República Dominicana avanza aceleradamente en su transición energética. Hoy en día cuenta con 2.119 MW de capacidad renovable instalada, de los cuales más de la mitad (1.033 MW) provienen de centrales fotovoltaicas operativas. Pero aquello no sería todo, en paralelo están atravesando su construcción más proyectos de tecnología fotovoltaica, próximos a ingresar. A este escenario se suman las proyecciones gubernamentales de duplicar la capacidad renovable al 2028, meta anunciada y ratificada por el gobierno dominicano.
En atención al volumen de proyectos instalados y por desarrollar aún, durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Alejandro Ramos, director de ventas para Iberoamérica de Schletter, anticipó la apuesta de la firma por profundizar su presencia en República Dominicana, donde ya cuentan con una importante trayectoria: “Del casi 1.5 GW que ya hay instalado poseemos prácticamente el 30% del mercado, lo cual es un número bastante alto”, resaltó.
El crecimiento del mercado dominicano está estrechamente vinculado a la integración de almacenamiento. De hecho, habría actualmente 20 proyectos fotovoltaicos con baterías candidatos a ingresar entre 2025 y 2030 al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), con una capacidad estimada de 1.860 MW de generación y más de 540 MWh de almacenamiento, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
En este sentido, el reciente anuncio del ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante FES Caribe —quien anticipó que las distribuidoras convocarán a una licitación para proyectos renovables con almacenamiento— refuerza el atractivo del país para empresas como Schletter.
En este contexto, Schletter, especialista alemán en soluciones de montaje solar, se posiciona estratégicamente para capitalizar la expansión del mercado local. Alejandro Ramos, director de ventas para Iberoamérica de la compañía, manifiesta: “Tenemos grandes expectativas de estas nuevas licitaciones de las cuales queremos formar una gran parte del mercado”.
La meta es clara: “No esperamos tener menos cuota de mercado, sino más bien expandirnos bastante más”, subraya Ramos.
La compañía europea se ha preparado con inversiones específicas en toda Hispanoamérica, tanto en capacidad de producción como en asistencia técnica local. Ramos detalla: “Hemos desarrollado un equipo que se encarga localmente de todos los proyectos de la zona, no solo República Dominicana, sino también el resto del Caribe y Centroamérica”.
Además, se incorporaron líneas de producción dedicadas exclusivamente al mercado regional, tanto en Europa como en China. Esta infraestructura permite a Schletter responder con agilidad a los requerimientos de los desarrolladores: “En menos de una semana estamos dando respuesta a las licitaciones principales, o lo que nosotros consideramos como prioridad alta, y en dos o tres semanas ya tenemos nuestro material disponible en la fábrica en condiciones para ser embarcados hacia acá”, precisa.
La participación de su directora técnica en eventos como FES Caribe también forma parte de una estrategia que busca combinar la visión comercial con el rigor de la ingeniería. Ramos destaca: “Es muy bueno que venga a estos tipos de eventos, no solo desde la perspectiva comercial sino también para dar su punto de vista desde ingeniería”.
Con una política de riesgo cero, el ejecutivo destaca que la ingeniería alemana de Schletter se traduce en productos robustos, adaptados a esos entornos: “Tenemos una gran gama de productos que podemos ofrecer, los cuales han podido acoplarse bastante bien al uso de la región”.
En ese sentido, sobresale su seguidor solar 2V, una solución técnica que permite incrementar la potencia instalada en espacios reducidos. Ramos explica: “Cada vez más los terrenos son limitados; al final, el único factor que no podemos controlar es el espacio físico que nos permiten tener para realizar una planta solar”.
Frente a esto, el seguidor 2V de Schletter ofrece ventajas competitivas: “El concepto de diseño de Schletter es pórticos individuales que bloquean cada uno de ellos y trabajan como una estructura fija”, lo que les permite absorber vientos de hasta 270 km/h. A su vez, agrega: “Cuando uso un seguidor 2V o 1V, la diferencia es que puede soportar el doble de paneles en el mismo espacio. Puedes obtener prácticamente el doble de potencia en un mismo espacio físico limitado”.
Con este tipo de soluciones, la empresa ya ha instalado más de 250 MW en la zona del Caribe y está avanzando en nuevas cotizaciones “a punto de hacerse el PPA”, según precisa Ramos.
Como mencionáramos en nuestra publicación anterior, el análisis RCA se basa en una serie de herramientas metodológicas. Las más conocidas para conducir eficientemente la investigación de las fallas, son:
5W2H (What- Why_- Where – When -Who – How – How much/ many)
Matriz de Riesgo- (Frecuencia/Impacto – Probabilidad/Gravedad)
Diagrama de fishbone (o Ishikawa)
Gráficos de tendencia (línea de tiempo, gráficos de control, histogramas)
Árbol de fallas
En estudios aplicados a aerogeneradores, por ejemplo, la selección de herramientas debe considerar la facilidad de aplicación, la claridad en la visualización de resultados y la experiencia del equipo técnico involucrado. Esta práctica ha sido aplicada por el equipo de 8.2 Group, a nivel internacional, a lo largo de sus 30 años de trayectoria y en Argentina durante los años 2023 y 2024.
En todos los casos en la fase inicial de identificación de los problemas, es necesario armar un equipo que mediante 5W2H elabore las Brainstorming.
Es fundamental la recolección de datos, para entender todas las variables que inciden en el problema/fallo y como están interrelacionadas entre sí. La elaboración de listas de verificación y la revisión de historiales de mantenimiento, manuales y procedimientos, permiten contextualizar el evento y establecer correlaciones entre antecedentes operativos y la falla ocurrida.
La línea de tiempo es una herramienta visual que permite gráficamente reconstruir la secuencia de los hechos previos a la falla o rotura.
Línea de tiempo
¿Cómo se clasifican las causas?
Causas proximales: las más cercanas (próximas) a la ocurrencia del evento adverso
Causas subyacentes: causas ocultas, profundas, fallas en los procesos o sistemas, difíciles de visualizar. Pueden desembocar en Causa Raíz.
Causas raíz: fundamental(es) para la ocurrencia del fallo
Causa raíz física: de origen físico que afecta la operatividad/producción de los equipos
Causa raíz humana: error humano, negligencia, desatención
Causa raíz latente: origen en sistemas, políticas y/o procedimientos inadecuados, capacitación inexistente o deficiente
¿Cómo se efectúa el/los diagnósticos de las Causas Raíz?
Del análisis de datos e información acumulada, mediante la “lluvia de ideas” del equipo abocado al análisis, se deben seleccionar y definir las posibles causas y subcausas relacionadas, asignándoles categorías.
De esta manera se construye el “Diagrama de Fishbone o Ishikawa”
Diagrama de Fishbone o Ishikawa
Para la construcción se dividen los datos en seis campos, aplicando la metodología de 6 M: 1º Hombre (Mano de obra) – 2º Máquina – 3º Entorno (Medio Ambiente) – 4º Material – 5º Método – 6º Medida. Se incorporan las causas o sub-causas discutidas previamente como espinas del cuerpo de pescado que confluyen a la espina dorsal.
Esto permite enlistar y clasificar las causas, facilita la visualización, se evitan “cuellos de botella”, se descartan problemas superficiales, permite mejorar procesos a futuro.
El análisis mediante árbol de fallas, conforme a la norma IEC 62740 y aplicado en casos de fallas mecánicas y/o eléctricas críticas, permite modelar de forma estructurada las posibles causas y asignar probabilidades. Además, es útil para visualizar hipótesis alternativas de la falla, indicando que estas tienen menor probabilidad en comparación con la hipótesis principal, la cual deberá ser confirmada o descartada durante el proceso de análisis.
Diagrama de árbol de falla
Tanto en el diagrama de Ishikawa como en el Árbol de Fallas, la precisión y eficacia de su aplicación depende de la “experiencia de los analistas”, que dá la capacidad de diferenciar los tipos de causas que pueden confluir.
La norma IEC 62740 presenta una variedad de métodos, desde los más prácticos hasta los más complejos, que pueden ser utilizados de acuerdo con la naturaleza específica del estudio, permitiendo confirmar o descartar hipótesis.
Lo anterior es debido a que en la industria renovable, en particular, en eólica y solar, conviven varias disciplinas en las plantas de generación, tales como: Ingenierías Civil, Mecánica, Eléctrica, Aerodinámica, Hidráulica, Electrónica, Química, Comunicaciones y Control, entre otras. Cada una con su role particular.
Por lo tanto en el análisis, es necesario complementar estos conocimientos e interpretar con claridad los volúmenes de datos, almacenados en histogramas, estadísticas, regresiones y demás registros.
La figura siguiente resume algunos de los casos reales de fallas mecánicas e incendios investigados por expertos de 8.2 Group, en los cuales se aplicaron de manera combinada las metodologías de análisis descritas anteriormente. Estos permitieron identificar con precisión las causas raíz de cada evento, validar hipótesis mediante múltiples enfoques y proponer acciones correctivas específicas para prevenir la recurrencia de las fallas.
En nuestra próxima entrega abordaremos ejemplos de aplicación en Eólica y Solar.
Autores del artículo: los Ings. Dieter Gutterres Soares y Néstor Omar Cereijo.
Sobre GRUPO 8.2
GRUPO 8.2 es una empresa de origen alemán que ofrece servicios integrales de consultoría e inspecciones técnicas de plantas eólicas, fotovoltaicas y de biogás, así como de la integración a la red eléctrica.
El mercado solar global alcanzó un récord de 703 GW en envíos durante 2024, de acuerdo con la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV). De ese volumen, el 98 % correspondió a tecnología de silicio cristalino, que mantuvo su hegemonía frente a la película delgada. En este escenario, la tecnología TOPCon n-type superó por primera vez a la PERC p-type, consolidando su dominio en la producción global.
Este liderazgo de la TOPCon se sustenta en su mayor eficiencia, rendimiento en condiciones climáticas adversas y una vida útil más larga, atributos que le han dado un papel protagónico en la estrategia comercial de JA Solar en toda Latinoamérica, pero especialmente para mercados de Centroamérica y el Caribe.
Ignacio Mesalles, líder del equipo de proyectos de gran escala para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, confirma que “la tecnología que ahora estamos viendo que más está teniendo mejor receptividad en el mercado es la tecnología TOPCon”. Atribuye este fenómeno principalmente a las condiciones ambientales de la región, caracterizadas por alta humedad y elevadas temperaturas, que exigen módulos con un comportamiento superior en entornos exigentes.
“TOPCon es una tecnología que se desempeña bastante bien en estas condiciones”, subraya el ejecutivo, y respalda esta afirmación con un dato contundente: “más del 70% de los proyectos que se van a estar desarrollando van a utilizar esta tecnología”. Así también lo afirma el informe ITRPV que indica que dentro del mercado fotovoltaico basado en silicio, las obleas de silicio Czochralski monocristalino (Cz-Si) dominaron por completo la cuota de mercado en 2024, con aproximadamente el 70 % de obleas n-type atribuido a la expansión de la tecnología TOPCon n-type, porcentaje que se prevé que continúe este 2025 y el próximo año.
JA Solar no sólo promueve la adopción de módulos TOPCon n-type en mercados latinoamericanos, sino que también acompaña a los desarrolladores desde etapas tempranas para identificar la configuración ideal por proyecto. Mesalles aclara: “normalmente tratamos de no diagnosticar un solo módulo para cada proyecto en específico, sino que más bien analizamos cada uno de los proyectos”.
Esta flexibilidad se traduce en una estrategia comercial agnóstica, orientada a la eficiencia del sistema más que a imponer un formato único. “Tenemos en realidad las dos ofertas más populares que se han estado utilizando en la región”, detalla Mesalles, mencionando como módulos con mayor receptividad a sus modelos de 620/630 W destinada principalmente para proyectos de generación distribuida y modelos más grandes que superan los 700 W para utility scale.
