable. Un momento clave fue la entrega oficial de las Declaraciones Ambientales de Producto (EPD) por parte de TÜV SÜD, certificando los inversores comerciales de 80 a 125kW de la compañía. Desarrolladas bajo estándares internacionales, las EPD brindan una visión completa del impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida: desde el abastecimiento de materiales hasta su disposición final.
Sandy Woodward, Gerente General de Solis Europa, recibió la certificación en el evento:
“En Europa, nuestros socios buscan cada vez más productos que no solo ofrezcan buen rendimiento, sino que también sean fabricados de manera responsable. Las EPD son una herramienta clave para demostrar ese compromiso. No se trata solo de cumplir un requisito; se trata de construir confianza.”
Esta acción se suma a lo presentado en el Informe ESG 2024 de la compañía, que detalla los avances en prioridades ambientales, sociales y de gobernanza. Además, refuerza la calificación ‘Committed’ otorgada por EcoVadis, que reconoce el desempeño sólido de Solis en ética, derechos laborales y compras sostenibles.
Energía solar más inteligente con SolisCloud AI
Durante la exposición también se presentó SolisCloud AI, la versión más avanzada hasta la fecha de la plataforma de monitoreo de Solis. Este sistema incorpora nuevas funcionalidades inteligentes como:
Respuesta dinámica a tarifas variables
Programación por horarios de uso (Time-of-Use)
Control automatizado del sistema
Estas innovaciones ayudan a los usuarios a obtener el máximo rendimiento por cada kilovatio. Todo forma parte de la misión más amplia de Solis: hacer la energía solar más simple, más inteligente y más sostenible, tanto en sistemas residenciales como en proyectos comerciales a gran escala.
Con el cierre de SNEC 2025, una cosa quedó clara: Solis no solo está listo para el futuro. Está ayudando a construirlo.
Growatt presentó sus últimas innovaciones en energía solar y almacenamiento en la feria SNEC PV Power Expo 2025, celebrada en Shanghái del 11 al 13 de junio. La exposición mostró soluciones inteligentes y escalables para aplicaciones residenciales, comerciales, industriales (C&I) y sistemas solares de balcón, destacando el compromiso de Growatt con la independencia energética global. Entre los aspectos más destacados se incluyeron inversores híbridos de última generación, sistemas de almacenamiento plug-and-play y soluciones de alto rendimiento para plantas a gran escala.
Soluciones residenciales de energía solar y almacenamiento: más inteligentes, seguras y escalables
Reconocida como el segundo proveedor global de inversores residenciales, Growatt sigue marcando el estándar en energía inteligente para el hogar con soluciones más inteligentes, seguras y adaptables a las diferentes necesidades de los hogares.
Liderando la exposición residencial estuvo el NEXA 2000, un innovador sistema de almacenamiento de energía para balcones diseñado para hogares urbanos y espacios reducidos. Esta solución plug-and-play admite hasta 2600W de entrada fotovoltaica, 4 MPPT y 20A por string, lo que la hace ideal para módulos de alta potencia de 650W o más. Su diseño modular permite una capacidad de almacenamiento ampliable hasta 8kWh, ofreciendo máxima flexibilidad. Además, integra programación inteligente con IA, optimización de tarifas horarias (ToU) y modo fuera de red para respaldo durante cortes eléctricos.
Además, Growatt presentó una amplia gama de soluciones residenciales híbridas y fuera de red que permiten a los hogares lograr independencia energética:
SPM 3000–10000TL-HU: Inversor híbrido monofásico con clasificación IP65, rango de potencia de 3–10kW, función UPS con cambio en 10ms, compatibilidad con generadores diésel y soporte para hasta 6 unidades en paralelo.
SPE 3500–12000: Inversor monofásico (IP20) con capacidad de 3.5–12kW, doble entrada AC, control inteligente de cargas y hasta 9 unidades en paralelo.
SPF 3000–6000T HVM-G2: Inversor fuera de red con diseño basado en transformador, capacidad de carga pico 2x para aparatos con motor y salidas duales de carga.
WIT 4–15K-HU: Inversor híbrido trifásico (IP66) con salida desbalanceada al 100%, capacidad de sobrecarga del 200%, salidas duales y soporte para hasta 6 sistemas en paralelo.
Todos los productos residenciales se integran con las plataformas inteligentes de Growatt — ShinePhone, ShineServer y OSS — para ofrecer monitoreo en tiempo real, programación energética inteligente y diagnóstico remoto.
Soluciones para sectores comercial, industrial y utility: energía para todos los niveles
Clasificada entre los cinco principales proveedores globales de inversores comerciales, Growatt sigue fortaleciendo a EPCs, desarrolladores y empresas con soluciones energéticas inteligentes y escalables. En SNEC 2025, la compañía presentó una gama completa de innovaciones que abarca desde tejados comerciales hasta parques solares a gran escala.
Para aplicaciones comerciales e industriales (C&I), Growatt mostró inversores híbridos y en red de alto rendimiento:
WIT 30–100K-HU: Inversores híbridos trifásicos (380Vac) diseñados para sistemas de baterías de alto voltaje. Con hasta 2.0 de relación DC/AC, integración con generadores diésel, capacidad de arranque en negro y salida desbalanceada al 100%, estos inversores son ideales para aplicaciones como recorte de picos, desplazamiento de carga y respaldo de emergencia.
MAX 100–150KTL3-X2 LV: Solución robusta de baja tensión para sistemas C&I de mayor tamaño, con 8–10 MPPT, corriente por string de 22.5A, relación DC/AC del 150% y amplio rango de voltaje (180–1000V). Cuenta con protecciones avanzadas como SPD tipo II, diseño sin fusibles, recuperación PID y detección de arco eléctrico.
Desde techos comerciales hasta parques solares a gran escala, los productos avanzados de Growatt para los sectores C&I y utility brindan la eficiencia, flexibilidad e inteligencia necesarias para garantizar la viabilidad de los proyectos solares del futuro.
Impulsando la innovación junto a socios globales
Con más de una década de experiencia y presencia en más de 180 países, Growatt se ha consolidado como uno de los nombres más confiables en tecnología de inversores solares y almacenamiento de energía. La participación en SNEC 2025 no fue solo una vitrina de productos, sino una reafirmación de la misión de la marca: democratizar la energía limpia mediante soluciones accesibles y escalables.
“Estamos encantados de regresar a SNEC 2025 y conectar con nuestros socios globales”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Las innovaciones que presentamos este año, desde sistemas solares de balcón hasta almacenamiento híbrido comercial, están diseñadas para satisfacer las necesidades diversas y cambiantes de nuestros clientes en todo el mundo”.
APsystems dedica recursos importantes a la capacitación de instaladores y al fortalecimiento de la industria solar. En Latinoamérica ofrece entrenamientos en línea periódicos dirigidos a ingenieros profesionales.
Los cursos cubren en detalle la instalación y configuración de los microinversores APsystems, las unidades de comunicación (ECU), el software de monitoreo EMA y las unidades de almacenamiento (APstorage).
De esta forma, los instaladores adquieren el conocimiento para realizar puestas en marcha eficientes y seguras. Además, APsystems facilita instrucciones prácticas: por ejemplo, en su página web en la sección de FAQ, se recomienda instalar los microinversores siguiendo tutoriales en video y manuales de instalación disponibles online.
Este enfoque didáctico garantiza que el personal técnico comprenda cada paso, reduzca errores en obra y maximice la productividad durante la instalación.
Webinars, certificaciones y recursos en español: APsystems realiza webinars frecuentes para entrenar a la comunidad de instaladores. Estos seminarios web están diseñados incluso para otorgar certificaciones de formación profesional, adaptando contenidos técnicos a audiencias latinoamericanas. Adicionalmente, la compañía pone a disposición una amplia librería de recursos técnicos en nuestro idioma: manuales de usuario, guías de compatibilidad de módulos, videos explicativos y aplicaciones como EMA Manager. Todos estos materiales buscan hacer accesible el conocimiento, permitiendo que los instaladores aprendan de manera contínua. Por ejemplo, cuentan con una calculadora de compatibilidad de módulos en línea que facilita determinar la cantidad de paneles óptima para cada microinversor, algo de gran ayuda durante la fase de diseño.
Desarrollo de talento local en LATAM: Más allá de la formación inmediata, APsystems promueve el crecimiento del sector mediante programas de socio-instalador y alianzas educativas. Su programa global “Triple-E” de instaladores incentiva la excelencia técnica, reconocimiento y soporte para las empresas instaladoras. Este tipo de iniciativas, replicadas localmente, buscan crear comunidades de instaladores certificados, capaces de elevar el estándar de calidad en el mercado. Asimismo, APsystems participa en ferias regionales y colabora con asociaciones del sector incluidas universidades para llevar talleres prácticos y charlas especializadas. Todo esto contribuye a “empoderar” al profesional solar local, asegurando que se forma talento preparado y actualizado en la última tecnología de microinversores y monitoreo. En resumen, la compañía complementa su liderazgo tecnológico con un firme compromiso educativo que impulsa la profesionalización del ecosistema solar en México y Latinoamérica.
Ciberseguridad y monitoreo inteligente: el papel de monitoreo de APsystems
El papel de monitoreo de comunicaciones de APsystems (Energy Communication Unit, ECU) cumplen la función de pasar datos en las instalaciones solares con microinversores.
Por ejemplo, el ECU-R (modelo residencial, comercial) recopila los datos de rendimiento de cada microinversor y de cada módulo fotovoltaico y los transfiere en tiempo real a una base de datos en internet.
Esta operación no requiere cableado adicional, ya que basta con un único cable de datos y alimentación. De forma similar, el ECU-C (modelo comercial) realiza el mismo proceso e incorpora funcionalidades avanzadas (monitorización trifásica, control de inyección cero, Wi-Fi integrado, etc.) . En conjunto, ECU-R y ECU-C actúan como el enlace digital entre los microinversores y el portal web/aplicación de monitoreo (EMA), permitiendo acceder instantáneamente al estado de la matriz solar desde cualquier dispositivo.
Beneficios del monitoreo en tiempo real: El monitoreo continuo que habilitan APsystems proporciona ventajas clave para instaladores y usuarios. A través del software de la plataforma EMA, cada microinversor y módulo se analiza individualmente, permitiendo ver el aporte energético de cada placa en vivo.
La plataforma EMA detecta rápidamente cualquier problema del sistema, identifica con exactitud el módulo afectado y ofrece orientación precisa para su corrección. En la práctica, esto simplifica el mantenimiento: el instalador o dueño del sistema puede observar en segundos si una placa está produciendo por debajo de lo esperado y diagnosticar la causa.
Ciberseguridad en el sistema solar El uso del papel de monitoreo de APsystems conectado a internet hace imprescindible garantizar la seguridad de la red. Los dispositivos IoT en sistemas solares pueden ser vulnerables a ciberataques si no se protegen adecuadamente. El Departamento de Energía de EE.UU. advierte que los inversores y controladores conectados online “están en mayor riesgo” y deben ser capaces de prevenir, detectar y responder ante accesos no autorizados. En el caso de APsystems, esto implica emplear cifrado en las comunicaciones, realizar actualizaciones de firmware seguras y aconsejar buenas prácticas (p.ej. redes Wi-Fi protegidas) a los instaladores. Una implementación cuidadosa de la ciberseguridad complementa así el monitoreo inteligente, asegurando que los datos del sistema se transmitan de forma confidencial y que las operaciones remotas sean confiables.
Tendencias en el diseño de sistemas solares descentralizados:
En los nuevos diseños solares, los microinversores juegan un papel protagónico frente a optimizadores o inversores centrales. La principal ventaja técnica es que: el microinversor proporciona seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) individual por módulo, de modo que sombras o desalineaciones en un panel no afectan la producción de los demás. Además, los microinversores eliminan el alto voltaje de corriente continua en el techo, reduciendo el riesgo eléctrico durante instalación y mantenimiento. Otro beneficio es el monitoreo panel a panel: se dispone de datos granulares de cada módulo, lo que facilita detectar rápidamente cuál placa no rinde lo esperado. En conjunto, esto incrementa la eficiencia hasta en un 20% respecto a los diseños convencionales en cadena, donde la placa de menor rendimiento determina la salida de todo el string.
Resiliencia y escalabilidad en sistemas descentralizados: Al distribuir la conversión DC/AC en cada panel, se elimina el punto único de fallo que existe con un inversor central: sabemos que si un microinversor falla, solo deja de operar su panel asociado, mientras el resto del sistema sigue produciendo. Este modelo de arquitectura distribuida incrementa la tolerancia al fallo y la continuidad operativa. En términos de escalabilidad, los microinversores ofrecen una gran ventaja práctica: no existe un límite rígido de tamaño impuesto por un inversor principal. Es posible ir añadiendo nuevos paneles (con su respectivo microinversor) según crezcan las necesidades energéticas, sin preocuparse por la potencia nominal de un único inversor. De hecho, la flexibilidad modular permite diseños desde sistemas muy pequeños (una o dos placas) hasta grandes parques comerciales simplemente agregando unidades en paralelo.
Los expendedores de combustibles nucleados en la CECHA mantuvieron el viernes (13/6) “una reunión con los directivos de YPF: Ignacio Millán y Maite de la Arena, a fin de abordar exclusivamente la problemática de rentabilidad en las estaciones de la red abanderada”, informó la entidad.
Y se describió que “en dicho contexto, se compartieron estudios sobre estructuras de costos, evolución de precios y demanda, entre otros puntos”.
“Las autoridades de la compañía manifestaron que la rentabilidad de la red deberá construirse sobre la base de tres pilares esenciales: eficiencia, meritocracia y equidad”, indicaron, sin dar mayores detalles al respecto.
Pero señalaron que “en dicho ámbito de dialogo, las partes quedaron en dar continuidad a las reuniones para el tratamiento del tema”.
El directorio de YPF aprobó el avance de una nueva ronda del Proyecto Andes para la cesión de 12 áreas convencionales, incluidos el bloque Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, en el cual la compañía YPF Luz desarrolló además un parque generador de energía eólica.
También los clusters Chachahuen y Malargüe, en la provincia de Mendoza, y clusters No Operados.
Además, YPF firmó el cierre y traspaso de la operación de los clusteres Neuquén Norte y Sur.
Por otra parte, el pasado 4 de junio se firmó la cesión de la participación de la compañía en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.
En el marco de este proceso, YPF ya transfirió 18 Bloques, otros 21 están en su etapa final de cesión, y otros 11 bloques en progreso, describió la energética de mayoría accionaria estatal.
La compañía señaló que “De esta manera se avanza con uno de los pilares estratégicos del Plan 4×4 que, mediante un manejo activo de su portfolio y la asignación eficiente de sus recursos, busca transformar a YPF en una empresa de shale de clase mundial”.
Emilio Nadra, chief business officer de Compañía General de Combustibles, y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía, analizaron en el Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, las dificultades para compatibilizar el proyecto exportador con las particularidades de cada una de las cuencas productoras.
Nadra planteó que, para consolidar un proyecto exportador de gas, primero hay que ordenar el mercado interno, permitiendo que las cuencas compitan en condiciones equitativas, con precios más transparentes y contratos más flexibles. Para eso propuso salir gradualmente del esquema del Plan Gas, eliminando distorsiones como los cupos y el papel monopólico de CAMMESA, para liberar demanda insatisfecha y fortalecer la base productiva que sostendrá las exportaciones.
Por su parte, Arceo advirtió que no debe sobreestimarse una baja en el precio del gas tras la salida del Plan Gas, ya que factores como el alto costo de capital y la ventana de gas seco seguirán marcando el precio de largo plazo, por encima de los 3 dólares por millón de BTU. Aseguró que el desarrollo del gas asociado permitirá absorber estacionalidad y abastecer terminales de GNL, siempre que su precio sea competitivo. Por lo tanto, sugirió la necesidad de implementar un esquema flexible y mixto de abastecimiento que viabilice proyectos exportadores sin distorsionar precios internos.
–¿Cómo edificar un proyecto de exportación de gas y petróleo teniendo en cuenta la heterogeneidad del mercado interno? –preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
Emilio Nadra: –Uno de los focos en los que trataría de mirar esta dimensión de la heterogeneidad tiene que ver con el hecho de que Vaca Muerta es una parte muy relevante, pero no es todo. Incluso en el crudo, el parque de refinación local necesita crudos pesados que están en las cuencas maduras. Hay derechos de exportación que afectan indistintamente a los crudos que se exportan y a los crudos que se venden al mercado interno. En el gas es mucho más complejo porque la participación del gas en la matriz está por encima del 50%, pero se abastece desde múltiples cuencas con realidades distintas. Hay cuencas con producción y productividad crecientes y cuencas con producción y productividad decrecientes que abastecen los mismos mercados. Además, el diseño tarifario se hizo con criterio de netback como si hubiera gas en todas las cuencas y esa realidad hoy no existe. Eso también hay que replantearlo. El país también tiene gas asociado que tiene una formación de precios que no tiene nada que ver con el gas seco, pero hay una demanda con mucha estacionalidad que requiere tanto gas asociado como seco. Hay que lograr que las cuencas compitan, pero que el mercado esté abastecido con su estacionalidad.
–¿Lo que usted propone es que haya precios diferentes para distintas cuencas?
E.N.: –Si hay mercados van a competir y si una cuenca no puede acompañar la productividad cederá ese mercado a otras cuencas, pero eso requiere que la infraestructura se redireccione. Sin duda hay que mirar y desarrollar los mercados de exportación, pero hoy hay un mercado interno subabastecido. La región del litoral tiene 20 millones de m3 con demanda frustrada. ¿Cómo hay que readecuar los sistemas para ir a buscar esa demanda? Esa demanda debería ser la más conveniente para el sistema argentino. Hoy en la misma ruta entre Neuquén y Buenos Aires hay distintas tarifas de transporte.