Grandes pendientes para acelerar el despliegue de solar
A pesar de que la tecnología fotovoltaica está madura y disponible, la regulación sigue siendo un cuello de botella para su expansión, advierte el referente de JA Solar. “La tecnología la tenemos, económicamente la solución existe… Para mí siempre ha sido el tema regulatorio el que es el cuello botella”, declaró en el marco de un panel de debate del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).
El líder de utility scale remarca que la lentitud en la modernización de las reglas del juego frena el despliegue de proyectos renovables, en especial aquellos complementados con almacenamiento energético en baterías. Entre los temas neurálgicos enumera la necesidad de claridad en la remuneración de servicios auxiliares, pero también desafíos constantes como el desarrollo de líneas de transmisión y una mayor coordinación entre las entidades gubernamentales. En todos estos frentes, hay espacio para acelerar el desarrollo y brindar más certezas a los inversionistas.
“Tener bien claro el inversionista cómo va a poder recuperar esa inversión es fundamental”, destaca Mesalles, y agrega que “inclusive ayuda hasta a la hora de mitigar la cantidad de líneas de transmisión”, en referencia a la planificación de redes más inteligentes y eficientes.
Otro aspecto que gana protagonismo en la visión de JA Solar es la eficiencia energética, entendida como una dimensión complementaria a la generación. Mesalles considera que no siempre se trata de “generar más”, sino de mejorar cómo se utiliza la energía. “Ver cómo hacer el sistema todavía más eficiente… eso también va muy ligado al tema regulatorio”, puntualiza.
El rol de las baterías también ocupó un lugar destacado en el panel. Para Mesalles, la región todavía está a tiempo de tomar decisiones estratégicas. Su advertencia es clara: “estamos en un buen momento para que le estemos metiendo fuerza a reglamentar todos estos temas”.
Durante el mes de mayo, Growatt ha intensificado su compromiso con la profesionalización del sector fotovoltaico en América Latina, liderando una serie de actividades técnicas en México, Colombia, Guatemala y Ecuador. Con una estrategia clara de cercanía, formación y soporte local, la compañía ha demostrado que su visión de energía inteligente va mucho más allá de los productos.
En apenas un mes, los equipos técnicos y comerciales de Growatt recorrieron más de 10 ciudades en cuatro países, llevando a cabo talleres presenciales, roadshows de cliente, entrenamientos técnicos y webinars interactivos. Algunos hitos destacados incluyen:
Guatemala City (Guatemala): evento de lanzamiento en colaboración con socios locales, enfocado en la solución de monitoreo ShineLink.
Puerto Vallarta, Chihuahua y Morelia (México): talleres técnicos sobre inversores híbridos, instalación de microinversores y soluciones residenciales.
Barranquilla (Colombia): participación en el evento SER Colombia, donde Growatt presentó su portafolio de soluciones inteligentes para generación distribuida y almacenamiento energético, destacando su enfoque técnico y su capacidad de adaptación al marco regulatorio colombiano.
Quito (Ecuador): seminarios para integradores solares y demostraciones técnicas sobre almacenamiento y respaldo energético.
Formación técnica con impacto real
A través de estas actividades, Growatt ha capacitado a centenares de instaladores, integradores y distribuidores, brindándoles no solo conocimiento técnico actualizado, sino también acceso directo al equipo de soporte regional y a plataformas como OSS y ShinePhone.
Los contenidos abordaron desde fundamentos de instalación hasta configuraciones avanzadas de inversores híbridos como el SPH10000TL-HU-US, pasando por soluciones off-grid, esquemas de autoconsumo y estrategias de mantenimiento preventivo.
Una comunidad solar en expansión
Growatt entiende que el desarrollo del sector depende del crecimiento del conocimiento técnico. Por eso, más allá de vender tecnología, la compañía apuesta por crear una comunidad técnica sólida que comparta buenas prácticas, fomente la eficiencia energética y acelere la transición solar en América Latina.
Gracias a su presencia activa en terreno, su soporte multilingüe, y su enfoque de “formar para transformar”, Growatt ya es visto como un aliado estratégico por cientos de profesionales solares en la región.
Vicepresidenta de Growatt, Lisa Zhang aclaró: el éxito de estas iniciativas marca solo el comienzo de una estrategia regional más amplia. En los próximos meses, Growatt continuará su ruta por América Latina, sumando más ciudades, más entrenamientos y nuevas soluciones inteligentes adaptadas a las condiciones locales.
¨ Growatt no solo entrega tecnología, sino también conocimiento, confianza y comunidad: el verdadero motor de la revolución solar en América Latina.¨ Confirmó Zhang.
En una acción estratégica para impulsar la economía del Nordeste, el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva lanzó en la región del Sertão de Pernambuco, la Chamada Nordeste, una iniciativa que promete inyectar R$ 10 mil millones en la Región. La convocatoria pública, fruto del esfuerzo conjunto de varias instituciones financieras federales, tiene como objetivo impulsar proyectos de infraestructura, servicios públicos y emprendimientos productivos alineados a los ejes y misiones del programa Nova Indústria Brasil (NIB).
“Esta es la mayor disponibilidad de recursos para inversión en la industria del Nordeste. Hay R$10 mil millones para quienes deseen realizar proyectos en la región crediticia. Esto nunca ha sucedido. Nunca ha habido tanta disponibilidad de crédito para el Nordeste como la que tenemos ahora”, enfatizó el presidente Lula durante el evento.
La Convocatoria Nordeste es un marco, al ser la primera en reunir a todas las instituciones financieras federales que actúan en la Región – Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), Banco do Nordeste do Brasil (BNB), Banco do Brasil (BB) y Caixa Econômica Federal (CAIXA) – además de la Financiadora de Proyectos (FINEP), el Consorcio de Gobernadores del Nordeste y la Superintendencia de Desarrollo del Nordeste (Sudene), vinculada al Ministerio de Integración y Desarrollo Regional (MIDR).
“Estos recursos están destinados a atraer pequeñas, medianas y grandes industrias al interior del Nordeste. Por ejemplo, un empresario puede proponer la construcción de un puerto seco en Salgueiro, por donde pasa la carretera Transnordestina, para generar ingresos y crear empleo para la población local”, explicó el ministro de la Casa Civil, Rui Costa.
Los recursos se pondrán a disposición a través de diversas modalidades de apoyo, entre ellas créditos, subsidios económicos, participaciones accionariales y recursos no reembolsables (para proyectos de cooperación entre empresas e instituciones tecnológicas). La expectativa es que este aporte financiero impulse la innovación y el desarrollo en sectores clave para la Región.
El superintendente de la Sudene, Danilo Cabral, destacó que la acción de la Agencia ha sido decisiva para fortalecer alianzas y articular acciones concretas. El lanzamiento de Chamada Nordeste es fruto de la colaboración entre Sudene, los bancos y el Consorcio de Gobernadores del Nordeste para facilitar inversiones estructurales y fomentar el desarrollo socioeconómico de la región. Esta es otra acción estratégica que demuestra que Sudene está cumpliendo una vez más su función de generar soluciones y movilizar a quienes pueden implementar proyectos que realmente marcan la diferencia en la vida de las personas y en el desarrollo del Nordeste, enfatizó.
Entre los focos prioritarios de la Convocatoria Nordeste se encuentran: las energías renovables, con énfasis en el almacenamiento; descarbonización, con énfasis en el hidrógeno verde (H2V); centros de datos verdes; y la industria automotriz, incluida la maquinaria agrícola.
Los interesados podrán acceder al formulario de inscripción a partir del 16 de junio en las páginas web de los organizadores de la convocatoria. Las presentaciones de planes de negocios se aceptarán hasta septiembre de este año y los resultados se anunciarán en noviembre.
“Estamos aquí con una postura activa, presentando esta opción a los emprendedores del Nordeste para contribuir a la nueva política industrial y al desarrollo sostenible, tecnológico e inclusivo de la región. Con el apoyo y la inversión adecuados, el potencial de nuestra gente y empresas del Nordeste puede transformar realidades y proyectar aún más a nuestro país en el panorama global de la innovación”, destacó la ministra de Ciencia, Tecnología e Innovación de Brasil, Luciana Santos.
La iniciativa es resultado de la reactivación, el 10 de septiembre de 2024, del Comité Regional de Instituciones Financieras Federales (Coriff), comité vinculado al Consejo Deliberativo de la Sudene, cuyo principal objetivo es integrar acciones de apoyo financiero en la Región. Además de las instituciones mencionadas anteriormente, Coriff incluye al Banco de Desarrollo de Minas Gerais (BDMG) y al Banco de Desarrollo de Espírito Santo (BANDES) en las discusiones sobre políticas de inversión en el área de actuación de la Sudene.
El subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, visitó las instalaciones del Parque Eólico Los Cururos de AES Chile ubicado en Ovalle con el objetivo de subrayar la importancia de las energías renovables para el desarrollo del país.
El subsecretario Ramos señaló que “la región de Coquimbo se ha convertido en una de las capitales de las energías limpias en nuestro país. En este contexto, la operación de Los Cururos es especialmente importante para el ministerio y para el sector de la energía, ya que son las energías renovables no convencionales las que nos están permitiendo avanzar en la transición energética y acercarnos progresivamente a nuestra meta de carbono neutralidad antes del 2050”.
Cabe señalar que el parque eólico Los Cururos cuenta con una capacidad instalada de 109 MW generados por 57 aerogeneradores. La actividad contempló la presentación a la autoridad sectorial su funcionamiento y el de la subestación eléctrica, junto con las distintas medidas ambientales y la gestión de relacionamiento comunitario que se está realizando con distintos actores sociales.
El director de Operaciones de AES Andes, Antoine Joo, destacó que “agradecemos la visita del subsecretario a este parque, que desde el Valle del Limarí contribuye a la descarbonización del sistema eléctrico nacional y que forma parte de las distintas iniciativas que desarrolla la compañía para acelerar el futuro de la energía”.
En tanto, el Parque Eólico Los Cururos forma parte de la estrategia transformacional Greentegra, impulsada por AES Chile desde 2018, y que busca contribuir a mitigar los efectos del cambio climático, a través del desarrollo de soluciones renovables.
Los Cururos es uno de los parques eólicos más grandes de Chile y ha contribuido significativamente a la diversificación de la matriz energética del país, promoviendo fuentes limpias y sostenibles. Además, AES Chile ha implementado un Fondo Participativo que financia proyectos sociales y emprendimientos locales.
Marcos Pourteau, Manager del proyecto encarado por Southern Energy S.A. (SESA) para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) en barcos procesadores, y su colocación en el mercado internacional, reafirmó que “en el último trimestre de 2027 estará operando el buque Hilli Episeyo” con gas proveniente de la Cuenca Austral , y que en 2028 llegará para sumarse el MKII. Ambos barcos -ex metaneros, reconvertidos- son aportados por la empresa Golar LNG, participante del consorcio SESA.
A partir del ingreso de YPF, los socios en Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 por ciento).
Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años del proyecto. La inversión total calculada es de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor a lo largo de 20 años.
Con las dos plataformas flotantes operando se proyecta una producción de 27 millones de metros cúbicos día (11,4 MMm3/d del Episeyo y 15,6 MMm3/d del MKII), unos 6 millones de toneladas año de exportación.
Pero esto último, ya procesando gas originado en Vaca Muerta, para lo cual deberá estar construído un “gasoducto dedicado” de 500 kilómetros desde Tratayen (Neuquén) hasta un puerto maritimo de aguas profundas en San Antonio Oeste (Río Negro).
Al gasoducto debe sumarse también la instalación de una planta separadora, una planta compresora, y la infraestructura portuaria que permita operar barcos de apoyo logístico para el transporte del personal y su atención en tierra, y para el aprovisionamiento de los buques procesadores, que estarán ubicados a 4,5 kilómetros de la costa en el GSM, anclados al lecho marino mediante un sistema especial de amarre.
El proyecto de SESA se desarrolla entonces en dos fases operativas, la primera en base al aprovisionamiento con gas transportado desde Tierra del Fuego por el Gasoducto troncal San Martín. En esta etapa la producción y exportación de GNL será estacional aprovechando los meses de menor demanda interna de gas natural.
Queda por realizar la infraestructura para interconectar el sistema de ductos con el buque procesador Hilli Episeyo , con una inversión de 300 millones de dólares aportados por los productores asociados al proyecto.
Luego, con la nueva infraestructura del gasoducto específico desde Neuquén se alcanzará la fase de producción para la exportación durante todo el año.
Acerca del “gasoducto dedicado”, Pouteau refirió que se está analizando en detalle (técnico y económico) el tendido para ver “como se optimiza la conexión de Vaca Muerta con el Golfo San Matías. Es fundamental tener el mínimo costo posible del transporte del gas”, en un mercado internacional muy competitivo.
Consideró al respecto que “hacia fin de este año se definirán las caracteríticas del gasoducto dedicado y la inversión a realizar” por parte del sector privado.
Acerca de la construcción de dicho gasoducto agregó que “trabajamos en el análisis de todas las alternativas, ya sea la construccion propia, o en manos de terceros”. Y respecto de la tarifa a aplicar por el trasporte del gas sostuvo que se negociará en forma privada ya que se trata de un gasoducto dedicado de exportacion y por lo tanto estará fuera del sistema regulado.
El Project Manager expuso en un encuentro (virtual) organizado por el MEGSA (Mercado Electrónico del Gas), sobre la producción y comercialización internacional del GNL, las posibilidades de inserción desde Argentina a partir de la gran disponibilidad del recurso en Vaca Muerta, y la tarea de sondeo de potenciales compradores del futuro GNL local, en la región (particularmente Brasil), en Europa y en Asia, en el contexto de la transición energética mundial.
Acerca de los mercados de destino del GNL argentino sostuvo que “queremos tener nuestro portafolio de clientes definido lo antes posible”. “Brasil es importador de GNL en volumenes que varían entre 2 y 5 millones de toneladas año según varía la disponibilidad de la producción hidroeléctrica en el país. Es un mercado con costo de transporte bajo visto desde Argentina, pero además hay que considerar que tambien será un mercado para el gas exportado por ductos desde Vaca Muerta”.
“El mercado de GNL es muy arbitrado a nivel internacional, tiene actores importantes como Estados Unidos, Australia y Qatar. Y Argentina podría integrar un segundo grupo de exportadores”, consideró Pourteau al describir una serie de contactos realizados en Asia y Europa.
“Son proyectos expuestos a los precios internacionles, desde ya que los socios en Southern Energy (PAE, YPF, Pampa, entre ellos) esperan que sea rentable”. Las ventas serán FOB, es decir que los clientes vienen a buscar la carga. Habrá ventas a termino, con contratos a distintos plazos, 3, 5, 10, 15 años, en base a fórmulas aplicadas internacionalmente.
Estamos construyendo nuestro portfolio. seguiremos negociando para definir condiciones de contrato, describió. Un precio de referencia actual es u$s 10 el MBTU.
Pourteau destacó además las mejores condiciones que acarrea a este tipo de proyectos la aprobación del Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), y el impulso a las exportaciones del rubro.
“El año pasado se presentó el pedido del RIGI para el proyecto original (Hilli Episeyo), se aprobó el estudio de impacto ambiental, y este año se obtuvo la aprobación del permiso de exportación: Ahora estanos trabajando para la incorporación al mismo esquema del MKII ya que el RIGI prevee la ampliación del proyecto”, describió Pourteau.
Ejecutivos de empresas productoras, distribuidoras y transportistas de gas, referentes del área de midstream y funcionarios públicos analizarán los desafíos y oportunidades del sector en un nuevo evento organizado por EconoJournal. La jornada tendrá lugar el miércoles 11 de junio, en el Hípico Alemán, en Buenos Aires.
El objetivo será debatir sobre la apertura del mercado energético y la ampliación de la infraestructura como pilares para consolidar un proyecto de exportación, haciendo hincapié en las oportunidades de integración regional y también en la normalización del mercado gasífero, a partir de la aprobación de la Revisión Quinquenal Tarifaria de las empresas reguladas.
Agenda
El evento será inaugurado a las 8.30 por Federico Veller, subsecretario de Combustibles. Luego se hará foco en la agenda del mercado regional de gas natural con Daniel Ridelener, director general de TGN; y Angélica Laureano, presidenta de TBG Brasil.
También se ahondará sobre los proyectos estratégicos de infraestructura como el Vaca Muerta Sur y el Floating LNG de Southern Energy. Allí conversarán Gustavo Gallino, VP de Infraestructura de YPF; y Rodolfo Freyre, VP de Gas & Energía de Pan American Energy (PAE).
Desafíos
Otra de las temáticas que estarán presentes en la jornada serán los desafíos que existen en el sistema del Midstream. Sobre este punto disertarán Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Gustavo Martin, VP Comercial Cono Sur del Tenaris; Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina; y José Biondi, gerente de Innovación y Tecnología de Vista.
Soledad Lysak, directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies; Marcello Weydt, director de gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil; y Sylvie D’Apote, directora ejecutiva de IBP; Gabriela Aguilar, country manager Argentina y VP Latam de Excelerate Energy; y Leopoldo Macchia, VP Comercial de Tecpetrol; expondrán cuáles son las oportunidades de integración gasífera en el Cono Sur. Serán moderados por Roberto Brandt y Felipe Maciel (EIXOS).
Exportación
Gracias a los proyectos de expansión en infraestructura a la Argentina se le abre una oportunidad para convertirse en un país exportador de gas a nivel global. Es por esto que, Emilio Nadra, Co- CEO de CGC; y Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía; explicarán cómo edificar un proyecto exportador sin desatender la heterogeneidad de las cuencas productoras en el mercado interno.
Otros ejes
Casi llegando al mediodía, la jornada se abocará a exhibir cuáles son las alternativas para expandir el mercado regional de hidrocarburos. De ese panel participarán Mariano D´Agostino, VP Comercial de Harbour Energy; Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa Energía; Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol; y Rivaldo Moreira Neto, Senior director de Alvarez & Marsal; moderados por Daniel Nuñez (MEGSA).
Luego tendrán lugar las distribuidoras de gas natural. Sebastián Mazzucchelli, CEO de Metrogas; Gerardo Gómez, CEO de Naturgy; y Jaime Barba, presidente de Camuzzi; moderados por el periodista Santiago Spaltro dialogarán sobre el segmento regulado después de la Revisión Quinquenal Tarifaria.
Habrá un bloque dedicado a los proyectos de expansión del sector del Midstream sobre el que expondrán Tomás Córdoba, CEO de Compañía MEGA; y Claudia Trichilo, directora de Operaciones de TGS; moderados por la periodista Laura Hevia. Y también se analizará cómo mitigar las emisiones y generar nuevas demandas de gas frente al salto de producción de Vaca Muerta de la mano de Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén; Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy; y Camilo Rincón Ramírez, gerente regional de Insight M; moderados por Tomás Ocampo (Unblock).
Agenda regional e infraestructura
Los últimos dos paneles estarán dedicados a ofrecer la visión de los offtakers de gas natural en Chile y a la capacidad de construcción que posee la Argentina para encarar nuevos proyectos de infraestructura. Del primero formarán parte: Luis Le-Fort Pizarro, Energy Management Manager de Colbún; Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana; y Leandro Colosqui, CFO de GasAndes. En el segundo estarán Alejo Calcagno, Operations Director- South Region de Techint E&C; y Carlos Coletto, Head of Oil & Gas Business Unit de Sacde; quienes serán moderados por el periodista Mariano Espina.
AES Argentina, compañía líder en generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, anunció una inversión para la expansión de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado entre Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires.
El proyecto, que demandará una inversión estimada de 150 millones de dólares, incrementará la capacidad instalada del parque en 102,4 megavatios (MW) mediante la incorporación de 16 nuevos aerogeneradores. La obra demandará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y contribuyendo al fortalecimiento de la matriz energética nacional.
Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, destacó que “Esta ampliación refleja nuestra visión de largo plazo y compromiso con el desarrollo energético del país. En AES trabajamos para seguir ofreciendo energía sostenible, segura y confiable a nuestros clientes”.
Esta iniciativa forma parte del plan estratégico de la compañía para acelerar la transición energética en Argentina, a través de soluciones innovadoras y sostenibles para clientes industriales y comerciales, se indicó.
Acerca de AES Argentina
AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada de más de 4 GW. La empresa cuenta con un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.
El Gobierno Nacional estableció un listado de obras de transporte de electricidad prioritarias en todo el país “para mitigar cuellos de botella y fortalecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.
La Secretaría de Energía describió que “las obras de ampliación serán financiadas y ejecutadas por empresas privadas, sin un costo para el Estado, a través del mecanismo de Concesión de Obra, y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios que sean beneficiados con esta nueva infraestructura”.
El plan incluye la incorporación 5.610 nuevos kilómetros de líneas, un 38.3 % más que la red actual, con una inversión de más 6.600 millones de dólares que permitirá asegurar el buen funcionamiento del SADI, y mitigar los cortes de servicio, aliviando además los cuello de botella producidos por la falta de inversiones durante años.
La priorización de la ampliación del transporte de electricidad se definió en el marco de la emergencia del sector energético nacional, dictada en diciembre de 2023, y forman parte del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026, se indicó.
Y se describió que “para tomar dimensión de la situación crítica en la que el Gobierno encontró el sistema eléctrico, es importante destacar que en los últimos años se tendrían que haber invertido 30.000 millones de dólares en obras. Por el contrario, se gastaron 150.000 millones de dólares en subsidios durante 20 años. Todo esto financiado con emisión monetaria y su consecuente inflación”.
Energía refirió que “en los últimos 6 años, se realizaron solo el 38 % de las inversiones necesarias en transmisión eléctrica, generando que hoy el 35 % de las instalaciones del sistema se encuentren al fin de su vida útil. La última obra de alta tensión que se realizó a nivel nacional fue en 2017 y en AMBA en 2006, es decir, hace 19 años”.
“Las líneas de transporte eléctrico no acompañaron el crecimiento de la demanda: esta última subió un 20 % en los últimos 10 años, mientras que las líneas de transporte en alta tensión apenas el 8 %. Esto generó cuellos de botella y un sistema fuertemente saturado”, se puntualizó.
Energía hizo hincapié en que “las obras priorizadas se definieron en base a los estudios presentados, el análisis y recomendaciones realizadas por la Comisión de Transporte Eléctrico, que integraron la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la República Argentina (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF), la Unidad de Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE), con participación de esta Secretaría”.
El detalle de las obras de urgente y prioritaria ejecución comprende:
AMBA I AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires) Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires) Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires) Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Neuquén) – Bahía Blanca (Buenos Aires) ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut) Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Río Negro) Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires) Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes) Et El Espinillo 500/132 kV (Formosa) Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca) Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta) Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy) Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz-Tierra del Fuego.
. Garibotti planteó interrogantes
Tras el anuncio del gobierno, la ex subsecretaria de Planeamiento Energético, Cecilia Gariboti (Gestión Massa en Economía), señaló “No entiendo por qué el gobierno miente sobre obras de infraestructura de transporte de alta tensión. 1) en 2017 no se hizo ninguna. 2) la última fue Bahía Blanca – Vivorata (444 km) que se inauguró en 2023”.
Y añadió en declaraciones a E&N “Son obras que son necesarias por supuesto, de eso no hay ninguna duda. El tema es cómo las hace el gobierno, quieren decir que el financiamiento de las mismas es privado. Pero cómo?.