–¿Cómo se empalma con el libre mercado desde un mercado que ha sido muy administrado por el Estado en los últimos años?
E.N.: –Lo primero que diría es que como punto de partida el Plan Gas jugó un papel muy importante en coordinación de expectativas, en abastecer la demanda, en acompañar la estacionalidad y en permitir contratos a plazos. Ahora vamos a un entorno más competitivo en el que las cuencas tendrán que competir. ¿Cómo van a competir? Tomando conciencia de esa heterogeneidad donde hay realidades distintas, capacidades de transporte distintas entre las cuencas, productividad y producción distinta entre las cuencas. El otro tema es cómo se va saliendo gradualmente del Plan Gas acompañando la competencia entre cuencas y productos, sin afectar los contratos que hoy existen, pero dando flexibilidad pareja. Los cupos de exportación son un corset del que hay que salir, del abastecimiento de CAMMESA hay que ir saliendo. Hay que ir permitiendo gradualmente que se contractualicen los privados. Hay pasos concretos para dar. En marzo salió una resolución que permitió a los generadores comprar. Ahora bien, si los precios pueden ajustar a la baja cuando hay excesos puntuales de oferta, también deberían ajustarse al alza cuando hay incremento de oferta. En ese caso, a diferencia de lo que decía Federico (Veller) me parecen relevantes dos medidas que se pueden tomar. Una medida sería que sea CAMMESA la que participe en la contratación de esos faltantes porque sino CAMMESA participa en una subasta con límite de precios con el 90% del Plan Gas y mientras tanto los generadores compran con un precio mucho más alto para sustituir gasoil. No se necesita hacerlo a través del margen de un generador, sino que haya competencia de gas para abastecer una demanda.
–Lo que está diciendo es que los costos no están debidamente transparentados porque lo que hizo el gobierno en marzo fue decirle a CAMMESA que del 100% del volumen contratado que tenía de gas, 75% está obligado a tomarlo y con el otro 25% hay que buscar un mecanismo de competencia. ¿Lo que dice es que, en el invierno, cuando falta gas, no se está visibilizando ese precio?
E.N.: –Sería deseable que esos costos sean transparentes para que las cuencas compitan. Incluso bajo el Plan Gas existe un 30% de la inyección para el segmento industrial como si los usuarios no tuvieran capacidad de contratarse. Con los excedentes actuales eso debería bajarse y permitir que la industria se contractualice.
–El Plan Gas fijó un precio de 3,5 dólares por millón de BTU y como ese precio fue definido por la intervención del Estado está instalada la idea de que si se abre el juego a la competencia ese precio va a bajar. Sin embargo, la escuchaba a Soledad Lysak (directora Gas Cono Sur de TotalEnergies) y ella decía que no sabía cuánto iba a bajar.
Nicolás Arceo: –Coincido bastante con Soledad. En general hay una visión en el mercado de que la salida del Plan Gas a lo largo de 2028 va a permitir una caída muy sustantiva en el valor del gas en el mercado local. Hay una visión compartida de que iríamos a un precio del gas por debajo de los 3 dólares por millón de BTU. Yo no veo un precio tan bajo en el mercado local. Es cierto que vas a tener un volumen de gas asociado muy significativo. Lo más relevante que pasó en el mercado de gas natural a lo largo del último año fue el desarrollo de La Calera, el primer yacimiento con un GOR (Gas‑Oil Ratio) en torno a los 3000 (NdR: scf/bbl,pies cúbicos estándar de gas por cada barril de petróleo producido), un yacimiento de petróleo con un volumen de gas asociado muy significativo. Si sumamos la producción de gas en black oil y volatile oil más las áreas con un GOR bajo en la ventana de wet gas hoy representan 20 millones de m3/día. Si la producción de shale oil, con la configuración actual por ventana, se va al millón de barriles, van a pasar a representar 40 millones de m3/día, pero si las áreas localizadas en wet gas con bajo GOR más el hub norte se desarrolla más fuerte, cambian los vectores de desarrollo de acá a fines de la década del 30, vamos a tener un volumen de gas asociado por encima de los 50 millones de m3/día. Hay un factor depresivo en el precio. Pero ahora voy hacia afuera. Estados Unidos tiene un GOR más alto que la Argentina, es cierto que tiene una participación de GNL muy fuerte, pero el Henry Hub en los Estados Unidos con un costo de capital infinitamente menor que en la Argentina está por encima de los 3 dólares por millón de BTU. ¿Qué es lo que quiero destacar? La ventana de dry gas (gas seco) va a seguir determinando el precio del Plan Gas más allá de los problemas estacionales en el mercado spot por el gas asociado. En la Argentina hay un costo de capital más alto que en los Estados Unidos y los proyectos de LNG que hay en cartera implicarían la necesidad de duplicar la producción de gas a lo largo de la próxima década para abastecer las terminales licuefactoras de exportación.
–Si se duplica la producción de gas, ¿no puede traccionar una baja del precio?
N.A.: –No veo un precio por debajo de los 3 dólares por millón de BTU ni un precio del gas en la Argentina por debajo del precio del gas natural en el Golfo de México. Me parece que el riesgo para la industria es setear un precio esperado de acá a 2030 que no se va a terminar cumpliendo en términos de la política. Y no son lo mismo en términos de competitividad del sector industrial y de las tarifas residenciales 2 o 3 dólares por millón de BTU. Ahora bien, uno puede pensar los proyectos de LNG con caño dedicado como un ladrillo fijo, las empresas abastecen a lo largo de todo el año con el desarrollo de sus áreas en general localizadas por quienes son los actores en la ventana de dry gas, o en realidad lo que se puede pensar es que va a haber una parte de ese ladrillo que se va a abastecer de esa forma, pero que si buena parte de esos productores estacionalizan su producción de gas en la ventana de gas seco para tener el pico en invierno, en el verano van a poder contratar parte del gas asociado disponible en el mercado siempre que el precio de adquisición sea menor a su costo de desarrollo. ¿Qué quiero decir con esto? Falta mucho, pero uno podría pensar que las términales de LNG van a permitir desestacionalizar los excedentes de gas natural a lo largo del año, en términos del impacto que podría tener el gas asociado sobre los precios de verano con un volumen de arriba de 50 millones de m3/día.
E.N.: –Estoy muy de acuerdo con lo que plantea Nicolás. Creo que el producto de exportación plano que es deseable para buscar mercados y ser competitivos en lo que ofrecemos no dialoga bien con el tipo de estacionalidad que tenemos en el mercado interno. Aunque en este momento podamos poner como referencia los precios del Plan Gas como precios mínimos de exportación, la lógica es que con el tiempo los contratos se firmen libremente a los precios que las partes acuerden y puede pasar que haya demanda del mercado interno que pague más la exportación si el producto es distinto. Si tiene mucha estacionalidad, requiere más infraestructura y más esfuerzo en el upstream. No es el mismo producto un ladrillo plano que un producto con estacionalidad. Por supuesto, los grandes proyectos que van a dar volumen pueden permitir compensar parte de la estacionalidad de excedente de verano.
–Daniel Rideneler hablaba antes de todo el esfuerzo de inversión que va a requerir poder ofrecerle un producto en firme a Brasil y después ver si el precio da o no da en función de la estacionalidad que tiene Brasil. Ahora, si se piensa el sistema de transporte hacia abajo, si hay mucha concentración de gas en Vaca Muerta y parte de la exportación de GNL viene de Vaca Muerta y hay que revertir la declinación de Cuenca Austral, ¿qué se hace con la direccionalidad del gas que viene desde la Cuenca Austral si se cae la producción? ¿Cómo se hace para abastecer la zona sur?
N.A.: –En primer término, hay que decir que tenemos 255 TCF de recursos contingentes en Cuenca Neuquina, con lo cual sobra gas natural por 150 años. Tenemos gas para abastecer el norte, para abastecer las términales licuefactoras en el Golfo San Matías y tenemos potencialmente gas para ir revirtiendo el (Gasoducto General) San Martín para abastecer el norte de la Patagonia, en un futuro lejano.
–¿Más de 5 años?
N.A.: –Sí, hoy hay un volumen de Cuenca Austral que si las terminales licuefactoras en Golfo San Matías se abastecen con gasoducto dedicado no debería haber problemas de abastecimiento como mínimo hasta el 2030. Si se empieza a tener problemas de abastecimiento en Patagonia Norte porque el volumen de Cuenca Austral no te garantiza para abastecer toda Patagonia Sur y Patagonia Norte en algún momento comenzarás a revertir partes del San Martín.
El precio del petróleo saltó más de un 10% este viernes luego de que Israel confirmara un ataque directo contra Irán, en lo que representa una nueva y peligrosa escalada en el conflicto de Medio Oriente.
El barril de Brent, la referencia internacional, alcanzó su valor más alto desde enero, impulsado por el temor a que una guerra abierta entre ambos países afecte el suministro de crudo en una de las zonas más sensibles del planeta en materia energética., dijeron desde The Guardian
Aunque los precios se moderaron un poco con el correr del día, el Brent seguía operando con una suba superior al 5%, alrededor de los 74,47 dólares el barril. Aun así, sigue más de un 10% por debajo del valor que tenía en esta misma época el año pasado, y lejos de los más de 100 dólares por barril que se vieron tras la invasión rusa a Ucrania en 2022.
El impacto no se limitó al mercado petrolero. Las bolsas en Asia y Europa cerraron en baja: el Nikkei japonés perdió un 0,9% y el FTSE 100 de Londres caía un 0,3% hacia el mediodía. En Estados Unidos, el Dow Jones arrancó la jornada con una baja del 1,5% y el S&P 500 retrocedía un 0,8%.
No obstante, los activos considerados “refugio” tuvieron una jornada positiva. El oro subió un 1,2% y alcanzó su precio más alto en casi dos meses: 3.423,30 dólares la onza. También se fortaleció el franco suizo.
Según Capital Economics, si Irán sufre ataques directos a sus instalaciones de producción y exportación de crudo, el Brent podría escalar rápidamente hasta los 80 o incluso 100 dólares por barril. Sin embargo, una suba así también impulsaría a otros países productores a aumentar la oferta, lo que limitaría el impacto a largo plazo, tanto en el precio como en la inflación global.
En un escenario extremo, Irán podría bloquear el Estrecho de Ormuz, una vía marítima crítica por donde pasa casi el 20% del petróleo mundial. Esa zona, que conecta el Golfo Pérsico con el Mar Arábigo, es custodiada de un lado por Irán y del otro por Omán y los Emiratos Árabes Unidos. A diario, decenas de buques petroleros cruzan por allí, transportando crudo y gas desde los principales productores de la región hacia el resto del mundo.
“Lo que estamos viendo ahora es una reacción inicial del mercado ante el riesgo. Pero en los próximos días, habrá que evaluar hasta dónde puede escalar esto”, advirtió Saul Kavonic, jefe de investigación energética de MST Financial.
Argentina y Brasil firmaron en noviembre un memorando de entendimiento sobre integración gasífera y conformaron un grupo bilateral para viabilizar las exportaciones. Argentina quiere colocar parte de la producción de Vaca Muerta en el país vecino, pero por ahora se sabe poco sobre las condiciones que exigen del otro lado de la frontera. Para conocer la posición brasileña en primera persona, EconoJournal invitó al Midstream & Gas Day a la presidenta de TBG, Angélica Laureano; la directora ejecutiva del IBP, Sylvie D’Apote; el director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt; y el Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto.
Las múltiples aristas del debate pivotearon entre dos grandes ejes: la demanda brasileña de un gas a precio competitivo y las alternativas de suministro que maneja Brasil.
El contexto general esta marcado por la necesidad brasileña de garantizar su suministro frente al declive en la producción y exportación de gas de Bolivia. Es también el factor estructural que llevó a los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio «Lula» da Silva a rubricar en noviembre un memorando de entendimiento.
Gas a un precio competitivo
El memorando ordenó el mapa con las distintas rutas posibles para la llegada de más molécula argentina al Brasil. No obstante, los expositores invitados coincidieron en que esas opciones están atadas a la competitividad final del gas argentino frente a otras alternativas de suministro, como la producción doméstica o el acceso a gas natural licuado (GNL) global.
Angélica Laureano, presidenta de TBG, una de las principales compañías transportistas de gas en Brasil, subrayó que la oportunidad para la Argentina es con un gas a precio competitivo. «El volumen de Bolivia está disminuyendo en unos 2 o 3 millones de metros cúbicos diarios al año, así que estimamos que para 2030 no tendremos más. Nos alegra poder contar con el gas de Argentina, pero todo depende del precio que pueda alcanzar en Brasil», afirmó.
TBG opera el gasoducto Gasbol del lado brasileño. El ducto de 3150 km. de extensión tiene una capacidad de entrega nominal de 30 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) en la frontera con Brasil, pero Bolivia actualmente está mandando apenas 12 MMm3 diarios.
Angélica Laureano, presidenta de TBG.
A su turno, la directora ejecutiva del Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP), Sylvie D’Apote, remarcó que el gas argentino deberá competir en precio con el GNL y demás alternativas. «Hay lugar para el gas argentino pero tendrá que luchar por su lugar en la matriz gasífera, no solo por el precio, sino también por otras características. Hoy es un gas interrumpible, un gas de oportunidad, pero mañana puede aportar flexibilidad a esta mezcla que tenemos», explicó.
Entre las alternativas también está la producción de gas asociado en las operaciones petroleras offshore en las aguas de presal, aunque actualmente la gran mayoría de esas moléculas son reinyectadas en los pozos para estimular la producción de crudo. Brasil técnicamente produce 130 millones de metros cúbicos de gas a diario, pero reinyecta80 de esos millones.
D’Apote también señaló dos proyectos centralmente de gas offshore, Raia y Sergipe Aguas Profundas, que en conjunto tienen el potencial de añadir hasta 34 MMm3/d a la red brasileña entre 2028 y 2029.
Sylvie D’Apote, directora ejecutiva del Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP).
Integración tarifaria regional
A la hora de desagregar los costos que componen el precio final del gas, los expositores brasileños puntualizaron en las tarifas de transporte. El director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt, dijo que el gobierno esta trabajando con la Argentina en la elaboración de un tratado que establezca reglas en materia tarifaria y operativa.
Weydt consideró que, desde el punto de vista brasileño, “el mayor desafío es la integración tarifaria, porque si lo analizamos ya estamos integrados, ya tenemos puntos de conexión, y realizamos inversiones, pero lo que impide esta multiplicación es entrar en este círculo virtuoso de la integración tarifaria”.
El desafío tarifario también es interno. El funcionario subrayó que están conversando con las principales transportistas en Brasil para revisar las tarifas de transporte y distribución, que juntas suponen un costo de cuatro dólares por cada millón de metros cúbicos del lado brasileño.
«Estamos discutiendo tarifas a corto plazo, tarifas de interconexión y tarifas de gas en tránsito, precisamente para facilitar este proceso. Tenemos un gran ejemplo: la propia integración europea«, dijo Weydt.
Director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt.
La demanda de gas en la industria
Por el lado de la demanda, los expositores remarcaron que la industria brasileña tiene una capacidad ociosa del orden del 40% a raíz de la disminución de los volúmenes desde Bolivia y consecuentemente precios del gas más caros. También se destacaron potenciales oportunidades en el largo plazo, como el abastecimiento de gas para la industria siderúrgica.
El Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto, explicó que la demanda firme de gas en Brasil no ha crecido en los últimos 15 años por una decisión política de privilegiar el abastecimiento de gas para la generación termoeléctrica, en perjuicio de otras demandas, como la industrial. «Los precios subieron y no hubo más oferta de contratos para que la industria en Brasil pueda continuar consumiendo gas en sus procesos», dijo.
La petrolera estatal Petrobras sigue siendo un actor dominante en el mercado, concentrando todavía el 75% de la comercialización de gas en Brasil y con perspectivas de crecimiento por su participación en nuevos proyectos. Sin embargo, Moreira Neto resaltó que la apertura del mercado a la competencia representa oportunidades para la Argentina en el corto y mediano plazo. Una es el suministro de GNL para terminales de regasificación e inclusive para proyectos de generación off grid.
En el largo plazo, la oferta argentina puede despertar nuevas demandas industriales. Una es el reemplazo del carbón por el gas en la industria siderúrgica para reducir las emisiones en la producción de acero.
«Vemos un potencial interesante para el contrato a largo plazo, hay demanda a ser desarrollada y hay espacio para contratar a largo plazo, especialmente en algunas industrias. Nosotros no vemos a Brasil llegando a una matriz de un 50% de gas, pero es posible crecer en ondas de crecimiento, especialmente en sectores como la siderurgia», dijo el consultor.
Rivaldo Moreira Neto, Senior director, Alvarez & Marsal.
En el marco del FES Iberia 2025, la participación de actores latinoamericanos no solo buscará abrir nuevas oportunidades comerciales, sino también compartir enfoques prácticos que pueden aportar valor en la ejecución de proyectos complejos.
Una de las propuestas destacadas es la de Diprem Global, firma de servicios técnicos que llega al encuentro con la expectativa de acercar una mirada basada en la resolución ágil de problemas, la adaptabilidad cultural y la gestión integral de obras en territorios diversos.
“Nosotros estamos acostumbrados a resolver con lo que hay, y siempre pensando en varias soluciones posibles. Esa manera de trabajar puede ser útil en proyectos que necesitan respuesta inmediata”, manifiesta Ricardo Aguirre, Director de Operaciones de Iberia y LATAM de la compañía.
En diálogo con Energía Estratégica España, el ejecutivo resalta que uno de los principales aportes desde la región es la gestión global de la cadena de suministros, aspecto que considera estratégico para la aceleración de cronogramas en un contexto europeo cada vez más exigente.