“Titulan el financiamiento como privado, no tiene costo para el Estado, pero después explica que en realidad lo van a pagar las familias y PyMEs. Es decir, se les va a trasladar directamente las obras a ellos”.”Y ahí hay un tema, porque el costo del financiamiento del Estado y de los privados es bastante distinto”.
Garibotti interrogó, “Entonces, ¿qué van a hacer? Se las van a dar a los privados para que se endeuden en dólares, ya que de por si están pidiendo rendimiento de la inversión entre un 15 y 20 % en dólares”. “O lo van a cobrar por medio de un cargo en las facturas de la gente”.
“Te dicen que no lo va a pagar el Estado, pero en realidad, lo vas a pagar vos financiando carísimo a una empresa privada”, añadió.
Asimismo, la especialista consideró que “Después, queda la duda de a quiénes se van a definir como beneficiarios, porque en un sistema interconectado, los beneficiarios terminan siendo todos”.
Garibotti añadió: “Dicen que no tiene costo para el Estado y sin embargo hay un costo de supervisión de las obras y de asignar los montos y cuál va a ser la ganancia”.
“Pareciera/quieren dar a entender que el Estado se va desligar de lo que están haciendo”.
En marzo último, Garibotti advertía que “El transporte de energía eléctrica (en AT) enfrenta desafíos significativos. En los últimos años, se han realizado obras estratégicas, como la línea de alta tensión de 444 km que conecta Bahía Blanca y Mar del Plata, que se inauguró en julio de 2023, mejorando la estabilidad del sistema en la Costa. Sin embargo, la actual administración ha paralizado la ejecución de nuevos proyectos y desfinanciado planes que estaban en marcha”, indicó.
Ahora, Energía anuncia su plan y destaca: “Inversión del sector privado en un país ordenado y estable, Argentina se encamina en el sendero de los países normales”.
AES Argentina, la compañía dedicada a la generación de energía eléctrica, anunció una nueva inversión de US$ 150 millones para la expansión de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado entre las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires.
El proyecto incrementará la capacidad instalada del parque en 102,4 megavatios (MW) mediante la incorporación de 16 nuevos aerogeneradores.
Impacto
Desde la compañía expresaron que la obra generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, lo que permitirá impulsar el desarrollo productivo local, contribuyendo al fortalecimiento de la matriz energética nacional.
“Esta ampliación refleja nuestra visión de largo plazo y compromiso con el desarrollo energético del país. En AES trabajamos para seguir ofreciendo energía sostenible, segura y confiable a nuestros clientes”, afirmó Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina.
Esta iniciativa forma parte del plan estratégico de la compañía para acelerar la transición energética en la Argentina, a través de soluciones innovadoras y sostenibles para clientes industriales y comerciales, según precisaron desde AES.
En la actualidad, AES Argentina cuenta con una capacidad instalada 4.203,6 MW y con un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.
El municipio de Esquel, Chubut, informó que dos empresas manifestaron su interés en instalar un parque fotovoltaico en el Parque Industrial de Esquel, con el objetivo de inyectar energía al sistema interconectado nacional y promover el desarrollo productivo local con fuentes limpias y renovables.
En ese marco, el intendente Matías Taccetta destacó que “este proyecto tiene un impacto estratégico: no solo promueve la diversificación productiva y el desarrollo de nuevas industrias, sino que además posiciona a Esquel como un modelo de Parque Industrial Verde, alineado con la transición energética y la sostenibilidad”.
Desde el municipio informaron que el Parque Fotovoltaico permitiría aprovechar el recurso solar de la región, con una capacidad estimada de generación de entre 1,2 y 1,5 GWh por hectárea al año, contribuyendo a reducir la dependencia de fuentes fósiles y fortaleciendo la infraestructura energética de Esquel.
Según lo señalado en la gacetilla de prensa, el proyecto contempla la inyección de la energía generada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), lo que abriría la posibilidad de acuerdos con empresas locales para acceder a tarifas competitivas, mejorando su estructura de costos y su competitividad en el mercado.
El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, junto a representantes de operadoras, gremios e intendentes de Comodoro Rivadavia, Rada Tilly, Sarmiento y Río Senguer, encabezó la firma de un Acuerdo de Competitividad para fortalecer la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, con el objetivo de impulsar la producción y proyectar el futuro energético de la provincia.
El próximo 5 de junio, el Acuerdo será tratado en la Honorable Legislatura para su ratificación.
La rúbrica del documento se llevó a cabo en la sede de Petrominera Chubut SE y contó con la participación del vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; los diputados nacionales Ana Clara Romero y Jorge “Loma” Ávila; el presidente de Petrominera, Héctor Millar; representantes de los gremios UOCRA, Petroleros Privados y Petroleros Jerárquicos; los intendentes Othar Macharashvili (Comodoro Rivadavia), Mariel Peralta (Rada Tilly), Sebastián Balochi (Sarmiento), y Miguel Mongilardi (Río Senguer); además de directivos de las principales operadoras: CAPSA, YPF, PECOM, PAE y Tecpetrol.
“Nos hemos puesto de acuerdo para llevar adelante una serie de acciones que no solo garanticen la paz social en el sector, sino que también hagan más competitiva a nuestra Cuenca. Eso habla de una madurez pocas veces vista”, expresó Torres al finalizar la reunión. Y agregó: “Para sostener este compromiso, es esencial que todos los actores de esta mesa seamos coherentes con los trabajadores y las familias que hoy, en un contexto económico complejo a nivel nacional, sienten mucha incertidumbre”.
En ese sentido, criticó a “quienes aprovechan esta coyuntura para convertirse en ‘agoreros de la desgracia’. Mientras tanto, nosotros tenemos la oportunidad de hacer las cosas bien y cumplir con esta agenda de competitividad, con el acompañamiento de los trabajadores y las empresas, para operar mejor y aumentar los niveles de producción”.
“Más que una negociación entre partes, esta es una oportunidad única y un momento bisagra para ponernos todos de acuerdo, con el Estado como facilitador, en un escenario donde Chubut no compite con otras provincias, sino con el mundo”, remarcó el Gobernador.
“Como gobierno, al igual que los municipios, buscamos que cada decisión se tome de cara a la ciudadanía para concientizar respecto de la importancia, en este caso, de un sector que genera aproximadamente un tercio de los ingresos de Chubut”, señaló Torres, puntualizando que el Acuerdo de Competitividad “es transversal a toda la provincia, por eso queremos que todos los chubutense sepan que transitamos un camino común, con una agenda de desarrollo que nos atraviesa a todos y sin ningún tipo de partidismo”.
“Vamos a impulsar esta agenda con firmeza y decisión, y también con coherencia y fundamentos; por eso vamos a elevar un pedido al Ministerio de Economía de la Nación y a la Jefatura de Gabinete de Ministros planteando esta situación”, anticipó el Gobernador.
Finalmente, el titular del ejecutivo chubutense señaló que “en medio de esta coyuntura crítica, nos hemos puesto de acuerdo, sin mezquindades y habiendo aprendido de los errores del pasado”, añadiendo, por último, que “este es un momento clave y una prueba concreta del compromiso que asumimos para fortalecer uno de los sectores centrales de la economía de Chubut”.
Competitividad
Por su parte, el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, subrayó que “debemos continuar por este camino de búsqueda de una mayor competitividad, que en definitiva beneficiará a todos los sectores y al país”. Además, remarcó que “sin pelear por un interés particular, y con el objetivo de que a todos les vaya bien, este acuerdo es la piedra angular para potenciar la agenda de competitividad de nuestra Cuenca”.
Sector productivo clave
El Acuerdo de Competitividad para el Fortalecimiento de la Actividad Hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge fue firmado por el gobernador Ignacio Torres; representantes de Pan American Energy, YPF, CAPSA, PECOM, Tecpetrol y Petrominera Chubut SE; y por los sindicatos Petroleros Privados, Jerárquicos y UOCRA.
También suscribieron el acuerdo los municipios de Comodoro Rivadavia, Rada Tilly, Sarmiento y Río Senguer. En el documento, las partes afirman que la Cuenca del Golfo San Jorge constituye un enclave productivo clave dentro de la matriz energética nacional y uno de los principales motores económicos de Chubut. Además, destacan que la provincia promueve un modelo de desarrollo energético sustentable basado en el trabajo conjunto entre el Estado, las empresas, los trabajadores y los gobiernos locales.
Frente a un contexto de declino natural de los yacimientos maduros, se plantea la necesidad de adoptar acciones estratégicas para sostener la producción, preservar el empleo, atraer inversiones y modernizar el entramado productivo. En línea con la reunión celebrada días atrás en la Casa del Chubut, las partes acordaron avanzar en un compromiso común para proyectar el futuro energético de la región sobre bases de competitividad, innovación y articulación institucional.
Preservar la actividad
Entre los objetivos orientados a sostener la producción, preservar las fuentes de trabajo y fortalecer el rol estratégico de Chubut dentro del mapa energético nacional, las partes acordaron “consolidar un espacio de trabajo permanente entre el Estado provincial, las operadoras, los sindicatos con afectación a la actividad y los municipios de la región, con el objetivo de facilitar el diálogo institucional, monitorear el cumplimiento del presente acuerdo y definir acciones concretas en materia de producción, inversión, protección del empleo, seguridad laboral, formación de recursos humanos y mejora continua”.
En el mismo sentido, se planteó una serie de lineamientos y objetivos compartidos, entre ellos “promover iniciativas que dinamicen la inversión y estimulen la continuidad operativa de los yacimientos, especialmente en zonas de mayor madurez productiva”; “garantizar un clima de paz social y cooperación, que permita generar previsibilidad para el desarrollo de las operaciones, la inserción de las PyMEs regionales en la cadena de valor y la preservación del empleo local” y “fomentar el uso de nuevas tecnologías, la capacitación de los trabajadores, y la mejora en las modalidades de trabajo y condiciones de seguridad en toda la cadena de valor del sector hidrocarburífero”.
Ratificación de la Legislatura
Las partes se comprometieron a trabajar en forma coordinada con las autoridades provinciales para gestionar incentivos en el ámbito de la política nacional, eliminando distorsiones como los derechos de exportación que afectan la competitividad del sector. Asimismo, se acordó avanzar en gestiones para la ejecución de obras de infraestructura vial y de transporte eléctrico clave para el desarrollo productivo de la región.
Por último, el Acuerdo de Competitividad será sometido a la ratificación de la Honorable Legislatura de Chubut en la sesión del próximo 5 de junio, como manifestación del compromiso de todas las partes para garantizar su cumplimiento y alcanzar los objetivos propuestos para la protección y el desarrollo de la Cuenca del Golfo San Jorge.
El Gobierno Provincial, a través de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, realizó inspecciones de campo por diversas instalaciones vinculadas a la actividad hidrocarburífera en la zona norte de Santa Cruz.
Esta actividad, encabezada por Subsecretaría de Saneamiento Ambiental, en conjunto con la Subsecretaría de Contralor Ambiental Zona Norte, tuvo dos objetivos concretos: constatar la situación actual de los pasivos ambientales generados por la operación, y coordinar futuras acciones conjuntas que fortalezcan el abordaje integral de esta problemática.
En detalle, se explicó que el recorrido incluyó distintas áreas petrolíferas del norte provincial, donde se constataron tareas de saneamiento de ex piletas de perforación en Koluel Kayke y labores de biorremediación de pasivos asociados a fondos de tanque en Cañadón Minerales.
Finalmente, se visitaron las áreas de Cañadón León – Meseta Espinosa y Pico Truncado – El Cordón, en las cuales se identificaron pasivos inventariados en el Registro Provincial de Pasivos Ambientales (RE.PRO.PA), asociados a la inactividad de pozos, ex piletas mal saneadas y el abandono de instalaciones fuera de uso, entre otros.
Cabe destacar que estas visitas permiten fortalecer el diagnóstico técnico y operativo necesario para avanzar en estrategias de saneamiento y recomposición ambiental, en articulación con las áreas competentes y conforme a la normativa vigente.
La venta de combustible al público en todo el país totalizó 1.323.216 metros cúbicos entre naftas y gasoil en abril de 2025, lo que equivale a un alza de 2,1% en la comparación contra igual mes de 2024, y fue la segunda suba consecutiva tras quince meses al hilo de bajas.
No obstante, respecto a marzo se observó una contracción de 6%, según el informe de la consultora Politikon Chaco, en base a datos oficiales. En cuanto al tipo de combustible comercializado, el 57% del total correspondió a naftas y el 43% al gasoil.
La nafta exhibió una suba del 5,0% interanual, impulsada principalmente por el segmento premium, que creció un 19,8%. La nafta súper tuvo una expansión leve del 0,7%, considerada relevante por poner fin a cinco meses de caídas.
Por su parte, el gasoil presentó un descenso del 1,6% interanual, con el segmento premium mostrando un alza del 11,3% mientras que el común retrocedió un 8,1%.
Analizando el desempeño por empresas, YPF mantuvo su liderazgo con un market share del 55,4% y un crecimiento interanual del 3,4%. Shell concentró el 24,4% del mercado” y registró un incremento del 7,7% interanual.
La marca Axion explicó el 12,5% de las ventas con una expansión interanual del 5,5%. Puma Energy, con una participación del 6,1%, destacó con un crecimiento del 13,1%. Gulf Combustibles representó el 1,6% del total y mostró “una contracción interanual del 1,2%”.
A nivel subnacional, 13 de las 24 jurisdicciones provincias presentaron subas interanuales en abril de 2025. Las ventas fueron lideradas por Formosa (15,0%), Tierra del Fuego (11,1%) y Santiago del Estero (10,6%).
En el extremo opuesto, once los distritos que registraron caídas interanuales”, con CABA (-10,4%) y Tucumán (-11,2%) presentando los descensos más fuertes, llegando al doble dígito en ambos casos.
La nafta fue el combustible predominante en las ventas en 21 de las 24 jurisdicciones, alcanzando “picos de concentración en CABA (78,1% del total). En contraste, el gasoil fue el combustible predominante en Córdoba, Mendoza y La Pampa.
En la categoría Nafta, diecisiete provincias registraron incrementos interanuales, destacándose Buenos Aires (11,3%) y Formosa (10,1%) con alzas de doble dígito.
La mayor baja en nafta total se observó en CABA (-8,2%). La nafta súper “mostró alza en nueve distritos”, mientras que la nafta premium creció en todas las jurisdicciones, con un notable +47,1% en Tierra del Fuego.
El gasoil tuvo alzas en once distritos, con Formosa (24,1%), Tierra del Fuego (20,6%) y Santiago del Estero (19,6%) registrando los mayores incrementos de doble dígito en gasoil total.
CABA tuvo el descenso más fuerte en gasoil, con un -17,4%. El gasoil común presentó alzas solo en cuatro distritos, mientras que veintiún distritos exhiben incrementos en el gasoil premium, liderados por Formosa (27,7%) y San Luis (25,1%).
El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de La Pampa, Río Negro y Neuquén, Marcelo Rucci, será el único candidato en las próximas elecciones internas bajo la lista Azul y Blanca, mediante la cual renovará su mandato por otros cuatro años a partir del 10 de diciembre.
“Fue un día especial, cargado de sensaciones. La confianza de la gente nos ratifica que hicimos las cosas bien. Que no haya una lista opositora es consecuencia del trabajo en conjunto. En estos tres años y medio de gestión tuvimos la fortaleza de entender qué era lo importante: nuestras familias y nuestros trabajadores”, señaló Rucci en un acto junto a cientos de trabajadores.
Rucci destacó el crecimiento de la organización durante su gestión y valoró la renovación interna de la Comisión Directiva, que suma nuevas compañeras y redefine funciones clave.
“Nos llena de orgullo este equipo. Cada uno asumió la responsabilidad de representar a miles de familias. Esta conducción está para estar cerca, acompañar y resolver”, afirmó.
Las elecciones estaban previstas para el 22 de julio. Al haber una sola lista, será consagrada ese día.
Lista Azul y Blanca
Marcelo Esteban Rucci – Secretario General
Ernesto Inal – Secretario General Adjunto
Juan Pablo Eggers – Secretario Administrativo
Miguel Ángel Díaz – Tesorero
Flavio David Pereyra – Protesorero
Daniel Alejandro Andersch – Secretario Gremial
Cristian Bernales – Prosecretario Gremial
Martín Guillermo Pereyra – Secretario de Actas, Prensa y Propaganda
Ricardo Andrés Jara – Prosecretario de Actas, Prensa y Propaganda
Celeste Daniela Urrutia – Secretaria de Turismo, Cultura y Deporte
Luis Alberto Gordillo – Secretario de Previsión Social
Mariana Alejandra Cofré – Secretaria de la Mujer y la Familia
YPF Luz describió que ya comenzaron a llegar al predio de Cementos Avellaneda, ubicado en cercanías de la ciudad bonaerense de Olavarría, los componentes de aerogeneradores del Parque Eólico CASA, de acuerdo con la planificación y tiempos estipulados.
Es el sexto parque renovable de la Compañía, que abastecerá con energía renovable a industrias argentinas y a la planta de Cementos Avellaneda.
El transporte de las partes requiere de camiones especializados que viajan con seguridad privada delantera y trasera, a velocidad reducida. El ingreso al predio de estos componentes continuará en las próximas semanas y está previsto que concluya a fines de junio para luego iniciar la etapa de montajes.
El parque es el primer proyecto in-situ que YPF Luz construye en las inmediaciones de un cliente, marcando un nuevo hito en el desarrollo de energías renovables que se adaptan a la necesidad de cada industria.
De esta manera, tendrá dos funcionalidades: por un lado, 4 de los 9 aerogeneradores (con un total de 28 MW de capacidad instalada) estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía que generen los otros 5 (de 35 MW de capacidad instalada) se comercializarán por YPF Luz en el Mercado a Término de Energías Renovables.
Características de cada aerogenerador:
Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una, y tecnología Nordex Delta 4000.
Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar a la altura de tres Obeliscos.
Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz.
Área de barrido de las hélices: 163 metros de diámetro.
El gobierno nacional avanza con la quita de subsidios en barrios cerrados y zonas con alto poder adquisitivo. La primera medida se conoció la semana pasada cuando pasó al Nivel 1 (altos ingresos con tarifa plena) a 15.518 usuarios de Puerto Madero y countries de Nordelta que estaban en el Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios) y recibían subsidios en sus facturas. Según indicaron fuentes oficiales a EconoJournal, el próximo foco estará puesto en distintas zonas de las provincias de Córdoba, Santa Fe, Mendoza y de la Patagonia.
La intención es identificar y recategorizar a hogares que reciben subsidios en las tarifas eléctricas, pero que, por sus ingresos mensuales, podrían pagar la tarifa plena de electricidad. Quien está a cargo del plan es Antonio Milanese, subsecretario de Transición y Planeamiento Energético, quién asumió en diciembre del año pasado con la misión principal de mejorar la eficiencia en la asignación de subsidios a las facturas de electricidad y gas natural. Milanese tiene a su cargo el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), la herramienta que permite a los usuarios a acceder a los subsidios estatales.
El relevamiento de los usuarios se enmarca en un período de transición del esquema de segmentación actual dividido en N1, N2 y N3, pero que tiene como objetivo final ir a una tarifa focalizada. Este lunes, el gobierno también implementó una medida para reducir los descuentos en las tarifas de gas del Régimen de Zona Fría para usuarios titulares de más de un medidor. Ambas medidas, tanto en las facturas de electricidad y como en gas natural, son parte del Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados vigente desde el 1 de junio de 2024 hasta el próximo 31 de mayo.
Identificación de zonas
La geolocalización de usuarios es sobre determinadas zonas que el gobierno interpreta que son habitadas por hogares de altos ingresos, pero que reciben subsidios estatales en las tarifas de electricidad porque están registrados en el Nivel 2 y Nivel 3.
El esquema consiste en la identificación de áreas geográficas como barrios cerrados o countries, clubes de campo y zonas exclusivas. “El Estado Nacional asume que estos usuarios poseen una manifiesta capacidad contributiva”, remarcó la cartera energética para argumentar el relevamiento de usuarios.
La geolocalización se hace mediante la utilización de herramientas tecnológicas como el GIS (Sistema de Información Geográfica) que permite gestionar y analizar datos geográficos. El gobierno también utiliza la base de datos espaciales PostGIS, que sirve para manipular datos geométricos y cartográficos para, por ejemplo, localizar puntos en un área.
En el caso del relevamiento sobre usuarios del AMBA, la Secretaría de Energía también utilizó otras herramientas como los datos abiertos provistos por ARBA (Agencia de Recaudación Provincia de Buenos Aires (ARBA) y el OPISU (Organismo Provincial de Integración Social y Urbana), organismo descentralizado del Ministerio de Hábitat y Desarrollo Urbano de la provincia de Buenos Aires.
«Todavía no tenemos el dato de a qué zonas de alto poder adquisitivo de Córdoba, Mendoza, Santa Fe y la Patagonia se les va a quitar el subsidio porque tenemos que llevar adelante un trabajo conjunto con los gobiernos provinciales, municipales y los entes reguladores de cada provincia», señalaron a EconoJournal fuentes de la Secretaría de Energía.
Resolución
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó el lunes en el Boletín Oficial la resolución 218/25 donde establece “los lineamientos y la metodología básica del Procedimiento para la Revisión de la Categorización Asignada en el RASE”. Desde el gobierno explicaron a EconoJournal que “la resolución permite aplicar criterios de exclusión por georeferencia”.
Para los hogares detectados por el relevamiento oficial, la resolución establece un procedimiento de revisión individual, donde los usuarios afectados podrán presentar un reclamo a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Lo deberán hacer bajo el trámite “Solicitud de revisión de subsidios energéticos”, con carácter de Declaración Jurada, y serán responsables de aportar las pruebas que justifiquen su inclusión, aclaró la cartera energética.