Con presencia operativa en México, Argentina, Colombia, Estados Unidos y Canadá, y recientemente con una empresa consolidada en España, Diprem busca expandirse también en Portugal e Italia.
Entre sus principales fortalezas, la compañía destaca su conocimiento en gestión ambiental, permisos regulatorios y normativas locales, así como en formación de personal técnico en seguridad y prevención de riesgos.
Diprem ya ha iniciado relaciones de colaboración con compañías como Engie y PSK. Su participación en el FES Iberia, que se celebrará el próximo 24 de junio en Madrid, apunta a seguir tendiendo puentes.
“Este tipo de encuentros nos permiten dialogar directamente con empresas que toman decisiones. Ya lo vivimos en la edición anterior, y por eso volvemos”, asegura Aguirre.
Con más de 20 años de experiencia en América Latina, la empresa ha desarrollado herramientas de logística, permisos y seguridad operativa que considera adaptables a los desafíos actuales de Europa, especialmente en territorios como España, donde la tramitación varía según la comunidad autónoma.
“Nos sentimos cómodos trabajando en escenarios diversos, porque en los países latinoamericanos cada provincia tiene su propia lógica y en España seguimos la misma línea para avanzar en cada comunidad autónoma”, explica.
Un eje particular que la firma ve como oportunidad de valor en Europa es el almacenamiento energético.
“España tiene un desafío importante con el almacenamiento, que para nosotros en Latinoamérica hoy también es un desarrollo importante. Entonces ese apoyo que nosotros podemos dar con el conocimiento de la logística puede ser un punto importante para el desarrollo local”, expresa el directivo.
En ese sentido, Diprem considera clave fomentar modelos de producción y ensamblado local, especialmente en proyectos de almacenamiento, fotovoltaicos e híbridos.
El FES Iberia 2025 se celebrará en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y convocará a más de 400 ejecutivos públicos y privados del sector energético.
En esta edición, se abordarán de forma estratégica temas como almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energía solar y eólica, y modelos de financiamiento, con la presencia de líderes clave como Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de Acciona; Enrique Pedrosa, COO Europe & LATAM de Repsol Low Carbon Generation; y Carlos Píñar Celestino, Managing Director de Elmya, entre otros.
Asimismo, el encuentro contará con una mesa específica sobre Latinoamérica, donde se analizarán oportunidades regulatorias y estrategias de expansión con representantes como Víctor Hugo Ventura, Ministro de Energía de Guatemala; Edward Veras, Director de la Comisión Nacional de Energía de República Dominicana; Dimas Carranza, Gerente de Regulación de Energuate; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; y Ximena Castro Leal, Commercial Manager de Diprem.
El programa incluye paneles sobre el rol del almacenamiento como vector de resiliencia, la innovación constructiva en renovables, la visión de grandes actores ante el nuevo sistema energético europeo, y los desafíos de integración tecnológica.
Entre los tópicos clave se discutirán los mecanismos de mercado, el desarrollo de subastas, la electrificación de la demanda, la eficiencia operativa, la canibalización de precios y la regulación del BESS.
En la actualidad hay 1.021,3 MW de capacidad instalada en parques eólicos operativos en Perú. Pero esto no sería todo. Adicionalmente se identifican 10.010,9 MW de capacidad en desarrollo correspondiente a 45 proyectos con Estudios de Pre Operatividad aprobados por el COES.
En detalle, 3 proyectos son los más avanzados por ya contar con concesión definitiva para interconectar 620,3 MW. Pero hay otros 42 proyectos adicionales sin concesión por un total de 9.390,6 MW (ver detalle al pie).
Se trata de megaproyectos en su mayoría. Un 30% superan los 250 MW y la media general está en los 180 MW. Localizados en Ica (17), Lambayeque (13), Piura (8), Ancash (2), Arequipa (2), Cajamarca (2), y La Libertad (1).
Miguel Linares, profesional del sector energético renovable peruano, señaló que la elección de esta escala de proyectos obedece a mejoras tecnológicas y de condiciones del mercado. “Hace 10 años atrás, se desarrollaban proyectos de 50 MW u 80 MW. Hoy día, un proyecto en desarrollo no te baja menos de 250 MW”, indicó.
Según explicó, esta tendencia también responde a la buena disponibilidad de recursos renovables y a la capacidad que aún conserva el sistema de transmisión en ciertas regiones. “Actualmente no se ve curtailment, entonces es básicamente el reflejo del potencial que tiene el país”, sostuvo Linares.
Además, mencionó en entrevista con Energía Estratégica que las empresas desarrolladoras confían en el mercado y muchas optan por presentar los proyectos de gran escala en etapas. “En vez de presentar un solo proyecto de 500 MW, presentan dos o tres proyectos de 250 o 150”, comentó.
Expectativas de precios y dinámica comercial
Respecto a los valores de venta de energía, Linares indicó que actualmente las expectativas de los desarrolladores eólicos —y también solares— se ubican en un rango competitivo. “Yo diría que las expectativas están alrededor entre 45 y 50 dólares”, señaló.
Sin embargo, advirtió que, para viabilizar una cartera de más de 10 GW, se requiere no solo de capacidad técnica, sino también de una evolución comercial sostenida. “Básicamente, desde el punto de vista comercial, el tema de los PPA debe ir acompañado de un crecimiento económico del país”, afirmó.
“Si no hay crecimiento de demanda, si no hay necesidad de contratar por parte de un cliente como una minera grande o clientes con alta demanda de energía eléctrica, entonces simplemente va a ser muy complicado”, agregó.
También destacó que, en contextos de baja demanda eléctrica, “se van a canibalizar entre los generadores que existen y los nuevos”.
¿Están preparadas las redes para nuevos proyectos?
Consultado sobre la posibilidad de que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) pueda absorber la totalidad de esta nueva generación eólica, Linares fue claro: “Lamentablemente, hoy por hoy, el sistema de transmisión del Perú no tiene la capacidad de recibir 10 GW”.
A su juicio, para alcanzar esa capacidad no sólo se necesitaría construir “muchas líneas de transmisión en distintos kV en paralelo”. Y agregó: “en resumen, hay dos maneras de que se pueda soportar esta capacidad: primero, construir intensivamente líneas de transmisión, que sería para mí oneroso; y lo siguiente es crecer simplemente la demanda, que toda esa generación nueva tenga un fin de consumo”.
Linares reconoció que sólo una parte de estos proyectos podría materializarse en el corto plazo: “En perspectiva de que esos 10.000 MW en los próximos cinco años, tal vez unos 2.000 MW sí podrían conectarse”.
El rol del almacenamiento y nuevas soluciones
Linares también analizó el papel que podrían jugar el almacenamiento y el hidrógeno verde en la integración de más energía eólica. “Técnicamente hablando son una solución perfecta para el tema de los curtailment”, afirmó.
No obstante, aclaró que hoy en día estas tecnologías aún enfrentan barreras económicas: “Lamentablemente, los sistemas de baterías BESS con litio o sodio, y el tema de hidrógeno verde aún son caras y podría complicar el financiamiento del proyecto”.
A mediano y largo plazo, confía en que estas soluciones sí permitirán una mayor eficiencia en la distribución energética del país que mantiene una posición expectante frente a aumentar su generación y almacenamiento.
“Diría que actualmente el Perú tiene una gran oportunidad para avanzar en su transición energética, pero es clave que esa ambición vaya de la mano con mejoras en la infraestructura eléctrica, actualización tecnológica y un crecimiento sostenido de la demanda”, concluyó Miguel Linares.
Proyectos eólicos con EPO aprobados
Ítem
Central Eólica (C.E.)
Potencia Instalada
(MW)
Empresa
Ubicación
Punto de Conexión
POC
Estado
1
JOSÉ QUIÑONES
151,80
INVENERGY PERU WIND S.R.L.
Lambayeque
S.E. Reque 220 kV
2025
Sin Concesión
2
LA ESPINOZA
474,60
SECHIN EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA S.A.
Piura
S.E La Niña 220 kV
2025
Sin Concesión
3
CERRO CHOCÁN
422,40
NORWIND S.A.C.
Piura
S.E. Piura Nueva 220kV
2025
Sin Concesión
4
HUASCAR
300,00
ZEUS ENERGIA S.A.C.
Piura
Futura S.E. Colán 220 kV
2025
Sin Concesión
5
GUARANGO
330,00
SL ENERGY S.A.C.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Cuenta con Concesión
6
SAMACA
168,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELECTRICA LAS
SALINAS S.A.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Sin Concesión
7
AMPLIACIÓN PUNTA
LOMITAS
192,20
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2025
Sin Concesión
8
COLORADO
180,00
GRENERY PERÚ S.A.C.
Ancash
Seccionamiento de las líneas en 220 kV L- 2215/L-2216 (Chimbote
1 – Paramonga Nueva)
2025
Sin Concesión
9
CICLÓN
404,00
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA CICLON
DEL NORTE S.A.C.
Lambayeque
Subestación Chiclayo Oeste 220 kV
2027
Sin Concesión
10
NAIRA I
19,80
GR HUAMBOS S.A.C.
Cajamarca
S.E. Duna Huambos
2025
Sin Concesión
11
ROSA
404,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ROSA
S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 500 kV
2026
Sin Concesión
12
QUERCUS
452,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
QUERCUS S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 500 kV
2028
Sin Concesión
13
VIENTOS DE MOCHICA
220,00
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA RIOLITA
S.A.C.
Lambayeque
S.E Lambayeque Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
14
CEFIRO
366,00
CEFIRO ENERGIA S.A.C.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
15
WINDICA
150,00
FENER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Sin Concesión
16
EMMA
72,00
GR BAYOVAR S.A.C
Piura
L-1137 La Niña- Bayovar
2025
Cuenta con Concesión
17
PILETAS
250,00
FÉNIX POWER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
18
VIOLETA EÓLICA
452,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
VIOLETA S.A.C.
Piura
Piura Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
19
ZAPOTE
163,80
ZAPOTE S.A.C.
Lambayeque
S.E. Felam 220 kV
2026
Sin Concesión
20
NORTEÑO
131,10
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Lambayeque
S.E. Reque
2025
Sin Concesión
21
CHERREPE
142,50
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Lambayeque
S.E. Guadalupe
2025
Sin Concesión
22
MÓRROPE
224,00
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
23
LOS VIENTOS
364,80
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Ica
Seccionamiento de la línea L-5032 Chilca – Poroma (500 kV)
2025
Sin Concesión
24
VIENTOS DE MEDIANÍA
222,60
EGE VIENTOS DE MEDIANÍA S.A.C.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2028
Sin Concesión
25
HUARMEY
180,00
ENERGÍA RENOVABLE DEL CENTRO S.A.
Ancash
S.E. Nueva Huarmey 220 kV
2025
Sin Concesión
26
IKA SUR
241,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
27
IKA NORTE
148,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
28
SALINAR SUR
148,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
29
SALINAR NORTE
117,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
30
BAYOVAR
250,80
FENIX POWER PERÚ S.A.
Piura
S.E. La Niña 500 kV
2027
Sin Concesión
31
NAIRA II
20,00
GR APARIC S.A.C.
Cajamarca
Futura barra en 34,5 kV de la S.E. Duna
Huambos
2026
Sin Concesión
32
ALGARROBO
180,60
KALLPA GENERACION S.A.
Lambayeque
Futura S.E. Ciclón 220 kV
2027
Sin Concesión
33
LA QUEBRADA II
112,10
ECORER S.A.C.
Ica
S.E. Cahuachi 220 kV
2027
Sin Concesión
34
NAYLAMP
237,60
FENIX POWER PERÚ S.A.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2027
Sin Concesión
35
LA LIBERTAD
403,20
ORYX POWER PERÚ S.A.C.
La Libertad
L.T. Trujillo Nueva – La Niña de 500 kV (L–5010)
2026
Sin Concesión
36
URANI
122,40
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2028
Sin Concesión
37
SARIRI
122,40
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2027
Sin Concesión
38
CARAVELÍ
218,30
IBEREÓLICA CARAVELI S.A.C.
Arequipa
S.E. Poroma 220 kV
2026
Cuenta con Concesión
39
VIENTOS DE NEGRITOS
153,00
CORDILLERA SOLAR I S.A.C.
Piura
S.E. Pariñas 220 kV
2028
Sin Concesión
40
SHOUGANG
300,00
SHOUGANG GENERACIÓN
ELÉCTRICA S.A.A.
Ica
S.E. Hierro 220 kV
2027
Sin Concesión
41
TAITA
61,60
ORYGEN PERU S.A.A.
Piura
L.T. 6654 Piura Oeste –
Paita de 60 kV
2027
Sin Concesión
42
VIENTOS DE MURRUP
202,50
CORDILLERA SOLAR II S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 220 kV
2028
Sin Concesión
43
TOROCCO
54
BOW POWER PERÚ S.R.L.
Ica
S.E. Tres Hermanas 220 kV
2027
Sin Concesión
44
TWISTER
129,6
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2028
Sin Concesión
45
PESCADORES
348
NAUPAC GENERACION RENOVABLE PERU
S.A.C.
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2027
Sin Concesión
TOTAL
10.010,90
FES Perú
Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.
En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el mercado aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.
Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, los encuentros FES cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que puede participar su empresa.
Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com
La incertidumbre regulatoria en torno al autoconsumo solar fotovoltaico en Panamá despierta preocupación en el sector privado, que exige mayor transparencia en el proceso de revisión normativa. Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), alertan sobre la falta de acceso a los fundamentos técnicos detrás de las conclusiones de la consultoría contratada por la Autoridad de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP).
“Se nos tomó nota de las preguntas que nosotros hicimos ese día, sin embargo, la respuesta oficial del equipo consultor fue que muchos de los datos que ellos utilizaron para poder hacer las simulaciones pues no son de carácter público y de carácter que se puedan presentar”, manifiesta Jesús González, director ejecutivo de CAPES.
El Foro de Autoconsumo, realizado el 23 del mes pasado, marcó la presentación del tercer informe técnico sobre el porcentaje aceptable de penetración de energía limpia en la red panameña. Participaron más de 20 empresas del sector solar, además de los nueve miembros de la Junta Ejecutiva de CAPES. A este encuentro, la Cámara llevó un pliego de 10 preguntas técnicas que aún no han recibido respuesta suficiente, lo que motiva el reclamo de una evaluación clara y accesible.
Desde CAPES se cuestiona el enfoque mismo de la consultoría: ¿se orienta a limitar o a habilitar la integración de energía solar? También se busca saber si se están considerando criterios como la confiabilidad, los costos marginales, la estabilidad del sistema, o si hay otros factores. El gremio reclama que el estudio contemple la inclusión del almacenamiento energético, así como modelos de simulación con diferentes escenarios temporales y geográficos.
Durante el encuentro, los consultores presentaron distintos escenarios con tasas de penetración que iban del 3% al 5% de generación distribuida. No obstante, la conclusión fue que no debería existir un porcentaje límite para la penetración.
“Recomiendan ellos que no tenga un delimitante, sin embargo que lo que recomiendan es que se llegue al punto máximo que se tiene hoy día y que se evalúen las afectaciones”, explica González.
Actualmente, el país cuenta con 5.605 clientes con sistemas solares bajo el esquema de net metering, totalizando 158 megavatios instalados. Desde CAPES proponen una hoja de ruta con tres ejes prioritarios: una evaluación técnica transparente, la creación de una mesa técnica multidisciplinaria, y la ampliación del porcentaje aceptable de penetración solar.
El gremio insiste en que cualquier cambio regulatorio debe respetar las inversiones ya realizadas por más de 5.000 usuarios que apostaron por la energía solar bajo un marco legal claro.
“Queremos que se mantenga lo que ya venimos trabajando, que es el principio de confianza legítima, que se vea atentado y vulnerado si este impuesto al sol sucediera”, advierte el director ejecutivo de CAPES.
El gremio rechaza técnicamente cualquier propuesta que implique un gravamen directo o indirecto, como uno que podría propiciarse mediante un cambio a net billing. A juicio de la Cámara, tal medida sería incongruente con la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que busca promover el acceso equitativo, empoderar a los usuarios y descentralizar la matriz energética.
Además, advierten que esa penalización impactaría negativamente en el fomento del empleo verde, uno de los pilares de la estrategia nacional. Según estimaciones, se podrían generar más de 11.000 nuevos empleos en sectores técnicos y comerciales vinculados a la generación distribuida solar.
En una carta enviada por CAPES a la ASEP, con fecha del 6 de junio del 2025, también se destaca la ausencia de una justificación técnica y económica transparente en las medidas recomendadas por la consultora. Por lo que, no se ha presentado, hasta el momento, una evaluación pública que sustente la necesidad de modificar el régimen vigente.
El sector empresario quedará atento al lunes 30 de junio como fecha clave en la que la consultora presentará su informe final con recomendaciones del estudio y a partir del cual, debería abrirse una instancia de consulta pública por parte de la Autoridad para convocar a los distintos agentes del mercado a realizar sus aportaciones.
Desde la Cámara reiteran su compromiso con un desarrollo ordenado, legal y sostenible del sector eléctrico, y llaman a la ASEP a reconsiderar cualquier medida que atente contra el crecimiento de la generación distribuida. De allí, reiteran la necesidad de la apertura de una mesa técnica permanente para evaluar reformas regulatorias que garanticen competitividad, sostenibilidad y participación ciudadana en el sistema energético nacional.
La distribución eléctrica en Chile atraviesa un punto de inflexión. Para Francisco Messen, gerente de Operaciones de Enel Distribución, la legislación vigente ha quedado obsoleta y representa un obstáculo para los desafíos actuales del sistema eléctrico nacional.
Es por ello que la empresa solicita una reforma urgente al marco regulatorio con el fin de robustecer la red, dotarla de mayor tecnología y prepararla ante fenómenos climáticos extremos.