En 2024, las inversiones en hidrocarburos en Argentina superaron los US$12.800 millones, lideradas por Vaca Muerta, según Aleph Energy. En 2024, las inversiones en actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en Argentina alcanzaron los 12.830 millones de dólares, superando en un 12% las estimaciones iniciales de 11.400 millones, según el informe “Resumen de Inversiones Upstream Hidrocarburos Argentina Año 2024 y Proyecciones 2025”, elaborado por Daniel Dreizzen y Milagros Piaggio de Aleph Energy. Este dinamismo fue impulsado principalmente por el sector no convencional de Vaca Muerta. El reporte, basado en datos presentados por las empresas a la Secretaría de Energía, […]
La Secretaría de Hidrocarburos inspeccionó los avances del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), una obra estratégica que se construye en Río Negro y que ya supera las 100 soldaduras diarias con tecnología automatizada. A principios de esta semana, técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizaron una nueva inspección en la traza del oleoducto Vaca Muerta Sur, acompañados por personal de YPF. La visita técnica se enfocó en los sectores donde se están realizando soldaduras automáticas y en la Estación de Bombeo EB1, uno de los nodos esenciales del sistema. “El monitoreo permanente por parte del Estado provincial […]
El Comité Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) analizó un proyecto de ley que ingresó el Senado que busca promover la inversión y producción en cuencas maduras con explotación convencional. El Comité Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos, se reunió este martes para tatar una serie de temas de relevancia que involucran no sólo al sector sino al país en su conjunto. Del encuentro participó el secretario de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales, en representación de Santa Cruz y estuvieron presentes referentes de todas las provincias productoras de hidrocarburos del país. El […]
Catherine Remy, de TotalEnergies habló de la realidad del shale gas de Neuquén, del proyecto Fénix, en el sur del país y de la decisión de la compañía en seguir acelerando en la reducción de las emisiones de CO2. La country chair de TotalEnergies en Argentina, Catherine Remy, habló de cómo la compañía piensa el mercado actual del gas y el petróleo en Argentina, a la vez que destacó el impacto de la operación en Neuquén de la línea de alta tensión inaugurada por la empresa en su bloque de Vaca Muerta, Aguada Pichana Este, el último fin de semana. […]
El Gobernador Alberto Weretilneck confirmó que el 83% de los trabajadores que se desempeñan actualmente en Sierra Grande en el marco de las obras vinculadas al oleoducto Vaca Muerta Sur son rionegrinos. “Es una tarea diaria, pero no vamos a ceder en esto. Las oportunidades que genera el desarrollo energético tienen que ser para nuestra gente”, afirmó. En una entrevista con Canal 10, Weretilneck explicó que la Provincia realiza controles permanentes junto a las empresas involucradas para verificar el cumplimiento del compromiso de que el empleo generado quede mayoritariamente en manos rionegrinas. “En cada obra estratégica, como en el campamento […]
El convenio sigue vigente, pero el desarrollo quedó relegado ante la prioridad que tomó la exportación de hidrocarburos. El cambio en el contexto internacional y la falta de impulso local redefinieron el rumbo energético de la provincia. El proyecto de hidrógeno verde que impulsó Río Negro desde 2021 con la empresa australiana Fortescue Future Industries se mantiene dilatado. La inversión anunciada, estimada en 8.400 millones de dólares, incluía parques eólicos, una planta de producción en Punta Colorada y un sistema de abastecimiento con agua de mar. Sin embargo, según declaró el gobernador Alberto Weretilneck en declaraciones recientes reproducidas por diario […]
La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica (ADEERA) informó este jueves al Gobierno nacional que la limitada infraestructura de laboratorios existentes en el país no permitirá a las empresas prestadoras del servicio cumplir con la realización de los ensayos de Declaración de Conformidad, en los términos que dispuso esta semana la Secretaría de Industria y Comercio.
El argumento esgrimido es que esos ensayos en los equipos no sólo generarían un retraso sustancial en los plazos de disponibilidad de los medidores sino que, además, representan un costo importante en dólares, por lo cual solicitaron que las pruebas se puedan realizar por muestreo estadístico.
La respuesta de la entidad que nuclea a las empresas distribuidoras, que lleva la firma de su presidente, Edgardo Volosin, director ejecutivo de Edenor, está dirigida al Secretario de Industria y Comercio, Esteban Marzorati, en relación a la Resolución 165/2025 publicada en el Boletín Oficial, por la cual se aprobó el Reglamento Técnico y Metrológico para los Medidores de Energía Eléctrica en Corriente Alterna (RTM) vigente.
La resolución observada por Adeera prevé en su Anexo, en particular el punto 13 de Procedimiento y ensayos para la Verificación Primitiva, que a fin de comprobar que los medidores se ajustan a los requerimiento de la autoridad regulatoria, deben ensayarse para realizar su Verificación Primitiva o contar con la Declaración de Conformidad por parte del fabricante, importador o representante, que acredite que satisfacen los requisitos establecidos.
El RTM detalla los ensayos a cumplimentar, normativa relacionada como la resolución de Industria y Comercio 276/2024, que también refiere a que la atribución del carácter legal de un Instrumento de Medición se satisface con la Aprobación de Modelo y la Verificación Primitiva o la Declaración de Conformidad. La nueva normativa establece que los ensayos correspondientes a la verificación primitiva de los medidores reglamentados, estarán a cargo de un laboratorio de ensayos acreditado por la Secretaria de Comercio o el INTI.
Rerquisitos de ensayos
Así, los fabricantes, importadores, o representantes estarán obligados a facilitar todas las operaciones o gestiones necesarias para llevar a cabo la verificación, la cual exige que cada lote de medidores cumpla con los requisitos establecidos por el Reglamento para los ensayos de tensión resistida a frecuencia nominal, de marcha en vacío, de arranque, de la influencia de la variación de la corriente, de la constante y verificación general, preferentemente en ese orden.
Ante ese requisito, la Asociación explicó que “el crecimiento vegetativo de la demanda, del orden del 2,3% anual, implica la compra incesante de medidores, en proporción similar o superior sobre el número de instalados, dado que deben cubrirse de nuevos suministros, el reemplazo de equipos dañados u obsoletos para concretar avances tecnológicos, y la instalación de medidores inteligentes”.
La absoluta mayoría de los medidores que el mercado provee, es de origen extranjero ya que esos equipos no se producen en el país, aseguraron desde Adeera. La entidad citó un relevamiento propio por el cual se identificaron para los años 2019 y 2021 una cantidad de medidores importados por las distribuidoras que ascendió de 605.653 y 672.725 equipos nacionalizados. Ese número de equipos requeridos, que hoy se estima superior, no incluye a Cooperativas Distribuidoras de Energía.
En consecuencia, las distriuidoras consideraron que el contexto normativo vigente para poder instalar cada medidor de energía adquirido, las asociadas y todos las distribuidoras de energía eléctrica del país, deberían contar con las pertinentes Declaraciones de Conformidad, lo cual implica la realización de los referidos ensayos, en cada medidor.
Ese requerimiento se contrapone, explicaron, con los tiempos de ejecución de los ensayos metrológicos exigidos que son para un equipo monofásico de 2,77 horas de ensayos, y uno trifásico 1,27 horas de ensayo. Es decir que “para satisfacer las necesidades de ensayo en la cantidad de medidores referida se requeriría una media de 83.500 horas de ensayo”.
Ante ese nivel de demanda, Adeera aseguró que “definitivamente, la infraestructura actual de laboratorios en el país, aprobados o no por el INTI, no puede satisfacer estos requerimientos de ensayos”.
Impacto económico
Pero, además, se advirtió sobre el impacto económico que tiene la ejecución de la medida para el proveedor, ya que la realización de los ensayos de Declaración de Conformidad podría producir un aumento en el costo de los medidores monofásicos electrónicos de un 71% y de los medidores inteligentes de un 28%.
Por cuanto el rango de costo de ensayo es de 12 a 20 dólares por equipo, que se deben adicionar al costo del medidor de energía; para un medidor electrónico oscila entre 20 y 25 dólares por equipo, mientras que el costo de un medidor de energía Inteligente oscila entre 55 a 65 dólares por equipo.
La nota elevada a Industria que explicita las implicancias que conlleva la resolución, motivó la solicitud de Adeera de que “se establezca que los ensayos de Declaración de Conformidad, previstos en el punto 13.3 del RTM, puedan ser realizados bajo muestreo estadístico” en condiciones similares o iguales a lo previsto para en el Ensayo de Tensión Resistida a Frecuencia Nominal de medidores con caja aislante de protección II.
Por ende, se pide también que el informe de ensayo resultante represente el cumplimiento de lo previsto en el RTM para todos los medidores de energía inscriptos en el lote que representa dicha muestra estadística.
MGAS, la empresa comercializadora de gas del grupo J&F, proyecta que se podrían construir tres centrales nuevas en el sur de Brasil. Pero los proyectos demandarían la construcción de un gasoducto de 593 km entre Uruguaiana y Porto Alegre. Un directivo de MGAS subrayó que la importación de GNL dificulta la integración gasífera regional. MGAS Comercializadora, la empresa comercializadora de gas del holding brasileño J&F, proyecta que se podrían montar en el sur de Brasil 1800 MW nuevos provistos con gas natural argentino si se construyera un gasoducto para conectar Uruguaiana con Porto Alegre. Del lado argentino, la infraestructura esta […]
Pampa Energía inició exportaciones de gas natural a la región de Biobío. El suministro se realiza en condición firme y se canaliza a través del Gasoducto del Pacífico. El envío actual alcanza los 183 mil metros cúbicos por día. La empresa prevé superar los 400 mil en el corto plazo, según fuentes oficiales. El gas proviene del yacimiento Sierra Chata, ubicado en la cuenca neuquina. Esa área produce cinco millones de metros cúbicos diarios y cuenta con reservas suficientes. La empresa confirmó que la producción puede sostener la demanda industrial de la región chilena. También busca ampliar sus clientes del […]
La red de 365 kilómetros permitió el acceso al gas natural a más de 17.000 personas en una de las zonas más frías y postergadas de la provincia. Aun año de su puesta en funcionamiento, el Gasoducto de la Región Sur, de 365 kilómetros de extensión atraviesa la estepa rionegrina y llevó gas natural por primera vez a más de 17.000 vecinos y vecinas de Ramos Mexía, Sierra Colorada, Los Menucos y Maquinchao. Tal como expresaron desde el Gobierno de Río Negro, obra fue financiada con fondos provinciales en el marco del Plan Castello, y significó una inversión pública de […]
Además, el Gobernador entregó escrituras a familias del distrito y puso en funcionamiento nuevos patrulleros y una ambulancia de alta complejidad. El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, encabezó este miércoles en Daireaux el acto de inauguración de un nuevo gasoducto para el suministro de gas natural en distintas localidades de la región. Fue junto al ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Gabriel Katopodis, y el intendente local, Alejandro Acerbo. En ese marco, Kicillof remarcó: “Estas obras que estamos inaugurando en Salazar solo podían llevarse a cabo si había un Estado decidido a hacer una gran inversión […]
El gas natural ha sido un motor del desarrollo humano durante milenios. Gracias a los avances tecnológicos, es ahora una de las fuentes de energía no renovable más utilizadas y considerada como un energético vital en la denominada transición energética. Si bien tiene distintos usos, el principal es como combustible utilizado para mover máquinas, calefaccionar y generar electricidad.
Entre los países con gran potencial para el desarrollo de este recurso hidrocarburífero, se encuentra la Argentina que ha sido siempre un país con abundantes recursos energéticos en relación con su demanda interna. Su matriz energética es muy amplia y variada, ya que posee abundantes y diversas fuentes de energía que van desde los hidrocarburos convencionales y no convencionales que se encuentran en el subsuelo de las cuencas sedimentarias, hasta zonas con inmejorables vientos, niveles significativos de radiación solar y grandes variaciones de mareas, disponibilidad de biomasa y geotermia. También son importantes tanto el recurso hidroeléctrico que ha sido aprovechado históricamente, como el desarrollo tecnológico nuclear.
Los recursos energéticos que dominan su matriz energética hoy en día son los hidrocarburos convencionales y no convencionales a saber: petróleo, gas natural y gas licuado de petróleo (GLP). Estos se utilizan principalmente en los sectores de transporte, industrial y residencial. Por ejemplo, para mover máquinas (en el transporte, campo y en la construcción), para generar electricidad, para distribuir gas a viviendas, comercios e industrias y para producir plásticos y otros insumos. Hoy en día, los hidrocarburos representan aproximadamente un 88% (petróleo 34,5% y gas natural 53%) del total de la matriz energética argentina.
Explotación de recursos naturales
La presencia y explotación de recursos naturales y puntualmente hidrocarburíferos posibilitan la integración energética de Argentina con el resto de los países (limítrofes o no limítrofes) sobre la base de esquemas de cooperación internacional. Dicha integración tiene como premisa básica proteger la soberanía y los intereses nacionales, entre los cuales se encuentra como prioridad cuidar el abastecimiento de la demanda interna argentina. Así, por ejemplo la Argentina mantiene relaciones de integración energética con sus países limítrofes, principalmente mediante interconexiones de gas natural y envíos de GLP a Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay.
A lo largo de su territorio, la Argentina cuenta con la presencia de recursos hidrocarburíferos, tanto convencionales como no convencionales, que se encuentran distribuidos en formaciones denominadas cuencas hidrocarburíferas o sedimentarias. Estas cuencas sedimentarias tanto terrestres como marítimas cuentan con presencia de hidrocarburos convencionales y no convencionales. Algunas de ellas se encuentran en actividad y otras no, debido a factores como la falta de infraestructura y la oposición de grupos socio ambientales y comunidades originarias. Cada una de ellas se ubica en una región geográfica distinta y posee características geológicas propias.