“La ley está pensada más para llegar al suministro con el mínimo costo al cliente, hecho que se entiende porque se busca electrificar, pero actualmente también hay muchos elementos que permiten tener una red mucho más robusta, resiliente, más tecnológica y más respaldada”, manifestó Messen durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.
En este sentido, Enel considera fundamental reformar la normativa para garantizar un suministro confiable, seguro y alineado con las metas de descarbonización al 2050.
La urgencia técnica colisiona con la parálisis política. El marco regulatorio actual no ha experimentado cambios estructurales en casi 40 años, lo que genera fricciones evidentes con la política energética nacional.
Si bien en octubre de 2024, el ministro de Energía, Diego Pardow, prometió ingresar una reforma integral al Congreso antes del primer trimestre del 2025, anticipando una “ventana de oportunidad” antes del proceso electoral, el proyecto aún no fue ingresado, y las elecciones parlamentarias y presidenciales de noviembre próximo podrían obstaculizar el avance legislativo.
Bajo ese panorama, desde Enel subrayan que, más allá de la urgencia regulatoria, hay aspectos técnicos que deben abordarse sin dilación.
“No es descartable el soterramiento en algunos escenarios complejos”, indicó Messen, haciendo alusión a zonas densamente urbanizadas con alta arborización, donde la infraestructura aérea resulta vulnerable y que vuelve indispensable la planificación territorial adecuada.
En paralelo, la empresa apuesta por una modernización que trasciende lo estructural. “No basta solamente con tener la red”, afirmó Messen, quien recalcó la necesidad de incorporar “elementos que permitan censar y monitorear el estado de la infraestructura”, incluso a nivel del cliente final, a fin de detectar interrupciones de manera inmediata, agilizar la respuesta y acortar tiempos de reposición.
Otras distribuidoras se sumaron al reclamo y coincidieron en la necesidad de actualizar el marco normativo: “Se necesita urgentemente legislar en favor a una nueva reforma a la distribución”, manifestaron. La coincidencia en el diagnóstico refuerza el llamado de atención hacia las autoridades.
Plan de invierno 2025
Mientras avanza el debate político, Enel implementa un ambicioso plan de inversión para este invierno, centrado en la Región Metropolitana, donde más de 2,1 millones de usuarios dependen de un suministro eléctrico estable. Messen detalla que el plan representa un 40% más de inversión que el año pasado, alcanzando un total de 150 millones de dólares destinados al fortalecimiento de la red.
Una de las principales iniciativas del plan es la conexión acelerada de medidores inteligentes, en cumplimiento con la normativa técnica. Enel prioriza su instalación en clientes electrodependientes, con la meta de finalizar el despliegue durante 2025.
Y a pesar del esfuerzo financiero, la empresa aclara que los montos invertidos no impactarán en las tarifas de los usuarios, debido a que los precios están regulados.
El gobierno de Rio Grande do Sul dio a conocer su estrategia de descarbonización y anunció una nueva convocatoria pública para proyectos enfocados en la cadena de producción de hidrógeno verde.
La licitación prevé un valor total de R$ 102,4 millones (cerca de USD 18,5 millones según el tipo de cambio oficial) para apoyar proyectos de producción, transmisión, almacenamiento y uso de hidrógeno verde.
“Con el lanzamiento de la convocatoria, Rio Grande do Sul reafirma su compromiso con la transición energética y el desarrollo sostenible. Estamos sentando las bases de una nueva matriz económica que combina innovación, competitividad y responsabilidad ambiental”, enfatizó Marjorie Kauffmann, secretaria de Medio Ambiente e Infraestructura de Río Grande do Sul.
Si bien el aviso todavía no se publicó en el Boletín Oficial del Estado, desde el gobierno adelantaron la inscripción se realizará entre el 16 de junio y el 16 de julio, en tanto que la subvención dispondrá de un máximo de R$ 30 millones (aproximadamente USD 54.000) por cada proyecto, mientras que la contribución mínima requerida por las empresas será del 30%.
Además, el cronograma de la convocatoria comprenderá siete etapas, desde el registro hasta la contratación y el seguimiento de los proyectos seleccionados, que tendrán un plazo de ejecución de hasta 24 meses.
“La atención de esta administración al medio ambiente, como el fomento de las energías renovables, ofrece un escenario tan atractivo que ha despertado el interés de Japón, de manera que el gobierno japonés decidió crear un plan maestro aquí en Rio Grande do Sul para identificar las oportunidades que surgirían tras el programa de hidrógeno verde», complementó el gobernador Eduardo Leite.
Según Leite, la estrategia de descarbonización y la convocatoria de H2V anunciada está alineada con los programas estatales denominado Plan Rio Grande y el Plan de Desarrollo Económico Inclusivo y Sostenible.
Y cabe recordar que, a principios de 2023 el gobierno de Río Grande do Sul publicó su estrategia estatal de hidrógeno verde con el cual prevé incrementar su PIB en aproximadamente R$ 62000 millones y más de 40000 nuevos puestos de trabajo.
De acuerdo a dicha estrategia, los costos de producción del H2V en Río Grande do Sul varían de 2,1 a 3,4 USD/kg, incluso considerando la entrega para el consumo; en tanto que la demanda doméstica llegaría a las 600.000 toneladas al año hacia el 2040 y el consumo máximo podría alcanzar 2.800.000 de toneladas en dicho año, considerando la evolución de las renovables y del fomento al hidrógeno verde.
¿Cómo se reparte la capacidad verde?
El estado de Río Grande do Sul posee una matriz eléctrica predominantemente renovable, con una potencia instalada de alrededor de 12,37 GW, de acuerdo a datos publicados por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), que se reparten de la siguiente manera:
El Gobierno provincial avanza en la instalación de paneles solares y sistemas de almacenamiento para mejorar la calidad del servicio eléctrico en 30 establecimientos educativos de las Islas del Delta. El proyecto beneficiará a más de 3.500 alumnas y alumnos de jardines de infantes, escuelas primarias y secundarias, y centros de formación laboral y profesional de la región, mediante una solución vinculada a la generación de energía renovable y limpia.
En las 25 escuelas que ya cuentan con servicio eléctrico se instalarán paneles solares y bancos de baterías con el fin de permitir el funcionamiento de servicios esenciales durante cortes de luz: luces de emergencia, heladeras y freezers para la conservación de alimentos y bombeo de agua. De esta forma se permitirá la continuidad del dictado de clases y la atención de los comedores escolares. Además, en otras cinco escuelas que se encuentran aisladas de la red eléctrica y no cuentan con servicio se implementará una solución integral consistente en generación solar con respaldo de generador diésel y almacenamiento, a fin de atender toda la demanda de los establecimientos.
A partir de un convenio de articulación entre la Dirección General de Cultura y Educación, la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, y la Subsecretaría de Asuntos Territoriales del Ministerio de Gobierno, en colaboración con el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), ya se encuentra en etapa de licitación este proyecto que financiará y ejecutará el Programa de Incentivos a la Generación Eléctrica Distribuida (PROINGED).
Quienes estén interesados en ofertar, deben presentar su propuesta digitalizada en formato PDF, antes de las 13 horas del próximo 28 de julio. La apertura de las ofertas se realizará desde las 13:30 de la misma jornada.
El relevamiento del estado y las necesidades de todos los establecimientos se llevó adelante en colaboración con la Universidad Tecnológica Nacional – Facultad Regional Delta, en el marco de un convenio específico para la conformación de equipos especializados que realizaron diagnósticos destinados a acceder a la información de base para el diseño preliminar de las soluciones a ser implementadas en cada establecimiento.
El proyecto en las escuelas del Delta se suma al proyecto “Generación Renovable y Eficiencia Energética” implementado por el PROINGED en más de 120 establecimientos de la modalidad Rural Agrupado, en los que se instalaron sistemas de generación fotovoltaica y otras medidas de eficiencia energética, tales como recambio de luminarias por luces LED, instalación de fotocélulas y sensores de movimiento para optimizar el consumo eléctrico en iluminación y termos solares para ahorro de gas o electricidad en calentamiento de agua para comedores escolares.
Con este tipo de iniciativas se busca fortalecer las políticas de transición energética, mediante la implementación de proyectos de generación renovable, aplicados a diferentes contextos y problemáticas, que brindan soluciones limpias en plazos de tiempo relativamente cortos y de bajo costo de operación y mantenimiento.
Durante la gira, los seleccionados participaron activamente en todas las actividades organizadas por AHK Chile en Alemania, lo que incluyó visitas a instalaciones de proyectos, proveedores tecnológicos o de servicios, y otras organizaciones relevantes en el ecosistema internacional del hidrógeno verde. Así como también, tuvieron la oportunidad de participar en eventos de networking con diferentes expertos internacionales.
El seremi de Energía, de la Región Metropolitana, JesusAgüero, señaló la importancia de este viaje «para nosotros es muy importante como Ministerio estar en esta instancia, sobre todo porque el día de hoy hay una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, hay una mirada de futuro sobre Hidrógeno Verde, y para mí es súper grato escuchar que no estamos tan lejos en materia de talento y conocimiento«.
En tanto, Luz Ubilla, Jefa del Área de Movilidad Sostenible e Hidrógeno Verde, de la Agencia de Sostenibilidad Energética, agregó que “este es un trabajo, que se realizó en conjunto con el Ministerio de Energía, tenía por objetivo llegar a actores públicos, privados y de la academia, interesados en poder acelerar esta tecnología en el país. Y hoy nos convoca poder escucharlos, conocer sus experiencia y así saber cómo podemos ir mejorando este tipo de iniciativas que traen un gran valor a esta industria del hidrógeno a nivel”.
Con un itinerario enfocado en fortalecer la comprensión y los conocimientos técnicos sobre tecnologías asociadas al hidrógeno verde, a través de la transferencia de conocimientos, los participantes tuvieron la oportunidad de participar de eventos, realizar visitas técnicas a instalaciones y proyectos exitosos.
En la primera jornada, destacó la visita técnica a Sypox, startup fundada en la Universidad Técnica de Múnich (TUM), especializada en reactores químicos con calefacción eléctrica, la cual desempeña un papel clave en la implementación de una planta piloto de hidrógeno renovable en Baviera, desarrollada dentro del proyecto europeo Electrified Reactor Technology (EReTech). Posteriormente, acudieron a Hydrogenious: Hydrogenious LOHC Technologies, empresa especializada en el almacenamiento y transporte de hidrógeno mediante la tecnología Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC).
El segundo día, estuvo marcada por la reunión con Invest in Bavaria, agencia de promoción de inversiones del Estado de Baviera y apoya a las empresas en su establecimiento y expansión. En el ámbito del hidrógeno y las energías renovables, facilita proyectos de hidrógeno
Al día siguiente, tuvieron la oportunidad de visitar la feria Intersolar, una de las ferias más importantes a nivel mundial en el sector de la energía solar; ser parte del evento The smarter E Europe, que también incluye exposiciones sobre almacenamiento de energía, electromovilidad, gestión energética e hidrógeno, lo que les permitió conocer de cerca las innovaciones y soluciones que ofrecen.
La cuarta jornada tuvo lugar en Energie Campus Nürnberg: Apritec GmbH, empresa alemana especializada en el desarrollo e implementación de soluciones tecnológicas innovadoras para la industria. Con un enfoque en la eficiencia, la sostenibilidad y la adaptación a las necesidades específicas de cada cliente, Apritec ofrece productos y servicios de alta calidad en los ámbitos de la automatización industrial, la ingeniería de procesos y el control ambiental.
Finalmente, los nueve participantes fueron a Siemens, la ciudad verde en Wunsiedel, Baviera, la cual se ha convertido en un modelo de sostenibilidad gracias a su transición hacia un sistema energético 100% renovable. Con el apoyo de Siemens, la ciudad ha desarrollado un sistema descentralizado que utiliza energías renovables, además de una planta de hidrógeno verde. Esta planta, de capacidad nominal de 8,75 MW, producirá hasta 1.350 toneladas de hidrógeno verde al año. Este hidrógeno es obtenido a partir de paneles solares y turbinas eólicas en tierra y mar, el cual posteriormente se comprime y se utiliza para diversos fines en movilidad e industria, lo que contribuye a reducir emisiones de CO2 de hasta 13.500 toneladas en estos sectores.
Los asistentes fueron parte de un viaje innovador, donde pudieron evidenciar experiencias reales en la cadena de valor del hidrógeno verde, una industria en expansión, trayendo consigo nuevas herramientas para promover el uso de tecnologías sostenibles en proyectos de hidrógeno verde en Chile.
En el último panel de debate de la edición 2025 de Midstream & Gas Day, referentes de las dos principales constructoras del país aseguraron que en el medio local hay suficiente capacidad para encarar nuevos proyectos de infraestructura que ayuden a desarrollar la actividad sectorial a gran escala.
Según Carlos Coletto, gerente de la Unidad de Negocio de Gas y Petróleo de SACDE, no es casual que la presentación de las empresas constructora haya quedado para el cierre del evento organizado por EconoJournal. “Como esta jornada lo marca, los constructores llegamos al final, cuando ya no hay tiempo y todo el mundo está ansioso por irse o por empezar a operar”, bromeó el directivo.
A criterio de Alejo Calcagno, director de Operaciones para la Región Sur en Techint E&C, para prever la posibilidad de concretar con éxito nuevas obras de envergadura conviene repasar lo realizado en los últimos tiempos. “En ese sentido, estuvimos al frente de emprendimientos como el Gasoducto Perito Moreno -GPM- (ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner -GPNK-), la Reversión del Gasoducto Norte (RGN), el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el segundo módulo del Proyecto Duplicar de Oleoductos del Valle (Oldelval)”, enumeró.
Lo que afortunadamente se viene dando en la Argentina, definió Coletto, es “un círculo virtuoso”. “La primera gran iniciativa después de muchos años, que fue el GPM, nos puso a prueba como empresas y como país. Desde entonces llevamos adelante una serie de desarrollos de manera impecable. Más allá de algún paralelismo con lo hecho, los desafíos venideros nos plantean una oportunidad de crecimiento mayor al logrado hasta ahora”, avisó.
Aparte de la disponibilidad de equipos y materiales, indicó, los máximos retos a sortear se vinculan con la búsqueda, la capacitación y la formación de nuevos cuadros de responsabilidad. “En esa dirección, siempre estamos muy cerca de la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (UOCRA) y de las universidades”, resaltó.
Así como en su momento Techint E&C llevó profesionales de la Argentina para realizar proyectos en otros países de la región como Perú, México o Chile, acotó Calcagno, hoy la empresa cuenta con recursos humanos capaces de colaborar con las iniciativas del ámbito doméstico. “No vamos a reemplazar a todo el personal local, pero sí traeremos profesionales en posiciones clave que nos permitan utilizar el personal en más de un emprendimiento a la vez”, aclaró.
Hito de infraestructura
No es del todo correcto, analizó Coletto, decir que el VMOS es la mayor obra de infraestructura de los últimos 50 años. “En la Argentina se han ejecutado otras iniciativas de mucha importancia. Lo que sí debe reconocerse es que no hay registro de un oleoducto de estas características en las últimas décadas”, reformuló.
También es cierto, sostuvo, que está previsto que el contrato de construcción del ducto culmine antes que la terminal de Punta Colorada. “Por eso puede hablarse de un adelanto tácito en cuanto a su nivel de avance”, reveló.
Tal como precisó Calcagno, el caño alcanzará los 437 kilómetros de extensión, tendrá 30 pulgadas de diámetro y contará con 28 válvulas de bloqueo a lo largo de su recorrido. “En esta primera etapa se están construyendo dos estaciones de bombeo: una en la cabecera, en Allen, y otra en Chelforó, antes de cruzar el Río Negro. A esas instalaciones se sumará una trampa de scraper. Además, se prevén futuras ampliaciones con estaciones de bombeo”, especificó el representante de Techint E&C.
Inicialmente, detalló, la capacidad de transporte será de 500.000 barriles por día. “Va a arrancar con 180.000 cuando se ponga en marcha únicamente la primera estación de bombeo y después va a subir a 500.000. A futuro, cuando esté todo el proyecto completo, la capacidad se situará entre los 700.000 y los 800.000 barriles”, adelantó.
De los 437 km totales, apuntó Coletto, restan menos de 37 km para terminar la apertura de pista y que todo el trazado quede marcado con la franja de trabajo requerida. “Venimos soldando con doble junta desde la segunda estación (en el km 190), estamos a punto de alcanzar los 40 km iniciales de soldadura automática en campo, y empezamos a bajar cañería de zanja”, agregó el ejecutivo de SACDE.
Flexibilidad y eficiencia
En relación con otros momentos del país, afirmó Coletto, por estos días se han flexibilizado mucho los procesos para poder operar con los proveedores, lo cual simplifica el desenvolvimiento de las compañías constructoras. “No obstante, uno siempre se prepara para la situación de mercado que haya que afrontar, y planifica los trabajos y las gestiones a fin de resolver las problemáticas que puedan surgir. Hoy estamos más cómodos, pero eso no significa que no hubiéramos cumplido nuestros objetivos en otro contexto”, aseveró.
El crecimiento de la industria de Oil & Gas, enfatizó Calcagno, configura una realidad indudable a escala nacional. “Los proyectos están apareciendo uno tras de otro. Hay cada vez más anuncios relacionados con el gas natural licuado (GNL). Y también vislumbro un fuerte crecimiento de la minería”, destacó.
Chile, ejemplificó, produce el 24% del cobre que se consume en todo el mundo. “De este lado de la cordillera, en tanto, tenemos el mismo potencial por explotar. Si se ponen en marcha los cuatro o cinco mayores emprendimientos cupríferos que hay en carpeta, las exportaciones podrían representar un tercio de las previstas para Vaca Muerta”, comparó.
Si bien las obras mineras todavía se encuentran un paso atrás, señaló, cuando se activen significarán una competencia por los recursos industriales. “Habrá que encontrar la manera de administrarlos y compartirlos. Será vital elevar los niveles de eficiencia y productividad, incorporar soluciones de Inteligencia Artificial (IA), promover la digitalización de todos los procesos, y optimizar los recursos disponibles para que rindan el doble de lo que rinden hoy”, recalcó.
(LA RIOJA).- El Parque Eólico Arauco (PEA) finalizó este jueves el montaje de 28 aerogeneradores que aportarán 99,4 MW de potencia al proyecto renovable ubicado en la provincia de La Rioja. Se trata del PEA III, una ampliación que elevará la potencia instalada de Arauco a 250 MW a partir de 100 aerogeneradores instalados a 90 kilómetros al norte de la capital provincial.
Además, en julio comenzarán las obras para la construcción de un parque solar de 50 MW que estará ubicado en medio de los molinos eólicos. El parque fotovoltaico podría estar operativo en abril de 2026. De esta forma, el Parque Arauco, una empresa de la provincia de La Rioja, se convertirá en el primer parque hibrido de generación de energía eólica y solar del país. En la empresa provincial estiman una nueva ampliación (Etapa IV) del parque eólico por 100 MW de potencia para 2027.
Etapa III
La construcción de la Etapa III de Arauco demandó una inversión de US$ 145 millones. La energía que generará esta etapa será inyectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a partir de un PPA (Power Purchase Agreement) con Cammesa que habilita el decreto 476 de julio de 2019 que permite firmar contratos de compra – venta de energía con empresas públicas como Arauco. El nuevo parque solar de Arauco estará bajo los contratos del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables).
Los aerogeneradores, que están en las últimas pruebas y entrarán en operación en octubre, son de la compañía Siemens Gamesa SG 3.4-132 y cada uno cuenta con una capacidad de generación de 3,55 MW. El parque tiene un factor de capacidad de más de 40% y se consolidó como el desarrollo renovable más importante del norte argentino.
En la inauguración de los 28 aerogeneradores de Arauco, el gobernador Ricardo Quintela señaló que “haber logrado el objetivo es una satisfacción no solamente para nosotros sino también para la Argentina. Este parque va a comenzar el mes que viene a construir 50 MW solares. Esto visibilizará a la provincia de La Rioja como pionera en el trabajo de la energía limpia”.
Por su parte, el secretario de Energía de La Rioja, Alfredo Pedrali, expresó que “estamos emocionados por cumplir el compromiso tomado al principio de la gestión, de darle vuelta a esta empresa y hacerla lo que es hoy: una firma pujante, reconocida por todo el sector, que nunca para de mejorar”.
Arauco
La primera etapa del Parque Eólico Arauco se inició en 2009. Fue el primer parque en conectarse al SADI cuando en 2011 comenzó a inyectar energía eólica al sistema nacional. Con los años amplió su capacidad a 50 MW. A partir de la primera licitación del Programa RenovAr, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió por US$ 171 millones la Etapa II del Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M., concretando una de las mayores inversiones privadas en la historia de la provincia.
Parque Arauco se posicionó en el top 3 de los proyectos eólicos más eficientes del país dentro de un universo de 67 parques en funcionamiento, según un ranking que realiza Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Actualmente, la compañía opera tres parques eólicos -dos propios y uno administrado para terceros- y cuenta con 100 aerogeneradores activos.
Con la energía, el agro y la economía del conocimiento como pilares del crecimiento, grandes compañías que operan en el país advierten que el gran desafío ya no es la falta de recursos, sino aprender a gestionarlos con visión de largo plazo, reglas claras y mayor inversión. Ya no quedan dudas de que la Argentina cambió durante los últimos dos años. Ahora, el mayor desafío es la necesidad de adaptación al nuevo contexto de abundancia por parte de las empresas locales. Es que, acostumbradas a la escasez, tanto de recursos naturales, como de políticas económicas y, sobre todo, de fondos […]
Con el impulso del gobernador Claudio Vidal, empresarios argentinos y canadienses explorarán este viernes en Buenos Aires posibles inversiones para desarrollar proyectos en energías renovables, minería e hidrocarburos en Santa Cruz. El encuentro se da en el marco de una misión en Argentina de directivos de la Bolsa de Toronto (TSX/TSXV). El evento, denominado “Santa Cruz Energía & Minería: Presentación de Toronto Stock Exchange & Toronto Stock Exchange Venture”, es organizado por el Gobierno Provincial a través del Ministerio de Energía y Minería y de FoMiCRUZ S.E., junto al Banco Santa Cruz S.A. La cita está programada para las 14:30 […]
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El sector se consolida como pilar económico, con un notable impulso en las inversiones en exploración y un futuro centrado en el litio y el cobre, según informe de Guido D’Angelo y Emilce Terré. En Argentina, la minería se destaca estructuralmente como uno de los sectores con mayor capacidad de generar exportaciones netas. En los últimos cinco años, si bien la agroindustria fue responsable del 92% del ingreso neto de divisas al país, la minería aportó el 8% restante. Ambos sectores son exportadores netos y generadores de empleo en todo el territorio nacional, exhibiendo un elevado potencial de expansión en […]
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En Europa los futuros de gas natural alcanzaron 6% ante la posibilidad de interrupciones en el estrecho de Ormuz consignó Bloomberg.
El grupo energético Aconcagua Energía junto a la Asociación Civil Proyecto Puente lanzaron una nueva serie de capacitaciones online. El objetivo de esta iniciativa, que también fue impulsada en 2024, consiste en brindar herramientas prácticas que ayuden a fortalecer la gestión y la competitividad de empresas y emprendedores Río Negro, Neuquén y Mendoza. La empresa presentó una nueva propuesta de actividades de capacitación y formación. Se trata de tres actividades, independientes entre sí, que buscan brindar a las personas de herramientas para el mejor manejo de sus entornos digitales para sus organizaciones.
Las capacitaciones tendrán una duración de cinco encuentros semanales y virtuales de dos horas cada uno y serán brindadas por profesionales de Proyecto Puente, una organización cuyo objetivo es reducir la brecha digital y con ello trazar un puente digital y sostenible hacia el futuro.
Juan Crespo, gerente de Relaciones Institucionales e Inversión Social de Aconcagua Energía, destacó: “Creemos que la capacitación es clave para potenciar la competitividad y la innovación en nuestra comunidad. Por eso, seguimos generando espacios de encuentro y aprendizaje que aportan valor real a empresas y emprendedores”.
Actividades
Los talleres comenzarán a desarrollarse durante el mes de junio finalizando en agosto/septiembre y las personas podrán optar por la capacitación que deseen realizar. En este sentido los talleres que se brindarán son:
“Desarrollo de sitios web”, utilizando Google SITES aprenderán a utilizar esta plataforma y la tecnología para construir un sitio. Inicia el viernes 27 de junio | Horario: 18 a 21 h.
“Power BI”, a lo largo de esta actividad las personas aprenderán a unir y utilizar diferentes fuentes de datos, analizarlos y presentar éstos a través de informes y taleros de control, accediendo a la información dentro y fuera de la organización, casi en cualquier dispositivo. El curso iniciará el viernes 01 de agosto | Horario: 18 a 21 h.
“Herramientas en la Nube”, aprenderán a utilizar recursos online para gestionar, compartir y proteger información en la nube. Inicia el viernes 05 de septiembre | Horario: 18 a 21 h.
¿Quiénes pueden participar?
Se priorizará la preinscripción de aquellas personas que residan en Río Negro, Neuquén y Mendoza, y podrá participar una persona por empresa. “Buscamos priorizar el desarrollo de las personas e instituciones de las provincias donde nos encontramos trabajando, es también una forma de contribuir al desarrollo local”, señaló Lorena Pérez, desde Aconcagua Energía. “Estas actividades permitirán adquirir o actualizar conocimiento contribuyendo al progreso empresarial”, concluyó la referente de Inversión Social de la empresa.
Marcelo Dos Santos, miembro fundador de Proyecto Puente, agregó: “este trabajo junto a Aconcagua Energía nos permite acercar conocimientos prácticos a quienes buscan crecer y adaptarse a los cambios tecnológicos. Celebramos la oportunidad de seguir proponiendo este tipo de capacitaciones que fortalecen a las comunidades en general”.
Para preinscribirse los interesados deberán registrarse en este enlace donde podrán anotarse para cualquiera de las 3 propuestas.
Cabe destacar que, para el desarrollo de este ciclo, la articulación con instituciones es clave. En este sentido el mismo cuenta con el apoyo logístico y acompañamiento institucional de: la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia de Río Negro, la Municipalidad de Catriel, la Municipalidad de Cipolletti, la Municipalidad de Neuquén, la Municipalidad de Malargüe, la Municipalidad de Luján de Cuyo, la Municipalidad de Tupungato, la Cámara de Empresas de Servicios Petroleros de Río Negro (CASEPE), la Cámara Empresarial de Servicios de Río Negro (CES), la empresa provincial EDHIPSA y la Cámara Mendocina de Empresas de Servicios Petroleros (CaMESPe), según precisaron desde Aconcagua Energía.
Capacitación en sostenibilidad empresarial
Además del ciclo de capacitación en herramientas digitales, Aconcagua Energía se encuentra promoviendo entre las empresas de su cadena de valor y otras interesadas, la participación en el programa SPARK. Se trata de una propuesta de formación y desarrollo en temas de sostenibilidad que lleva adelante Pacto Global de Naciones Unidas, sin costo, y disponible para todas las organizaciones interesadas en iniciar su gestión en materia de sustentabilidad.
SPARK es un programa diseñado para acompañar a las empresas (sin importar su tamaño) brindándoles herramientas para que continúen con su desarrollo, prosperando, fomentando la creación de empleo, la reducción de la pobreza y el crecimiento económico sostenible.
A la hora de proyectar la expansión del mercado gasífero a nivel regional, hay que tomar en cuenta que Vaca Muerta posee un significado para la Argentina y otro distinto para el resto del mundo. Con esa definición arrancó Daniel Rideneler, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), su participación en la edición 2025 de Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal. “Para el país, la formación representa la potencialidad de cambiar la matriz económica que tenemos. Podemos prever para los próximos años unos niveles de producción de 1,5 millones de barriles equivalentes de petróleo, además de materializar proyectos de exportación regional vía gasoducto y de comercialización de gas natural licuado (GNL), estimando ingresos por entre 30.000 y 35.000 millones de dólares”, calculó.
Sin embargo, acotó, para el mercado global esos números resultan poco significativos. “El mundo puede estar un poquito mejor con los recursos de Vaca Muerta, pero sin ellos no le pasa nada. Los sustituirá”, advirtió.
Daniel Rideneler, director general de Transportadora de Gas del Norte.
El primer hidrocarburo que puede monetizarse, indicó, es el crudo. “Si esto se diera de manera secuencial y hoy fuese el día cero, que obviamente no lo es, el día uno habrá que producir petróleo, el día dos tendremos que expandir nuestra infraestructura de oleoductos para llevar ese recurso a la costa y recién el día tres nos daremos cuenta de que el crudo tiene gas asociado, lo que tornará necesario hacer plantas de tratamiento y conseguir mercados para el fluido. Ahora bien, lo que está pasando hoy es todo eso junto”, argumentó.
Puntualmente en el ámbito gasífero, subrayó, la prioridad debe ser llegar a los mercados vecinos. “Fundamentalmente pienso en Chile, donde ya contamos con infraestructura y debemos reconstruir la confianza, y en Brasil, que engloba varios mercados en sí mismo, aunque es cierto que también exportamos a Uruguay y que Paraguay nos viene avisando que en unos años querrá consumir el recurso”, sintetizó.
Cinco condiciones
El escenario vigente se caracteriza por un elevado interés por concretar proyectos en el Cono Sur. De acuerdo con Leopoldo Macchia, vicepresidente comercial de Tecpetrol, es hora de aprovechar las riquezas gasíferas de Vaca Muerta, aparte de la infraestructura construida, la declinación de la producción de Bolivia y la creciente demanda de naciones como Chile y Brasil. “La calidad de la roca es fantástica. Son casi 300 billones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Y dado que la Argentina sólo usa 1,8 TCF anuales, estamos hablando de 150 años de consumo”, graficó.
Para poner en valor esos recursos y abastecer a la región, aseguró, será primordial apostar por el GNL, un negocio con mucha flexibilidad, pero que depende en demasía de los precios internacionales. “La idea sería llegar a Chile, donde tenemos experiencia, y después a Brasil, que representa un desafío mayor”, anticipó.
Leopoldo Macchia, vicepresidente comercial de Tecpetrol.
En 2018, recordó, cuando arrancó el desarrollo masivo de Fortín de Piedra, Tecpetrol logró retomar las exportaciones de gas al centro chileno. “Un año después alcanzamos una penetración de un 30% en esa zona. Hoy estamos por encima del 65%”, comentó.
La semana pasada, reivindicó, el yacimiento insignia de la empresa batió un récord de 25 millones de metros cúbicos (m3) diarios, el 17% de la oferta argentina. “Ese volumen es más o menos la producción promedio que tuvo Bolivia”, comparó.
Para incrementar las exportaciones a Brasil, argumentó, deberán darse cinco condiciones. “El primer punto, que ya cumplimos con éxito, es arribar a ese mercado vía Bolivia. El segundo, contar con un precio competitivo. El tercero, construir infraestructura. El cuarto, avanzar en la coordinación regulatoria y tarifaria, y firmar acuerdos país-país para darle previsibilidad a todos los actores. Finalmente, conseguir que Brasil esté dispuesto a contratar en firme y a largo plazo”, enumeró.
En pleno crecimiento
En su flamante 20° aniversario, Pampa Energía se encuentra produciendo casi el 10% del gas que hoy se obtiene a escala nacional. “Somos el tercer productor no convencional en Vaca Muerta, con dos grandes yacimientos como El Mangrullo y Sierra Chata. Y más allá del medio local, que obviamente es nuestro objetivo principal, venimos trabajando mucho en los mercados regionales, principalmente en el área metropolitana de Chile”, precisó Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa.
La empresa, confirmó, empezó a exportar a la zona de Bio Bio, que todavía no contaba con acceso al gas neuquino. “A partir de mayo activamos los primeros contratos. Ya estamos exportando 250 decámetros, con la idea de ampliar ese volumen prontamente”, aseguró el directivo.
Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa. Energía.
Para los próximos meses, anticipó, se espera un gran desarrollo en el norte chileno, mercado que competirá en cierta proporción con Brasil. “En suelo brasileño fue clave avanzar con una prueba piloto para entender cómo funcionaba todo el sistema. Con la baja del precio del Brent, a partir de octubre nuestro país se volverá más competitivo. Eso se reforzará el año que viene, más allá de que los costos de transporte todavía siguen siendo altos, gracias al precio mínimo de exportación que implicará el nuevo Plan Gas”, puntualizó.
Para favorecer las exportaciones, reconoció, el Gobierno contribuyó con la sanción de la Ley Bases, que cambió el paradigma de comercialización del gas. “A eso debe sumarse el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) que permitirá la ejecución de nuevas obras de infraestructura hechas totalmente por privados, sin intervención del Estado”, celebró.
Tres etapas
Hace ocho meses Harbour Energy adquirió los activos de Wintershall Dea a nivel mundial. Mariano D´Agostino, vicepresidente comercial de la firma, dio cuenta del impacto positivo de esa transacción para la Argentina. “Básicamente cambiaron las expectativas de crecimiento. Hoy tenemos tres pilares fundamentales: el proyecto Fénix, ubicado en la Cuenca Marina Austral; y los activos Aguada Pichana Este y San Roque (que nos abre posibilidades en la ventana de crudo), en Vaca Muerta. Adicionalmente, nos entusiasma la integración de un cuarto pilar: el consorcio Southern Energy, que nos asegura números rápidos para elevar al menos un 50% nuestra producción actual, que oscila en torno a los 10 y 11 millones de m3 diarios”, cuantificó.
Mariano D´Agostino, vicepresidente comercial de la firma.
En cuanto a la cobertura regional, el experto habló de una integración dividida en tres etapas. “En estos momentos estamos en la instancia de llegar rápido, testear y ser 100% interrumpibles. La siguiente fase, con foco en Chile, debería apuntar a alcanzar una mayor firmeza estacional en el verano. Recién después se puede pensar en contratos de extensión anual que funcionen durante varios años, meta que requerirá inversiones de entre US$ 3.000 millones y US$ 4.000 millones”, proyectó.
Brasil, acotó, será un mercado clave para el GNL. “Allí nuestro recurso será más competitivo que el producido en el resto del mundo. La gran incógnita pasa por el bajo factor de carga que tendrán sus siete terminales, sobre todo en un comienzo. Se está viendo si Brasil tiene capacidad de contratar GNL en modo firme o no, pero definitivamente es el mercado al que llegaremos con los mejores costos”, remarcó.
Objetivo superador
La integración regional tiene que ser un objetivo que trascienda la coyuntura política. Así lo cree Gabriela Aguilar, Country Manager para la Argentina y VP para Latinoaméríca de Excelerate Energy. “Los sectores público y privado deben trabajar conjuntamente en la coordinación que necesita ese proceso”, afirmó.
Gabriela Aguilar, Country Manager para la Argentina y VP para Latinoaméríca de Excelerate Energy.
La región se encuentra en buena medida integrada, desde su óptica, no solamente en materia eléctrica, sino también mediante gasoductos capaces de transportar 660 millones de m3 diarios. “Por otro lado, hay 10 terminales de importación de GNL (siete en Brasil, dos en Chile y una en Argentina) que representan alrededor de 180 millones de m3”, agregó.