El siguiente mapa muestra cuáles son en la Argentina las principales cuencas hidrocarburíferas en explotación tanto de recursos convencionales como no convencionales (color rojo) y permite identificar a qué región de Argentina corresponde cada una de ellas. También están representadas otras áreas terrestres y marinas que aún no han sido explotadas y/o suficientemente exploradas (color azul).
Entre las cuencas actualmente en explotación, la Neuquina, ubicada en el centro del país, se posiciona hoy en día como el epicentro de la industria petrolera en la Argentina. Ella debe su nombre a la Provincia de Neuquén. Posee una superficie de aproximadamente 160.000 km2 que se despliega a lo largo del subsuelo de las provincias de Neuquén (centro, este y norte), Mendoza (sur y sudoeste), Río Negro (norte y noroeste) y La Pampa (sudoeste). Su profundidad varía entre los 700 y los 4000 metros de profundidad.
Cuenca Neuquina
La extracción de hidrocarburos en la cuenca Neuquina tiene relación con el lugar geográfico donde se explota. Así, se puede dividir en tres “ventanas” dependiendo de la franja terrestre de donde se lo extraiga. En la franja del oeste, se obtiene más petróleo crudo; en la del este, mayor concentración de gas natural; mientras que en el centro, una combinación de ambos.
Dentro de esta cuenca se encuentran diversas formaciones que conforman los yacimientos más significativos de hidrocarburos no convencionales de Argentina. Así, la columna estratigráfica de la cuenca cuenta fundamentalmente con tres secciones con marcadas condiciones oleogenéticas: formaciones Los Molles, Vaca Muerta y Agrio, que en algunas zonas exceden en conjunto los 2.800 m de espesor.
La formación geológica Vaca Muerta marca hoy en día el eje central de la explotación hidrocarburífera de la Cuenca. Esta cuenta con una superficie de más de 30.000 km2 descubiertos y una profundidad de entre 2100-3000 metros. Está ubicada mayormente en la provincia de Neuquén, una pequeña parte en el oeste de la Provincia de Río Negro y otra menos significativa al sur de la Provincia de Mendoza. La formación Los Molles, segunda en importancia, cuenta con una superficie de 15.913 kilómetros cuadrados y una profundidad media de 3.810 metros. Por último, la formación Agrio se encuentra ubicada en la zona norte de la provincia de Neuquén y es compartida con la provincia de Mendoza. Abarca un área de aproximadamente 1.000 km2.
Para mostrar la magnitud de la extensión territorial de la cuenca Neuquina y dentro de ella, la extensión de la formación Vaca Muerta, puede decirse que la superficie de dicha cuenca corresponde a casi la mitad de la superficie de diversos países de la Unión Europea (UE), como por ejemplo la República de Italia, mientras que respecto de Vaca Muerta, su superficie es apenas superior a la de regiones como el Piamonte y la Lombardía.
Estas formaciones cuentan con abundantes recursos hidrocarburíferos convencionales (gas natural y petróleo medanito) como así también potencialidad de recursos no convencionales (shale gas, tight gas sands – arenas compactas, shale oil, etc.). Los hidrocarburos no convencionales presentes en esta cuenca se extraen de capas de arcillas y arenas compactas. Entre ellos se encuentra el shale gas, gas natural de arcillas compactas o de esquisto, alojado en la roca madre, y cuyas características geológicas hacen que la misma presente una muy baja permeabilidad. El gas alojado en estas formaciones no puede moverse con facilidad dentro de la roca, salvo en períodos muy prolongados de tiempo, lo que ha derivado en el empleo de la técnica de fractura hidráulica (fracking) del reservorio, a fin de mejorar la permeabilidad y permitir la explotación económica. Dicha fractura suele realizarse de modo horizontal dados los más altos rendimientos obtenidos en los primeros períodos de explotación. También existe en la Cuenca Neuquina, potencialidad de recursos de tight gas (de arenas compactas), cuya explotación es similar a la de shale, aunque las estimaciones en cuanto al nivel de recursos probados y no probados son aún menos precisas.
No convencional
El descubrimiento de Vaca Muerta y la aparición del hidrocarburo no convencional (shale gas y tight gas) en el año 2014, posibilitaron una mejora en el precio reconocido a las provincias productoras, mayor captura de renta hidocarburífera de parte de empresas productoras y un camino hacia la posibilidad de lograr el autoabastecimiento energético, que estaba comprometido en aquel momento por el declive en la producción del convencional.
Entre las principales empresas que se encuentran actualmente explotando hidrocarburos en Vaca Muerta figuran: i) empresas privadas de capitales extranjeros como: la francesa Total, las estadounidenses Exxon Mobil y Chevron y la holandesa Shell, ii) empresas privadas de capitales nacionales como: Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y Tecpetrol y iii) la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), entre otras.
La actividad hidrocarburífera es la principal en la cuenca Neuquina pero no la única. Las provincias que la conforman cuentan además con diversas, numerosas y vastas actividades productivas que contribuyen a su desarrollo regional, como por ejemplo turismo, ganadería, agricultura, minería, aprovechamientos hidroeléctricos, etc.
Dicha Cuenca tiene un potencial en petróleo y gas natural que crece día a día con el descubrimiento de nuevos yacimientos y el perfeccionamiento y arribo de tecnologías capaces de explotarlos en forma abundante y más eficiente. Por su parte y a diferencia de formaciones similares cuenta con un gran porcentaje de reservas probadas que favorecen su viabilidad comercial, es decir, que el costo de producción se justifica por las ganancias que ofrece. Aprovechando sólo el 25% de Vaca Muerta a escala industrial, se podría llegar a obtener una producción de 1 millón de barriles de petróleo por día y 150 millones de metros cúbicos de gas natural diarios para los próximos años 2028/2030.
De las provincias que la conforman, Neuquén ha sido de alguna manera el epicentro de la industria petrolera de dicha Cuenca, principalmente enfocada en la explotación de Vaca Muerta, gracias a la presencia de una sólida estructura organizativa institucional nutrida de calidad técnica.
Dicha explotación hidorcarburífera de Vaca Muerta, enfocada en el modelo de Estados Unidos de América, representa para la Argentina la oportunidad de lograr la reducción de sus importaciones y el eventual aumento de exportaciones de hidrocarburos y derivados con generación auténtica de divisas y de recursos fiscales decisivos para equilibrar la balanza comercial y las cuentas públicas del país. También, una significativa contribución a los fondos públicos nacionales y provinciales por recursos fiscales provenientes del régimen tributario de las regalías, cánones y otros tributos nacionales, provinciales y municipales que gravan estas actividades. Asimismo, la generación de puestos de trabajo y desarrollo regional sobre la base de la diversidad y motorización de actividades productivas distintas de la propia hidrocarburífera. Por su parte y teniendo en cuenta su viabilidad comercial representa una oportunidad para empresas extranjeras que deseen invertir y operar.
Desarrollo del GNL
Por otra parte, el desarrollo de GNL comienza a ser cada vez más significativo. Su producción es considerada una de las apuestas más importantes de Vaca Muerta (como la segunda formación de shale-gas del mundo) que amplía las expectativas de exportación a Brasil, Chile y el resto del mundo. Hoy en día, se estar llevando a cabo diversos proyectos que, con capacidades de producción de alrededor de 2,4 millones de toneladas anuales, buscan posicionar al país como un importante proveedor de este recurso energético para el mundo. Estos proyectos son el resultado de un plan y una política nacional hidorcarburífera uniforme tendiente a la explotación y aprovechamiento de sus recursos naturales.
La viabilidad de la explotación hidrocarburífera de Vaca Muerta y de los mencionados proyectos de GNL tienen el apoyo de las políticas públicas. Estas buscan hoy en día garantizar la libertad para explotar hidrocarburos y sus derivados, promoviendo la apertura del mercado argentino al mundo. Por su parte, el nuevo Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en el marco de la Ley Bases y Puntos de Partida, ha contribuido decisivamente en el despegue productivo del GNL de Vaca Muerta. Dicho Régimen es una herramienta que busca estimular la inversión extranjera en la Argentina. Para ello, cuenta con una serie de beneficios impositivos, aduaneros, tributarios y cambiarios para inversiones que superen el mínimo de US$200 millones que permiten dar estabilidad, seguridad jurídica y un sistema eficiente de protección de derechos adquiridos a quienes deseen invertir en áreas como la hidorcarburífera.
Ahora bien, no puede pasarse por alto la situación compleja en términos de abastecimiento de gas de hoy en día atraviesan los países de la Unión Europea como consecuencia del conflicto entre Ucrania y Rusia. Esto ha llevado a los países a continuar afianzando sus matrices energéticas hacia la generación con energías renovables y a buscar nuevas alternativas de importación de gas a países como Estados Unidos de América, Australia y Catar.
Es aquí donde Argentina mediante su potencial hidrocarburífero de Vaca Muerta se posiciona como país mega productor de gas natural y GNL capaz de ser una alternativa para el mercado europeo. Ello teniendo en cuenta también que el gas natural, dentro de los combustibles fósiles, es el más amigable con el ambiente respecto de lo que son el carbón y los hidrocarburos líquidos. Sin embargo, se debería analizar también el impacto de variables como por ejemplo el costo de transporte, entre otras.
Lo cierto es que la Argentina e Italia siempre han mantenido una relación sólida entre Estados, fundamentada en valores compartidos y en un profundo y vasto legado histórico y cultural que se ha ido construyendo con el paso de las décadas. La cooperación entre ambos países es constante y constructiva, no solo a nivel bilateral, sino también en el marco de los foros multilaterales, donde trabajan juntos para promover la paz, la democracia y el respeto a los derechos humanos. La relación entre ambos países puede ser definida como “especial” ya que verdaderamente es una piedra angular de la política exterior de ambos estados.
En función de lo expuesto, la cooperación energética entre ambos países es posible y viable. Por un lado, el sistema argentino necesita ser fortalecido, actualizado e internacionalizado y en esto Italia a través de sus empresas puede jugar un papel importante insertándose en todos los niveles de las cadenas productivas con su maquinaria, su know how y su tecnología. Por el otro, el potencial hidrocarburifero argentino de Vaca Muerta (principalmente de gas natural y GNL), la viabilidad económica que existe para su desarrollo y la libertad que existe para su exportación representan, sin lugar a dudas, una nueva alternativa de gas para la República de Italia y resto del mercado europeo que contribuya en la planificación de sus políticas energéticas.
(*) Abogado especialista en energía y recursos naturales y consultor legal en regulación energética, transición y sustentabilidad.
YPF, la petrolera bajo control estatal, comunicó este miércoles por la tarde que finalizó las obras que estaba llevando a cabo en el Complejo Industrial de Plaza Huincul destinadas a incrementar el procesamiento del petróleo de Vaca Muerta. En la actualidad, el 80% del crudo procesado procede de las operaciones de la compañía en la formación no convencional.
La empresa finalizó la construcción de un nuevo horno y una estabilizadora de naftas en solo 26 meses. A su vez, se instaló un nuevo compresor de gases de topping que reducirá los costos de operación y optimizará su funcionamiento. Se trata de obras que demandaron una inversión aproximada de 55 millones de dólares.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las nuevas instalaciones de Plaza Huincul y aseguró: “El plan para mejorar la productividad y la eficiencia en todos nuestros complejos industriales está dando resultados y el complejo de Plaza Huincul es una muestra”.
Control
El ejecutivo de YPF también destacó que los trabajos se hicieron sin ningún tipo de incidente y con los más altos estándares de seguridad. A su vez, anunció que la refinería neuquina contará con su propio centro de monitoreo inteligente de última generación, al igual que el resto de los complejos de YPF en el país.