El valor del GNL, expuso, depende de cada país, cuyas características son muy diferentes. “La Argentina, por ejemplo, tiene una estacionalidad muy marcada. Hoy nuestra terminal está regasificando entre 18 y 20 millones de m3 para garantizarle una mayor seguridad energética al mercado. En el caso de Brasil, en tanto, el factor estacional está ligado a las fluctuaciones de la hidroelectricidad”, describió.
En toda la región, señaló, se observa una demanda gasífera contenida. “Necesitamos desarrollarla entre todos. Se precisa articular la producción de Vaca Muerta, eliminar los cuellos de botella técnicos y regulatorios, y armonizar los marcos normativos de Chile, la Argentina, Bolivia y Brasil”, enumeró.
“Hay una enorme oportunidad de crecimiento a partir de la consolidación de la Argentina como exportador del recurso. También se percibe un gran potencial de desarrollo en el GNL de menor escala, ya que la región no está totalmente conectada. En virtud de la cuestión ambiental, podrían convertirse todas las centrales que hoy están consumiendo carbón o combustibles líquidos”, completó.
La Secretaría de Energía fijó los nuevos precios mínimos de adquisición para el bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz, destinados a la mezcla obligatoria con nafta en el mercado interno.
Los nuevos valores, que regirán para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2025, fueron publicados este viernes en el Boletín Oficial mediante la Resolución 262/2025.
Según la resolución, el precio mínimo de adquisición para el bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se estableció en $ 792,122 por litro.
En tanto, el precio mínimo para el bioetanol elaborado a base de maíz se fijó en $ 726 por litro.
Estos precios son los valores mínimos a los cuales deberán efectuarse las operaciones de comercialización y estarán vigentes hasta la publicación de un nuevo precio que los reemplace.
La determinación de estos precios busca evitar desfasajes entre los valores de implementación y los costos reales de elaboración, así como prevenir distorsiones en los precios del combustible fósil en el surtidor.
La resolución también establece que el plazo de pago del bioetanol no podrá exceder 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
EDP Renewables llega a FES Iberia 2025 como actor clave en la transición energética española. En representación de la compañía, estará Rocío Sicre, directora general para España, cuya presencia subraya el papel estratégico que España desempeña en la hoja de ruta de EDP en materia de energía limpia. Con el foco puesto en la descarbonización, la compañía mostrará sus avances en el desarrollo de hidrógeno, proyectos de energía híbrida, almacenamiento en baterías y acuerdos de compraventa de energía (PPA).
España es un mercado prioritario para EDP, donde más de 2.000 profesionales desarrollan soluciones energéticas innovadoras. La compañía opera con 4.586 MW de capacidad instalada, 53.067 kilómetros de redes eléctricas, 1,4 millones de puntos de suministro y suministra más de 11 TWh de electricidad y gas al año.
Hidrógeno verde: reconversión industrial y descarbonización regional
La producción de hidrógeno es un pilar fundamental de la estrategia de EDP en España. En Asturias, el proyecto Valle del H2 de Asturias está transformando la antigua central térmica de carbón de Aboño en un centro de hidrógeno renovable con 150 MW de capacidad de electrólisis, con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 99,98 % respecto a los escenarios de referencia.
La iniciativa reutiliza la infraestructura existente para reducir los costes de inversión, el impacto ambiental y agilizar la tramitación de permisos administrativos . Coordinada por H2 Aboño SA, se dirige a industrias con un alto consumo energético y ha recibido 18 millones de euros del Fondo de Innovación.
En el sur de España, el proyecto Green H2 Los Barrios replica este modelo en Andalucía. Ubicada en la antigua central térmica de carbón de Los Barrios, la nueva planta contará con 130 MW de electrólisis, logrando además una reducción de emisiones proyectada del 99,98 % . La reutilización de activos industriales permite, una vez más, un desarrollo eficiente y la optimización ambiental.
Soto de Ribera: hidrógeno integrado y almacenamiento a gran escala
En Soto de Ribera, EDP planea desarrollar un centro de referencia para el almacenamiento de energías renovables en el centro de Asturias . Los proyectos actuales incluyen una minicentral hidroeléctrica con hidrotornillos , un parque solar fotovoltaico y un sistema de almacenamiento de energía que combina baterías de iones de litio, RedOx y de segunda vida .
Además, EDP está explorando sistemas de almacenamiento de aire líquido y construirá una estación de repostaje de hidrógeno para el transporte sostenible. El emplazamiento también prevé probar turbinas de ciclo combinado para sustituir el gas natural por hidrógeno renovable, lo que posiciona a Soto de Ribera como un nodo clave para la transición energética.
Córdoba: reutilización de Puente Nuevo con energía solar y biomasa
En Puente Nuevo (Córdoba) , EDP planea instalar 300 MW de energía solar fotovoltaica terrestre y 50 MW de capacidad solar flotante en un embalse cercano. El proyecto también incluirá una planta de energía de biomasa , con el objetivo de reactivar la industria local y diversificar la matriz energética.
Estos proyectos demuestran la estrategia de EDP de adaptar las soluciones energéticas a cada región , maximizando la infraestructura existente y promoviendo la revitalización económica local.
Hibridación renovable: eficiencia mediante tecnologías co-ubicadas
EDP es la primera empresa en España en operar parques híbridos eólico-solares , con una capacidad combinada de 103,35 MW. Las instalaciones de Cruz de Hierro (Ávila, 28,75 MW) , Villacastín (Segovia, 28,2 MW) y Castillo de Garcimuñoz (Cuenca, 46,4 MW) integran sistemas fotovoltaicos en parques eólicos existentes.
Este modelo de hibridación aumenta la producción energética hasta en un 40%, aprovechando las conexiones a la red eléctrica existentes y minimizando el impacto ambiental . En conjunto, estos tres parques abastecen a 45.000 hogares y evitan la emisión de más de 70.000 toneladas de CO₂ al año.
EDP también opera dos parques híbridos en Portugal (63,2 MW) y uno en Polonia (124,5 MW), lo que eleva su capacidad instalada híbrida total en Europa a 300 MW.
Liderazgo global en PPA: 15 GW contratados en todo el mundo
A nivel global, EDP ha superado los 15 GWp en contratos de compraventa de energía (PPA) firmados , suministrando energía renovable a largo plazo a importantes clientes internacionales. Solo en 2024, la compañía firmó acuerdos con 15 clientes , lo que incrementó la capacidad contratada un 15 % interanual.
Más del 20% de estos contratos son para centros de datos, lo que responde a la creciente demanda de electricidad del sector tecnológico. Entre los acuerdos más destacados se incluyen 200 MWp con Microsoft en Singapur , 44 MWp con Amazon en Japón y 218 MW con una empresa tecnológica en España .
EDP también ha firmado múltiples contratos de suministro en Italia, Alemania, Francia y los Países Bajos, y posee 3,2 GW de capacidad en PPA solo para centros de datos , lo que refuerza su confiabilidad como proveedor de energía limpia.
Redes y cooperación: aceleradores de la transición
Con más de 400 ejecutivos y la participación de importantes compañías energéticas de Europa y Latinoamérica, FES Iberia 2025 volverá a ser un espacio clave para construir alianzas.
Este importante encuentro sobre energías renovables es conocido por su entorno de networking de alto nivel, donde se lanzan nuevos proyectos para reforzar la cooperación regional en materia de energías limpias.
Strategic Energy Corp (SEC) desarrolló con éxito el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” y más de 400 profesionales del sector siguieron en vivo el panel inaugural titulado “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”.
Allí, cuatro líderes del sector renovable ofrecieron una visión profunda sobre las oportunidades y restricciones que enfrenta el desarrollo fotovoltaico en la región. La transición hacia proyectos solares híbridos, la integración de cada vez más baterías y nuevas iniciativas con hidrógeno verde, ya está en marcha.
Tal es el caso de Haitai Solar, fabricante Tier One de módulos fotovoltaicos con casi 20 años de trayectoria, que avanza además en soluciones integradas, con sistemas de baterías y producción eólica propia, mientras se prepara para lanzar la pipeline de hidrógeno más larga de China: “Será de 1037 km y estará operativa el próximo año”, reveló Gabriel Bustos, Regional Sales Manager de Haitai Solar, durante el evento.
Otro fabricante que asistió a este seminario virtual de SEC fue Solis, empresa especializada en inversores fotovoltaicos, con una apuesta centrada en soluciones adaptadas al contexto técnico y normativo local. Jorge Ospina, Service and Product Manager para Colombia de Solis, comentó que la empresa lanzó recientemente su solución MV Station de 3.6 MW ya instalada en Panamá, y una nueva línea de inversores híbridos trifásicos de hasta 125 kW como última novedad.
La consultora técnica 8.2 Group, de origen alemán, también dijo presente en el marco de su celebración por sus 30 años de trayectoria con 42 oficinas al rededor del mundo, incluyendo operaciones en Brasil desde 2016 y una reciente expansión a Argentina en 2023. Néstor Omar Cereijo, Socio Responsable para Argentina de 8.2 Group, destacó que están abocados exclusivamente “en Due Diligence Técnica”. Acompañamos desde la inspección de calidad en la ingeniería hasta el comisionamiento, evitando siniestros con una inversión menor al 1% del CAPEX de los proyectos.
Black & Veatch, con más de un siglo de experiencia global en ingeniería, procura y construcción, fue otra gran empresa en compartir su compromiso con la transición energética en la región en este webinar. Desde sus oficinas en Santiago de Chile, atiende Latinoamérica con soluciones que combinan conocimiento local y estándares técnicos de clase mundial. Para Ángela Castillo, Business Development Manager de Black & Veatch, “la estrategia es clara: soluciones integradas que respondan tanto a grandes centrales como a generación distribuida”. Entre sus hitos destaca la participación en el megaproyecto ACES Delta en Utah (EE.UU.), que producirá 100 toneladas de hidrógeno verde al día y almacenará 300 GWh en cavernas de sal, cuyo éxito pronto será replicado en un proyecto del que participa en la región.
Nuevas oportunidades en mercados clave
En cuanto a Chile, los Proyectos de Mediana Escala (PMGD) superaron los 3 GW instalados a fines de 2024, con más de 1000 MW adicionales reportados en construcción a inicios de 2025. “Han sido fundamentales para descentralizar la generación, pero hoy enfrentan congestión en redes y demoras en conexión”, advirtió Ángela Castillo de Black & Veatch. Indicando que también urge revisar el sistema de precios estabilizados, que hoy se encuentra “60% por encima del spot”.
En Colombia, las minigranjas solares de hasta 1 MW han dinamizado la generación distribuida. “Nuestra solución de tres inversores de 333 kW permite alcanzar ese umbral regulatorio con eficiencia en cableado y transporte”, explicó Jorge Ospina de Solis, aclarando que la empresa también desarrolla sistemas containerizados para conexión a media tensión, ampliando su oferta en respuesta a los desafíos técnicos propios del país.
Argentina presenta un contexto más complejo, aunque con señales positivas. “Con el sinceramiento tarifario, la generación distribuida empezará a escalar, sobre todo en parques industriales y grandes complejos”, afirmó Omar Cereijo de 8.2 Group. Pero aquello no sería todo, el ejecutivo valora de manera positivo iniciativas como el RIGI o la Resolución 725 emitida el 2 de junio por el Ministerio de Economía, que prioriza obras de transporte eléctrico esenciales, para destrabar proyectos de gran escala.
Complementando lo anterior, Gabriel Bustos de Haitai Solar, señaló que la empresa ampliará su oferta en la región. Anticipó que el próximo año entrará su gama de productos eólicos y nuevas baterías en respuesta a las nuevas demandas del mercado: “estamos participando en algunas propuestas de la licitación AlmaGBA, nos habrán hecho un par de cotizaciones, pero justamente quedó todo eso pausado por la incertidumbre”.
Regulación, inversión y almacenamiento
Los cuatro referentes empresarios llegaron a un claro concenso: el avance del sector solar requiere marcos regulatorios estables y planificación en infraestructura. En el caso de Colombia, la multiplicidad de operadores de red genera normativas fragmentadas. “No hay una ley homogénea que garantice condiciones claras de conexión”, observa Ospina.
Para proyectos de hidrógeno, la falta de regulación estructurada es una traba común en la región. “No existe una calificación ambiental clara ni plazos definidos para los proyectos”, señala Castillo. En Argentina, Cereijo agrega que “no tenemos ley de hidrógeno y eso deja fuera al sector del RIGI, lo cual es una gran oportunidad perdida”.
Aun así, las empresas avanzan con soluciones concretas. Black & Veatch presentó una herramienta digital basada en inteligencia artificial para optimizar el rendimiento de plantas solares y eólicas. Haitai, por su parte, desarrolla sistemas completos para el segmento industrial con gran potencial para cubrir la demanda de la minería. Y desde 8.2 Group, la apuesta está en la trazabilidad técnica con ensayos de electroluminiscencia, QR en componentes y protección ante arcos eléctricos.
El pasado miércoles se llevó a cabo el webinar gratuito “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, organizado por Energía Estratégica (unidad de Strategic Energy Corp), que congregó a compañías líderes para debatir los principales desafíos, avances y oportunidades que marcarán el rumbo del sector solar en la región.
El segundo bloque fue titulado “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, en el que participaron referentes de EPSE San Juan, JA Solar, Gonvarri Solar Steel y 360Energy.
Durante el encuentro, el foco estuvo puesto en las tecnologías emergentes, la evolución de proyectos y soluciones solares, la optimización de estructuras, digitalización de procesos y el papel de la automatización en las centrales.
“Vemos que la tendencia de mercado es hacia paneles N-Type TOPCon, tecnología en la que se centra JA Solar. Y seguirá como tendencia hasta aproximadamente 2028 en casi 80% del mercado porque es un producto muy bien aceptado, tanto en precio, ventas, comportamiento y operación en LATAM”, sostuvo Victor Soares, líder del equipo técnico LATAM de JA Solar.
“Mientras que los principales desafíos para mayor inserción renovable la unión de la demanda con la oferta, la capacidad de transporte disponible, la estabilidad jurídica, económica y financiera de los países al considerar que son proyectos de capital intensivo, como también es relevante la actualización de normativas técnica, como por ejemplo para la implementación de sistemas de almacenamiento”, complementó Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología en 360Energy.
Además, los especialistas pusieron la mirada en la competitividad y complementariedad de las soluciones y eslabones que forman parte de la cadena de valor fotovoltaica en la región, de manera de una mejor integración en los parques solares y la vinculación con la demanda en el camino de la transición energética.
Tal es así que la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan está muy cerca de tener operativa su fábrica de paneles solares, que generará mayor valor agregado a la industria mediante el desarrollo de componentes en Argentina.
“Esperamos que esté en operación en septiembre. Tenemos un proveedor de tecnología que nos permite acceder a tecnología TOPCon e IBC, celdas de muy alta eficiencia (…) Y nuestra estrategia es crecer con insumos chinos a muy bajo precio, integrándonos en la cadena de valor hasta poder llegar al silicio, que permite modificar el precio del resto de los componentes”, detalló Lucas Estrada, presidente de EPSE.
Por el lado de Gonvarri Solar Steel, su gerente de desarrollo de negocios para Estados Unidos y LATAM, Javier Losada, reveló que las estructuras se adaptan a los diferentes módulos que hay en el mercado y a las condiciones climáticas y de suelo de los países, a fin de tener productos de calidad que brinden seguridad a los generadores.
“Tenemos que valorar muchos puntos a la hora de diseñar los trackers, como por ejemplo una posición de defensa en el control ante condiciones de granizo o cualquier condición climática extrema, o bien la corrosividad a fin de prevenir daño sobre los módulos y garantizar la vida útil de los proyectos. Pero cada país tiene una programación diferente”, mencionó Losada.
De ese modo, el webinar titulado “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” hizo hincapié en las tendencias de mercado, retos y oportunidades para la evolución de la industria solar y cómo lograr mejores costos competitivos y mayor seguridad para toda la cadena de valor en el futuro.
Con una agenda cargada de contenido estratégico y técnico, el evento se perfiló como un espacio de referencia para todos los players de la región, tanto para aquellos que lo presenciaron en vivo como para las personas que deseen revivir el webinar a través YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica / Strategic Energy Corp.
Parque Eólico Arauco inauguró ayer el Parque Eólico Arauco III (PEA III), sumando 99,4 MW de nueva capacidad al sistema eléctrico nacional y consolidando el liderazgo de La Rioja en energías limpias. A la ceremonia fue invitado el portal de noticias Energía Estratégica, junto a autoridades provinciales, directivos de la empresa y referentes del sector energético.
Con esta inauguración, el complejo Arauco alcanza un total de 250 MW de potencia eólica instalada, resultado de un crecimiento sostenido que posiciona al polo renovable de La Rioja como el mayor generador de energías renovables del norte argentino.
Además, durante el evento se confirmó el próximo paso estratégico: el inicio de la construcción de un parque solar de 50 MW en julio, que entraría en operación en abril de 2026, convirtiendo al complejo en el primer parque híbrido eólico-solar operativo del país.
«Comenzaremos prontamente, posiblemente el mes que viene, la construcción de los 50 MW del parque solar. Será el primer parque híbrido de la República Argentina», anunció el gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela.
Un crecimiento continuo de más de una década
El gobernador Quintela remarcó el impacto estratégico de este crecimiento sostenido: «Esto visibilizará a La Rioja como pionera en innovación tecnológica aplicada a la generación de energía limpia, no contaminante», afirmó. Y agregó: «En este marco de crisis que vive el país, pondremos lo mejor de nosotros como provincia y como región del NOA para colaborar en la reconstrucción de la esperanza de nuestra gente».
El gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, en su intervención durante la inauguración del PEA III
El desarrollo del complejo Arauco comenzó en 2009 con la puesta en marcha del Parque Eólico Arauco I (PEA I), que incorporó una primera turbina bajo la iniciativa del gobierno provincial. Posteriormente, a través de licitaciones adicionales, se sumaron 23 aerogeneradores, alcanzando una capacidad total de 50,4 MW, que en su momento lo posicionaron como el parque eólico de mayor generación instalada del país.
En 2016, en el marco de la primera ronda del programa RenovAr, fue adjudicado el desarrollo del Parque Eólico Arauco II (PEA II). Esta segunda etapa fue financiada por PowerChina e incorporó 38 aerogeneradores modelo G114 de 2,625 MW cada uno, alcanzando una capacidad instalada de 99,75 MW. El parque opera con un factor de capacidad estimado del 39% y genera anualmente unos 340 GWh. A fines de 2022, el PEA II fue adquirido por la compañía Pampa Energía, en una de las operaciones más relevantes para el mercado energético regional.
Finalmente, el Parque Eólico Arauco III (PEA III), inaugurado ahora, sumó 99,4 MW adicionales con la instalación de 28 aerogeneradores Siemens Gamesa SG 3.4-132 de 3,55 MW de potencia unitaria. Esta nueva etapa opera con un factor de capacidad del 40%, permite una generación anual estimada de 350,4 GWh y contribuye a evitar la emisión de 142 mil toneladas de dióxido de carbono por año. La inversión total de esta fase alcanzó los 145 millones de dólares, financiados íntegramente con fondos propios.
La visión de la gestión empresarial
Parque Arauco fue distinguido durante tres meses de 2024 como el parque eólico más eficiente de Argentina, dentro de un universo de 67 parques eólicos en operación. «Fuimos los mejores, los más eficientes en la generación de energía limpia durante tres meses», destacó el gobernador Quintela, ante los aplausos del público presente.
Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco
La incorporación de tecnología de última generación en el PEA III permitió maximizar el aprovechamiento del recurso eólico, reducir costos operativos y garantizar alta performance bajo diversas condiciones climáticas.
«La construcción de esta etapa es un cierre de ciclo muy importante para nosotros. Aquí estuvieron las personas que tomaron las decisiones y pusieron la fuerza y la voluntad para llevar adelante esta obra», destacó el presidente de Parque Eólico Arauco, Ariel Parmigiani.
Parmigiani recordó que el proyecto PEA III permitió cumplir un compromiso asumido tiempo atrás: «Hoy se cumplió una promesa del gobernador realizada hace un año y medio, y hoy se ven los frutos de ese trabajo».
El ejecutivo agradeció especialmente al personal técnico, a las empresas contratistas y a todos los actores intervinientes: «Todos los trabajadores de Parque Eólico Arauco y las empresas que nos acompañaron son quienes deben estar muy contentos, porque es un logro inmenso para Arauco, para la provincia, para Argentina y para el continente», subrayó.
Un modelo de gestión público-privada consolidado
Por su parte, el secretario de Energía de la provincia, Alfredo Pedrali, también resaltó el proceso de recuperación institucional de la empresa provincial: «Estamos emocionados por haber cumplido el compromiso tomado al principio de la gestión, de darle vuelta a esta empresa y hacerla lo que es hoy: una empresa pujante, reconocida por todo el sector, que nunca para de mejorar», sostuvo.
Pedrali valoró el trabajo coordinado de contratistas, empresas públicas, equipos jurídicos y autoridades provinciales que permitieron superar los obstáculos iniciales: «Cuando empezamos había muchos problemas; pero trabajando juntos logramos avanzar y llegar a este día, que representa una meta cumplida muy importante», remarcó.
El gerente general de la Empresa de Electricidad de Magallanes (Edelmag), Miguel Castillo, expuso recientemente en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, en el marco de la discusión sobre el proyecto de ley que busca perfeccionar los Sistemas Medianos (SSMM – aquellos con una capacidad instalada inferior a 200 MW).
Si bien valoró positivamente el enfoque general de la propuesta, planteó reparos sobre la intención de introducir licitaciones de suministro a clientes regulados en regiones como Aysén y Magallanes, y esclareció sus puntos durante una entrevista con Energía Estratégica.
El ejecutivo explicó que la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya realiza una planificación completa del sistema, que contempla una proyección de demanda a quince años y un plan de expansión óptimo para abastecer esa demanda. A partir de esta planificación se define un proceso tarifario para los siguientes cuatro años y se remunera la infraestructura necesaria.
En ese contexto, el proyecto de ley propone que la planificación no esté exclusivamente en manos de la CNE, sino que también incluya al Ministerio de Energía y a dos empresas de los sistemas medianos, además de contar con participación ciudadana.
A juicio de Edelmag, esta ampliación de actores es razonable, pero choca con la lógica de realizar licitaciones después de haber definido en conjunto el parque de generación óptimo. “Si ya estimaste la demanda, si ya estimaste la capacidad instalada necesaria para abastecer esta demanda, luego decir que se acerca una licitación de un bloque de energía agrega más incertidumbre al proceso más que ser una solución necesaria”, afirmó Castillo.
Cabe recordar que los SSMM operan sin ningún tipo de interconexión, lo que implica que cada uno funciona de forma aislada. En consecuencia, y a diferencia de los sistemas interconectados, se permite a una misma empresa operar en los tres segmentos de la cadena energética: generación, transmisión y distribución/comercialización. Esto genera condiciones específicas que, según Castillo, hacen inviable la aplicación de un modelo de licitación como el que se busca implementar.
La crítica central apunta a los contingencias regulatorias, ambientales y económicas que una licitación podría conllevar “Los sistemas medianos son regiones extremas, por lo que un riesgo es que una empresa adjudicada no consiga los permisos necesarios o el financiamiento, o tenga cualquier otro problema por el que deba desestimar el proyecto”, sostuvo Castillo.
“¿Qué pasa si no construye el proyecto y no cumple? ¿Qué tendrá que abastecer esa demanda? Se le pedirá a la operadora principal y se deberá tratar de cubrir la demanda con otras fuentes. Por ello no tiene sentido una licitación de suministro en mercados tan pequeños como en los SSMM”, agregó.
En este sentido, Edelmag propone utilizar un mecanismo ya existente y probado dentro del modelo regulatorio: el proceso interperiodo, que permite actualizar la planificación cuando se detecta un crecimiento inesperado en la demanda.
“La CNE puede revisar el plan y convocar a empresas para presentar nuevos proyectos candidatos, lo que evita los riesgos asociados a una licitación abierta en mercados tan pequeños y estratégicos”, aseguró el gerente general de la Empresa de Electricidad de Magallanes.
En paralelo, reconoció que el ingreso de tecnologías de almacenamiento podría ofrecer nuevas alternativas operativas para enfrentar la variabilidad de las energías renovables. Actualmente, la región de Magallanes presenta un consumo energético distribuido en partes iguales entre usuarios residenciales y comerciales-industriales, con una mayor participación de fuentes renovables durante la noche, por lo que se podrían cargar las baterías durante la noche para despacharlas en horario diurno cuando haya máxima demanda.
Sin embargo, advirtió que el modelo tarifario actual no reconoce a las baterías, obligándolas a competir como unidades generadoras, sin acceso a servicios complementarios y, por tanto, dicha limitación debe ser considerada en cualquier rediseño normativo que pretenda modernizar estos sistemas.
Proyectos renovables en zonas extremas
En línea con sus planes de descarbonización, Edelmag, actualmente una generadora 100% térmica, está avanzando en diversos proyectos de energía renovable en zonas extremas del sur del país.
El más avanzado se ubica en Puerto Williams, donde proyectan la instalación de una central hidroeléctrica de pasada de 1 MW, capaz de cubrir el 70% de la demanda local, hoy abastecida en su totalidad con diésel. El proyecto ya se encuentra en el Sistema de Evaluación Ambiental y espera responder las observaciones antes del 31 de julio, con la meta de obtener el permiso en 2025 y que sea reconocido en el proceso tarifario de 2026, para su construcción entre 2026 y 2027.
En paralelo, la compañía trabaja en dos proyectos eólicos, uno en Punta Arenas, donde ya se cuentan con estudios de viento y desarrollo de ingeniería básica, y otro en Puerto Natales, en etapa de medición de recurso. Ambos incluirían aerogeneradores de 5 MW y se analiza la incorporación de sistemas de baterías para mitigar la variabilidad inherente a las fuentes renovables.
Durante la Exhibición Internacional de Energía Solar e Inteligente SNEC, TÜV SÜD entregó oficialmente a Solis las Declaraciones Ambientales de Producto (EPD, por sus siglas en inglés) para su serie de inversores comerciales de Sexta Generación, S6-GC(80–125)K.
Este hito, junto con la reciente publicación del Informe ESG 2024 de Solis y su inclusión en la plataforma EcoVadis, representa una muestra clara y continua del compromiso proactivo de la empresa con la sostenibilidad.
El Sr. Xu Hailiang, vicepresidente de TÜV SÜD Smart Energy, entregó oficialmente los certificados al Sr. Sandy Woodward, Director General de Solis para Europa.
Las EPDs están desarrolladas conforme a los estándares internacionales ISO 14025 y EN 15804, y ofrecen una evaluación detallada del impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida: desde la extracción de materias primas y la producción, hasta la distribución, el uso y el reciclaje o disposición final. Al revelar información cuantificada sobre el impacto ambiental, estas declaraciones permiten a compradores y usuarios tomar decisiones de adquisición más informadas y sostenibles.
Al respecto, Woodward comentó:
“En el panorama energético actual, dinámico y competitivo, es fundamental ser transparentes sobre nuestros procesos de fabricación y cadena de suministro. En Solis, estamos comprometidos con apoyar a nuestros clientes en Europa, y ofrecer certificaciones EPD es una de las muchas formas en que demostramos nuestra convicción en la sostenibilidad y el abastecimiento ético.”
La disponibilidad de estas certificaciones forma parte de una estrategia más amplia de transparencia corporativa y sostenibilidad de Solis. La reciente publicación del Informe ESG Corporativo 2024 refuerza aún más el enfoque de la empresa en el desempeño ambiental, social y de gobernanza en todos los niveles de su operación.
Solis continúa impulsando la innovación tecnológica en energías limpias, convencido de que la tecnología es el vehículo que nos permitirá avanzar hacia un futuro energético más verde.
Desde noviembre de 2024, Solis ha obtenido la calificación “Committed” por parte de EcoVadis, en reconocimiento a su desempeño sobresaliente en criterios clave de sostenibilidad. EcoVadis es una de las plataformas más confiables a nivel mundial para la evaluación de sostenibilidad empresarial, con análisis independientes que abarcan áreas como prácticas medioambientales, derechos laborales y humanos, ética y adquisiciones responsables. Fundada en Francia en 2007, EcoVadis se ha consolidado como líder global en calificaciones de sostenibilidad corporativa.
JinkoSolar anunció hoy su reconocimiento como el Mejor Productor General en el Informe del Índice de Módulos Fotovoltaicos (PVMI) 2025 del Centro de Pruebas de Energía Renovable (RETC). Este es el sexto año consecutivo que JinkoSolar obtiene esta distinción, consolidando su liderazgo en la industria solar.
El PVMI del RETC evalúa los módulos durante un período de 12 meses utilizando protocolos de prueba avanzados que superan la certificación. Realizadas en laboratorios de vanguardia bajo condiciones auditadas y controladas, estas pruebas garantizan que solo los módulos más confiables y de alto rendimiento reciban el reconocimiento de Mejor Productor General.
El premio al Mejor Productor General reconoce la excelencia en las tres categorías del PVMI: confiabilidad, rendimiento y calidad, ofreciendo a los desarrolladores de proyectos, propietarios, financiadores, aseguradores e ingenieros la garantía fundamental de que estos módulos ofrecerán resultados consistentes y confiables en sus operaciones comerciales.
“Obtener este reconocimiento año tras año refleja nuestra incansable dedicación a la calidad”, afirmó Nigel Cockroft, director general de JinkoSolar (EE. UU.) Inc. “Además de nuestro sólido desempeño en otros índices clave de bancabilidad —el número 1 entre 40 fabricantes en la lista global de fabricantes de módulos solares de Wood Mackenzie, la calificación AAA en el Informe de Bancabilidad ModuleTech de PV Tech y el único fabricante calificado como bancable por el 100 % de los participantes en la Encuesta de Bancabilidad de Módulos Fotovoltaicos de BNEF—, este logro subraya por qué los clientes siguen depositando su confianza en JinkoSolar”.
“Nos enorgullece reconocer a JinkoSolar con nuestra máxima distinción por sexto año consecutivo”, declaró Cherif Kedir, presidente y director ejecutivo de RETC. Para ser reconocido como uno de los fabricantes con mayor rendimiento en el Informe del Índice de Módulos Fotovoltaicos (FV), los fabricantes deben completar el riguroso programa de evaluación de bancabilidad del RETC y destacar en múltiples secuencias de prueba y disciplinas. Los consistentes resultados anuales de JinkoSolar demuestran un compromiso excepcional con la fiabilidad, el rendimiento y la calidad.
Acerca de JinkoSolar
JinkoSolar es uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo. JinkoSolar distribuye sus productos solares y vende sus soluciones y servicios a una diversificada cartera internacional de clientes de servicios públicos, comerciales y residenciales en China, Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido, Chile, Sudáfrica, India, México, Brasil, Emiratos Árabes Unidos, Italia, España, Francia, Bélgica, Países Bajos, Polonia, Austria, Suiza, Grecia y otros países y regiones.
El peso que en los últimos años adquirió la generación de energía renovables en Chile sobre el total de la matriz transformó las condiciones en que ese mercado requiere el gas natural argentino, que si bien puede resultar económico y confiable, debe adaptarse a la nueva realidad para avanzar hacia contratos de largo plazo.
En el cierre del Midstream & Gas Day organizado por Econojournal, el futuro del mercado del gas fue el eje del análisis de Luis Le-Fort Pizarro, manager Energy Management de la generadora chilena Colbún; Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana; y Leandro Colosqui, CFO de la transportadora GasAndes.
A las puertas de un posible punto de inflexión en la nueva etapa del vínculo gasífero entre ambos países, Le-Fort Pizarro consideró que el gas argentino puede seguir atendiendo el mercado de generación de Chile, pero debe atender y adaptarse a la lógica energética de las nuevas energías.
Luis Le-Fort Pizarro, Energy Management Manager de Colbún
“El gas tiene importantes desafíos porque la generación renovable en Chile alcanzó un desarrollo muy grande, muy competitivo en precio y en particular en la hora sol que es su mayor recurso, y está buscando ampliar ese desarrollo a través de soluciones de almacenamiento que desafían un suministro de 24/7, como puede ser el gas, por lo que contratarse a largo es complicado”, dijo Le-Fort Pizarro.
En similar sentido, Hollweck coincidió en que el mercado eléctrico trasandino “necesita flexibilidad en los volúmenes, en las condiciones de despacho, porque es un mercado que cambia casi horariamente. Entonces esa flexibilidad que se requiere en una negociación libre entre comprador y vendedor es lo que está faltando aún en el marco regulatorio, para poder acordar las mejores condiciones para ambas partes. Hoy el mercado existe, la infraestructura está, pero con esa liberación se encontrarían las condiciones para hablar de contratos a tres o más años”.
Para Colosqui hay una demanda de 10 MMm3/d promedio de la cual la mitad se “apuntana cada vez más (se vuelve cada vez más flexible), por lo que toda la estructuración contractual que fue pensada para ciclos combinados y transporte firme como un ladrillo ya no es así. Es ahí donde esa flexibilidad tiene un costo porque hoy se está topeando el límite de la capacidad de todo el sistema de transporte porque algunas cuantas horas del día la demanda no está pudiendo traer el gas de Argentina que quisiera”.
El CFO de GasAndes agregó que ante la particularidad que está tomando la demanda de los offtakers chilenos, “el gasoducto puede expandirse por mayor compresión o por loops y esos costos no serían muy distintos respecto de la tarifa actual”, pero más allá de obras insistió en que “en los próximos dos años muchos de los contratos que originaron la infraestructura actual van a tener que ser revisados para buscar un producto que permita viabilizar a la demanda chilena lo que necesita, con contratos que permitan traer gas de Argentina, pero con algún seguro de regasificiación”.
Leandro Colosqui, CFO de GasAndes
Sobre ese punto el gerente de Generadora Metropolitana consideró que hoy se está trabajando con contratos que son herencia de un modelo de negocios anterior básicamente plano. El mercado no funciona de esa manera y va para un mercado donde va a ser todavía más empuntado, en el que necesitamos gas de las 19 de la tarde a las 23 de la noche durante algunos meses del año”.
“Entonces la propuesta es ver cómo podemos trabajarlo y aún viendo los precios de la energía en el mercado spot, que estos días estuvieron arriba de 300 dólares en ese rango horario, estamos dispuestos a compartir ese valor, pero la estructura contractual no lo permite y claramente lo que quisiéramos es combinar el pago de infraestructura de gasoducto con la regasificación de manera de bajar nuestra póliza de seguro contra el posible corte”, reseñó Hollweck.
En el cierre, Le-Fort Pizarro insistió en la necesidad de “que el gas sea flexible, pero no pagando infraestructura porque el sistema está desafiado por más renovables y baterías que van a llegar de aquí al fin de 2026, cerca de 5000 Mw de almacenamiento que van a tomar parte de la demanda nocturna que el gas y las térmicas estaban dando”. Pero se abre la oportunidad de mirar hacia otras regiones que no sean el centro de Chile que permitirían hablar de crecimiento de volúmenes utilizando otras estructuras existentes”.
Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana
El proyecto Eco-Refinerías del Sur para producir combustible de aviación sostenible en Chubut contará con el respaldo de Axens, un proveedor global de tecnologías y servicios para la producción de combustibles limpios. La iniciativa se inscribe en la demanda de alternativas sintéticas que se está gestando en la aviación internacional en general y la europea en particular para reducir sus emisiones de CO2.
GreenSinnergy GmbH, una empresa alemana especializada en el desarrollo de proyectos sustentables, y Axens firmaron un memorándum de entendimiento para explorar el desarrollo de proyectos de combustible de aviación sostenible (SAF por sus siglas en inglés) en la Argentina y en toda América Latina.
El acuerdo establece que GreenSinnergy liderará el desarrollo de los proyectos, mientras que Axens actuará como licenciante oficial de tecnologías clave, incluyendo la captura de CO2, la purificación de hidrógeno, la síntesis Fischer-Tropsch y la mejora del queroseno y nafta finales.
La alianza se centrará inicialmente y priorizará el desarrollo del proyecto Eco-Refinerías del Sur (ERS) en Chubut. La iniciativa, liderada por GreenSinnergy GmbH junto a los especialistas argentinos Ismael Retuerto y William Hughes, había sido presentada formalmente en diciembre en el Senado de la Nación con el acompañamiento del gobernador del Chubut, Ignacio «Nacho» Torres.
«Este proyecto viene a reunir condiciones o particularidades muy especiales a partir del extraordinario recurso eólico de la Patagonia, de la disponibilidad de tierra, disponibilidad de infraestructura en una provincia como Chubut, con lo cual estamos convencidos que es un proyecto no sólo para Argentina sino para América del Sur y ceñero en materia de e-fuels y de SAF sintético», dijo Retuerto ante una consulta de EconoJournal.
Proyecto en Chubut
El proyecto ERS busca producir combustibles sintéticos de aviación a partir de la producción de hidrógeno verde. La alianza con Axens incluye la búsqueda de inversores para dar inicio a la construcción de la primera etapa del proyecto, que contempla una capacidad de producción de 100.000 toneladas anuales de SAF.
La primera etapa contempla la construcción de 750 MW de potencia eólica, que se podría ampliar en etapas sucesivas llegando hasta los 2.500 a 3.000 MW de generación, desarrollados con la menor distancia posible entre los sitios de alto potencial eólico registrado y la zona costera óptima para los procesos de desalinización, electrólisis, procesos de FT y puerto de despacho.
La inversión necesaria para la primera etapa es del orden de US$ 2500 millones. La capacidad de producción luego puede ser ampliada hasta 500.000 toneladas anuales en restantes etapas ya que se cuenta con disponibilidad de terrenos para dicha escalabilidad.
El proyecto asume la condición de funcionamiento Off Grid (fuera de red) en su mayor demanda energética y una conexión de soporte adicional desde el SIN en extra Alta Tensión.
La energía eólica será la principal fuente energética, que combinada con agua de mar desalada alimentará el proceso de electrólisis para la obtención de hidrógeno verde y el posterior proceso de generación del combustible, mediante la combinación con CO2 a través del proceso Fischer-Tropsch.
Dada las limitaciones de fuentes de CO2 de origen biogénico en la región, GreenSinnergy analiza la posibilidad de utilizar tecnologías de captura directa de CO2 del aire (DAC) en combinación con tecnologías de captura de CO2 de fuentes industriales regionales, asegurando que la producción del combustible cumpla con lo establecido en el Reglamento Delegado 1185/2023 de la Unión Europea.
A través de la resolución 261/2025, la Secretaría de Energía fijó en $ 1.276.874 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles).
Rige para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevó adelante una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica, bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Guillermo Petracci, director de Unipar Argentina y presidente de la Jornada en esta edición, destacó que “Las oportunidades para nuestro sector requieren que cambiemos el enfoque. Somos parte de la solución a los desafíos del desarrollo. Hay mucho que podemos mejorar desde la gestión, la eficiencia, la inversión en procesos y en personas. Lo que hagamos hoy puede definir el lugar que va a ocupar nuestro sector petroquímico en los próximos 20 años”.
A lo largo de los distintos paneles, se compartieron conceptos y reflexiones que dejaron en evidencia los principales desafíos y oportunidades del sector petroquímico:
En el panel 1, denominado “Claves Económicas para una Industria Competitiva”, participaron Diego Coatz, de la Unión Industrial Argentina (UIA); Pablo Giorgi, de OPIS (Dow Jones); y Jorge de Zavaleta, de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), como moderador del espacio. Se analizaron los factores macroeconómicos, productivos y globales que inciden en la competitividad del sector.
Giorgi presentó un diagnóstico del escenario internacional marcado por sobreoferta y presión en los márgenes, subrayando que la competitividad seguirá dependiendo del acceso a materias primas baratas, donde Argentina tiene ventajas naturales. Mientras que, Coatz, destacó la necesidad de consolidar el orden macroeconómico y avanzar en una agenda micro que reduzca el costo argentino, potencie la productividad, promueva la inversión en infraestructura y modernice el sistema tributario y laboral, colocando al desarrollo industrial como motor clave del crecimiento sostenido.
El panel 2, titulado “Del Algoritmo de la Inteligencia Artificial al Impacto Competitivo Real”, fue coordinado por Sandra Urrutia, de YPF Química; y expusieron Dorlysu Moreno, Julieta Suárez, Mora Puricelli y William Pilaszek, todos integrantes de YPF. Los panelistas mostraron cómo la inteligencia artificial ya está transformando procesos industriales clave en áreas como logística, entrenamiento y planificación operativa. Se presentaron herramientas como Gema, un entrenador virtual para contratistas, y Optimax, una plataforma de optimización en tiempo real que permite alinear operaciones con objetivos económicos y energéticos. Se destacó el rol central de las personas en esta transformación, y la necesidad de fomentar habilidades digitales.
El panel 3, “Resiliencia Climática de la Infraestructura Industrial”, fue coordinado por Rodrigo Pontiggia, experto en gestión ambiental y adaptación climática, y contó con las exposiciones de Inés Camilloni (CIMA, UBA–CONICET) y Juan Pablo Sitá, especialista en Gestión de Riesgos y en Salud, Seguridad y Medio Ambiente.
Se abordó la necesidad urgente de incorporar estrategias de adaptación ante el cambio climático en la planificación industrial, poniendo énfasis en el conocimiento científico actualizado, el análisis de riesgos climáticos locales y la preparación operativa frente a eventos extremos en un contexto donde las amenazas climáticas ya impactan de forma directa sobre la productividad y la seguridad de las operaciones.
En el panel 4, “Impulsando la Competitividad desde la Ciencia y la Tecnología”, la conversación estuvo guiada por Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, y en formato entrevista, expusieron Darío Genua, secretario de Innovación, Ciencia y Tecnología de la Nación, y Daniel Salamone, presidente del Directorio del CONICET.
Genua subrayó que el desarrollo de los recursos humanos es un factor clave para el crecimiento industrial, y que deben articularse esfuerzos entre el Estado y el sector privado. También remarcó que esto implica hacerlo con innovación, educación y tecnología, y destacó el carácter transversal de la petroquímica en todas las cadenas estratégicas del país.
Por su parte, Salamone sostuvo que la transformación productiva e industrial que demanda nuestro país requiere una apuesta decidida por el conocimiento científico como motor estratégico del desarrollo. Desde el CONICET se impulsa una articulación entre el sistema científico-tecnológico y el sector productivo, con el objetivo de generar innovación con impacto real.
El panel 5, “Materias primas competitivas para el desarrollo de la industria”, fue moderado por Pablo Popik, de Compañía MEGA S.A., y tuvo como expositores a Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS), Jorge H. Foglietta (J.H. Foglietta Consulting LLC), Fernando Ahuad (PetroCuyo) y Bernardo Novis Ribeiro (Braskem).
A partir del potencial de Vaca Muerta, se analizó la oportunidad única que tiene la industria petroquímica Argentina de acceder a gas rico en líquidos como etano y propano, esenciales para la expansión de la cadena de valor. Se destacó la necesidad de escalar el desarrollo del midstream, adoptar modelos logísticos eficientes y generar alianzas regionales para industrializar localmente o exportar esos recursos.
En el panel 6, “La sustentabilidad es competitividad”, Pablo Leidi, director de Sustenomics y fundador de ComunicaRSE, entrevistó a Sebastián Bigorito, director general y CEO del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS).
La conversación giró en torno a cómo la sostenibilidad dejó de ser una agenda de nicho para convertirse en un factor estratégico de competitividad, cada vez más exigido por regulaciones, mercados y financiamiento internacional. Bigorito advirtió sobre los impactos de la nueva geopolítica en la agenda climática y el trilema energético, y subrayó la necesidad de pasar de una transición energética aspiracional a una pragmática.
Finalmente, en el “Panel de CEOs”, la Jornada concluyó con las reflexiones estratégicas de cinco figuras clave del sector: Guillermo Petracci (Unipar), Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Javier Sato (PetroCuyo), Marcos Sabelli (Profertil S.A.) y Matías Campodónico (Dow Latin America). La moderación estuvo a cargo de Jorge de Zavaleta (CIQyP®).
Todos coincidieron en la necesidad de fortalecer la competitividad desde adentro de las organizaciones, a través de eficiencia operativa, innovación, transformación cultural y liderazgo técnico. También destacaron la oportunidad estratégica que representa Vaca Muerta y la disponibilidad de recursos energéticos y tecnológicos para relanzar inversiones.
El cierre de la Jornada estuvo a cargo de María Florencia Rodríguez Mandrini, de YPF S.A., como presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®). Destacó que la competitividad del sector ya no puede medirse solo por la eficiencia operativa, sino que implica también sostenibilidad, innovación, colaboración y visión de largo plazo.
Subrayó que el IPA® continuará siendo un espacio de diálogo, conexión e impulso para el desarrollo de una industria petroquímica que evoluciona integrando ciencia, tecnología, talento y compromiso intergeneracional.
Acerca del IPA®
El Instituto Petroquímico Argentino es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son: La promoción de la investigación tecnológica aplicada. La realización de estudios y análisis sectoriales. La capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de otros servicios que apuntan al desarrollo de la petroquímica.
La estructura societaria del IPA® es única, pues son sus miembros empresas públicas y privadas, de producción, distribución, comercialización, ingeniería, instituciones universitarias y de investigación y profesionales independientes. Su actual director ejecutivo es Gabriel Rodriguez Garrido.
Cubrir el aumento histórico de la demanda de electricidad en EE. UU., liderado por los centros de datos, requerirá energía eólica y solar, recursos de los que el presidente Donald Trump está alejando al país, afirmaron ejecutivos energéticos y miembros del Congreso durante la Cumbre Energética organizada por el sitio POLITICO, en Washington el martes 10 de junio.
“Si no son las energías renovables, ¿qué va a ser?”, dijo John Ketchum, CEO de NextEra Energy, la compañía eléctrica con sede en Florida.
Pero el argumento de que las energías renovables y el almacenamiento en baterías pueden implementarse no ha hecho que la Casa Blanca se aparte de una agenda que ancla la red eléctrica al carbón y al gas natural y revierte el rumbo en la tecnología de energía limpia. En la cumbre de POLITICO, ejecutivos de la industria y miembros del Congreso dijeron que el enfoque energético respaldado por Trump y los republicanos conservadores está dificultando el suministro energético a las empresas tecnológicas de IA de Silicon Valley mientras compiten contra China.
“El presidente está a cargo”, dijo Jarrod Agen, director del Consejo Nacional de “National Energy Dominance Council” creado por Trump. “El presidente no se ha centrado en la eólica y la solar”.
Algunos de los participantes en la cumbre de POLITICO lamentaron que la aversión de Trump a fuentes distintas de los combustibles fósiles y los reactores nucleares socave otro objetivo de Trump: reducir los precios de la energía.
“Estamos en un entorno de oferta limitada y de demanda creciente”, dijo Martin Heinrich, miembro de mayor rango del Comité de Energía y Recursos Naturales del Senado. “Las facturas de electricidad de la gente en todo el país van a subir. Lo que puedo garantizarles es que en las próximas elecciones y en las siguientes, los republicanos serán responsables del aumento de los precios de la energía”.
El senador republicano de Utah, John Curtis, dijo que se deberían realizar cambios a un proyecto de ley sobre impuestos, energía y seguridad aprobado por la Cámara de Representantes que reduciría rápidamente los créditos fiscales a la inversión y producción incluidos en la ley climática de los demócratas de 2022, lo que podría llevar a la cancelación de importantes proyectos energéticos e industriales.
“Los inversores han invertido miles de millones de dólares basándose en las reglas del juego, y hay empleados que han planificado sus carreras en función de estas cosas”, dijo Curtis.
Si EE. UU. quiere ser dominante en energía, dijo Curtis, “no destruyamos nada de eso”.
La industria tecnológica también instó el martes a los republicanos a realizar cambios específicos al megaproyecto de ley que ahora está en el Senado. En una carta dirigida al líder de la mayoría del Senado, John Thune (republicano por Dakota del Sur), la Coalición de Centros de Datos —un grupo comercial que incluye a Microsoft, Google, Amazon Web Services y otros— pidió un “enfoque pragmático” para ayudar a alimentar los centros de datos.
“A medida que la demanda de servicios de centros de datos sigue aumentando, el acceso oportuno a energía asequible y confiable es y seguirá siendo el desafío principal para la industria”, decía la carta. “Con cambios reflexivos y específicos en [la legislación], EE. UU. puede mantener su liderazgo en IA, al mismo tiempo que se compromete con una responsabilidad fiscal a largo plazo”.
La industria tecnológica pide ampliar el plazo que tienen las empresas para recibir créditos fiscales “tecnológicamente neutros”. Según la Ley de Reducción de la Inflación, muchos de estos créditos podrían reclamarse hasta 2032. Pero incluso con el apoyo de los republicanos moderados del Senado, no está claro cuánto se podrá reintroducir en el proyecto de ley de la Cámara mientras los líderes del Congreso presionan para su aprobación el próximo mes.
Mientras tanto, desde que asumió el cargo, Trump ha ordenado que las envejecidas centrales eléctricas de carbón y gas sigan operando. “Necesitamos mantenerlas funcionando hasta que tengamos el resto de los recursos en línea”, dijo el representante Brett Guthrie (republicano por Kentucky), presidente del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes.
Trump ha ordenado al Departamento de Energía (DOE) que analice el impacto del cierre de plantas en la confiabilidad eléctrica, un preludio de más órdenes de emergencia para mantenerlas en funcionamiento. Ketchum de NextEra dijo que mantener abiertas las plantas de carbón por más tiempo no “haría mella” en la demanda proveniente de los centros de datos, la fabricación avanzada, los autos eléctricos y otros sectores de la economía.
Un informe del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley del DOE en diciembre estimó que la demanda de los centros de datos podría aumentar hasta el 12% del consumo total de electricidad en 2028, casi el triple de lo que es hoy. Otras estimaciones sitúan el aumento total de la demanda eléctrica de EE. UU. en hasta un 25% para 2030.
El gas natural ha sido un foco de la administración. Pero tampoco es una solución a corto plazo para el crecimiento de la demanda.
Scott Strazik, director ejecutivo de GE Vernova, que construye grandes turbinas de gas, dijo a una conferencia de inversores el mes pasado que su cartera de pedidos de turbinas para entrega en 2028 se está llenando y otros pedidos están programados para 2029 y 2030. El precio de esas turbinas de gas también ha subido significativamente.
Las nuevas plantas nucleares, otra opción para alimentar centros de datos, están mucho más lejos en el horizonte.
Los líderes tecnológicos estadounidenses, comprometidos a reducir el impacto de sus centros de datos en las emisiones de gases de efecto invernadero, dicen que alimentarán los centros de datos con gas natural pero también invertirán en energía renovable para compensar sus emisiones de carbono.
John Bistline, gerente senior de programas del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), dijo en una entrevista que recortar los incentivos fiscales para proyectos de energía limpia podría reducir la inversión hasta a la mitad. Pero dijo que el despliegue de energía eólica y solar junto con el almacenamiento crecería, aunque a un ritmo más lento.
Los analistas no han determinado cómo afectarían los fuertes aranceles al acero, el aluminio y otros componentes de la infraestructura energética a la expansión de la generación.
Las empresas de la industria petroquímica se abastecen, en su mayoría, de materia prima proveniente de Vaca Muerta. A la espera de un verdadero boom del yacimiento, ya reevalúan planes de expansión en sus plantas a la vez que buscan incorporar eficiencia y mantener competitividad. Las empresas petroquímicas ya empezaron a dejar atrás el complejo escenario económico local para comenzar a enfocarse en un futuro que consideran auspicioso. En esa dirección, ponen el foco en Vaca Muerta, el mayor reservorio de gas no convencional en el mundo. Esta idea se reflejó durante la Jornada Petroquímica, un evento organizado por el […]
Fortín de Piedra es el yacimiento de gas no convencional emblemático de Vaca Muerta, no sólo por sus niveles de producción sino por la velocidad de su desarrollo que permitió transformar un llano agreste de la estepa neuquina en el mayor yacimiento gasífero del país, en apenas 18 meses y con una inversión de unos u$s2.500 millones. Ahora ese bloque de Tecpetrol, la empresa energética del Grupo Techint, logró un nuevo hito allí al alcanzar una producción promedio de 25 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), lo que la consolidó como la principal área productora de gas de la […]
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La plataforma se posiciona como una vitrina técnica de alto valor agregado, donde las marcas pueden exhibir su portafolio de manera clara, estandarizada y fácilmente comparable. Este enfoque facilita la interacción entre proveedores y actores clave como EPCistas, ingenierías, distribuidores y desarrolladores, que requieren acceso ágil y confiable a datos técnicos precisos.