Esto es así ya que durante los primeros días de abril la empresa puso en operación el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de su Complejo Industrial La Plata, lo que le permite tener un control en tiempo real de 180.000 variables de ingeniería con el objetivo de mejorar su desempeño con resultados de generación de valor. Por lo tanto, espera replicarlo en todos sus complejos.
Desde la petrolera de bandera detallaron, a través de un comunicado, que las reformas que se realizaron en el Complejo son las más importantes en los últimos 50 años.
El Complejo Industrial de Plaza Huincul produce nafta súper y premium y gasoil grado 2 y combustibles para aviones que se distribuyen en toda la Patagonia Norte. Además, posee la principal planta de metanol del país que abastece al mercado nacional e internacional.
La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó los pliegos de bases y condiciones para la tan esperada Licitación de compra de potencia y energía propuesta por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).
Se trata de la LPI 1000-010-2021 que será la primera convocatoria para el suministro de largo plazo lanzada durante la administración la presidenta Xiomara Castro. La licitación tendrá como objetivo la adjudicación de 1,500 MW, lo que la convierte en la más grande de su historia.
«La aprobación de la Comisión reguladora ha sido el paso final para proceder al lanzamiento de la licitación pública internacional de los 1500 MW; la cual lleva un fuerte componente de energía renovable del 65% y, además, privilegiará el almacenamiento de energía derivada de fuentes renovables», anticipó Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE.
Tras la aprobación de los pliegos por el pleno de comisionados de la CREE, el lanzamiento es inminente y se espera que en los próximos días inicie el proceso formal la Junta de Licitación conformada por personal de la ENEE, equipos de la CREE, Centro Nacional de Despacho (CND), Secretaría de Energía y la empresa consultora internacional que apoyaron este gran esfuerzo.
La mención a la empresa que acompañará el proceso selección no es menor ya que ha trabajado en un algoritmo que les permita priorizar la contratación de energía que provenga de fuentes como solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica, mientras que el 35% restante podrá provenir de fuentes térmicas no renovables.
Los Términos de Referencia (TDRs) que ha venido trabajando el regulador hace años -recordemos que es un proceso pendiente desde administraciones pasadas- ha tenido varios ajustes no sólo contemplando el aumento de la demanda al elevarlo de 450 MW a 1500 MW, sino también principios rectores que derivan de la Ley Especial para garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un bien público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social.
Un gran diferencial que marcan los TDRs frente a convocatorias precedentes es la metodología que se empleará para la licitación y que ha demostrado su éxito en cantidad y competitividad de ofertas en países vecinos como Guatemala. El proceso se llevará a cabo mediante una subasta inversa por rondas sucesivas, que permitirá que los proponentes puedan mejorar sus ofertas en varias rondas y que los precios más bajos del mercado sean los adjudicados.
Para lograrlo, una novedad importante es la introducción del «Factor de Competencia», un valor que la CREE entregará a la Junta de Licitación al inicio del proceso de rondas y que no será público. Este factor servirá como límite indicativo para la finalización del proceso de rondas, permitiendo que el proceso avance hacia la adjudicación final de manera más eficiente.
Además, se implementará un «Índice de Competencia» en cada ronda, que se calculará como la relación entre la suma de las potencias firmes máximas ofrecidas y la potencia firme objeto de la licitación. Si el proceso de subasta no logra reducir los costos en un margen suficiente (más del 1.5% entre rondas) o si todos los oferentes activos están siendo seleccionados sin necesidad de reducir precios, se activará un «Proceso de Aceleración». Este proceso incluirá un «Oferente Virtual de Competencia», diseñado para mantener la presión competitiva en las rondas finales y evitar estancamientos en la reducción de precios.
Pero aquello no sería todo. También se ha trabajado en un modelo de subasta contemplando los retos y oportunidades del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de Honduras, de manera que los participantes que compitan reciban una señal clara de dónde ubicar sus ofertas para que los nodos donde se necesite inyección puedan cubrir sus requerimientos.
«En Honduras estamos transformando el Subsector electricidad», aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE. En conversación con Energía Estratégica, el regulador reveló que en el marco de este proceso de licitación estarán abiertos a evaluar contrataciones de energía y potencia adicionales a los 1500 MW en caso de que las ofertas sean competitivas y contribuyan al fortalecimiento del sistema.
«La licitación de 1500 MW más reserva pronto será una realidad», aseguró.
Y añadió: «Invitamos a inversionistas Nacionales e Internacionales a participar. El regulador supervisa el proceso y vela porque las inversiones se hagan en tiempo y forma».
Desde el sector público buscan dar señales claras que no sólo atraigan inversiones sino que brinden transparencia y seguridad a empresas locales y extranjeras que apuesten al crecimiento del sector eléctrico en el país motivados por esta nueva apertura del mercado.
«Una herramienta especial para garantizar los flujos de pagos a generadores, la aplicación de normas internacionales a los Estados financieros de la ENEE y una auditoría en desarrollo por una empresa de alto prestigio, hacen a la nueva ENEE y Honduras un sitio atractivo para diversos inversionistas internacionales a ofrecer buen precio por la energía y así abrir el mercado eléctrico hondureño», declaró Erick Tejada Carbajal a este medio.
Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 pondrá el foco en cómo reforzar la seguridad energética en un momento decisivo para el sector. La cita será el 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt de Madrid, y reunirá a referentes de Iberdrola Renovables, Grenergy, Cox Energy, EDP Renewables, Schletter, Elmya, Galp, Sonnedix y Jinko Solar, entre otras compañías líderes, para debatir soluciones concretas ante los desafíos que plantea la transformación del sistema eléctrico ibérico.
En este escenario, los altos ejecutivos de las compañías abordarán los factores estructurales que hoy definen la resiliencia del sistema: desde la creciente penetración de renovables hasta la volatilidad de precios y la urgencia por adaptar la infraestructura a las nuevas demandas operativas.
La visión de ejecutivos como Julio Castro (Iberdrola Renovables), David Ruiz (Grenergy), Enrique Riquelme (Cox Energy), Rocío Sicre (EDP Renewables), Alejandro Ramos (Schletter), Carlos Píñar Celestino (Elmya), Fernando Cremades (Galp), Carolina Nester (Sonnedix) y Lucía Dólera (Jinko Solar) permitirá trazar una hoja de ruta sobre estrategias de seguridad energética en un entorno cada vez más complejo y dinámico.
El encuentro reunirá a más de 400 ejecutivos de empresas, utilities, tecnólogos, fondos de inversión y gobiernos, en una jornada que combinará paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.
Uno de los ejes del programa será el reciente apagón donde se debatirá sobre la necesidad de contar con mecanismos de mercado que otorguen estabilidad a largo plazo, como mercados de capacidad, tecnologías de almacenamiento, así como sobre el papel de la hibridación, soluciones de gestión digital de red, nuevos modelos de contratación de energía y la planificación del sistema energético.
Asimismo, se discutirán las tendencias del mercado renovable en España y la región, con la participación de otros actores clave como RWE, Repsol, Xunta de Galicia, Alantra, Matrix Renewables y 360 Energy, que aportarán su perspectiva sobre los marcos regulatorios necesarios para garantizar competitividad, acelerar inversiones y sostener el crecimiento renovable en el mediano y largo plazo.
Revive FES 2024:
Además de los paneles técnicos, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina, que contará con la participación del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, Víctor Hugo Ventura, quien presentará el proceso de licitación de energías renovables más relevante en la región, con una proyección de inversión superior a los 5.000 millones de dólares en generación y transmisión.
FES Iberia 2025 será una cita estratégica que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector energético, junto con representantes del sector público, en un entorno de networking activo con los líderes que están transformando la matriz energética ibérica.
El encuentro se posiciona como un espacio clave para anticipar tendencias, promover decisiones de alto nivel y debatir soluciones técnicas y estratégicas que garanticen la seguridad energética en escenarios de alta penetración de energías renovables.
Black & Veatch, empresa global de ingeniería, adquisiciones, consultoría y construcción, sigue consolidando su presencia en el sector energético con proyectos concretos que marcan el ritmo de la transición. Lejos de casarse con una tecnología específica, la compañía adopta un enfoque «tecnológicamente agnóstico» que le permite adaptarse a las necesidades y prioridades de cada cliente.
“No impulsamos una tecnología en particular. Buscamos, de la mano con el cliente, entender cuáles son sus ‘drivers’ en la toma de decisión, y seleccionamos la que mejor cumpla con lo que él esté buscando desde un punto de vista financiero, de costos o de apetito al riesgo”, señaló Romina Esparza Almaraz, directora de desarrollo de negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch.
Su estrategia se basa en una ingeniería pragmática, capaz de combinar tecnologías emergentes con modelos de negocio viables, y ajustados a los tiempos del mercado. Esto les ha permitido ser pioneros y liderar en infraestructura eléctrica crítica, así como en proyectos emblemáticos para el área de generación y almacenamiento.
En soluciones almacenamiento de energía, Black & Veatch cuenta con más de 21 GWh de experiencia global y va por más. Durante su participación en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Romina Esparza comentó que la empresa ha encontrado en las baterías de ion litio una oportunidad de negocios sólida.
“La tecnología de baterías de ion litio tiene ya 150 GW de capacidad instalada a nivel mundial. Es una tecnología madura que vemos que los clientes están confiando y queriendo desarrollar. Además, los costos han bajado, por lo que diría que es un momento adecuado para invertir en este tipo de proyectos”, destacó Esparza.
En paralelo, la compañía también apuesta al desarrollo del hidrógeno verde, aunque con mayor prudencia. De acuerdo con la directora de desarrollo de negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch, de los más de 200 estudios de factibilidad y prefactibilidad que han realizado en los últimos cinco años, apenas unos pocos han avanzado hacia la construcción. Aun así, anticipó en FES Caribe que BV cerrará 2025 con tres proyectos concretos en marcha: «dos van a estar en operación en este año», sumando «aproximadamente 220 MW»; mientras que el tercero seguirá un tiempo más en fase constructiva.
Siguiendo con el análisis de Romina Esparza, a título personal compartió una lectura crítica del entusiasmo inicial por el hidrógeno: “En algún momento del 2020 hubo como una expectativa medio artificial de ese mercado, hubo incentivos evidentemente dirigidos a crear una industria y a generar una atracción en esa industria, pero de alguna forma no revelaron los costos reales de la producción del hidrógeno verde”. De allí consideró que, distinta a esa sobreexpectativa, hoy “muchas estrellas que se tienen que alinear para que esos proyectos sean viables”.
En el caso del almacenamiento con baterías, la lectura es más optimista aunque aún se atraviesen retos vinculados a su regulación y definición de remuneración. Lejos de considerar que la región llegó tarde a esta tendencia tecnológica, Esparza opinó que el momento actual es oportuno. “La evolución de los precios de los módulos y de baterías permite que ahora haya mayor apetito para la inversión. Y la madurez de la tecnología y del entendimiento de cómo integrarla a la red da certidumbre a las empresas financieras”.
Esa madurez técnica se traduce también en nuevas oportunidades de negocio para acompañar la transición energética hacia una mayor penetración de energías renovables. Además del almacenamiento, BV identifica potencial en obras de infraestructura de transmisión, tanto en modernización como en expansión. “La incorporación de renovables trae oportunidades de proyectos encaminados a fortalecer las redes de transmisión”.
«En Puerto Rico estamos ya trabajando con el operador de la red en proyectos que tienen ese objetivo: aumentar la capacidad de las líneas de transmisión y de las subestaciones. Por ende, se hacen necesarios proyectos de almacenamiento con baterías que también brindan estabilidad a las redes», comentó Romina Esparza.
Para que nuevas oportunidades se materialicen en proyectos de inversiones privadas, la portavoz de Black & Veatch consideró que aún deben superarse varias barreras. La principal, sería la permisología y la falta de certidumbre regulatoria en algunos países. “Dependiendo del país, las regulaciones a veces no son lo suficientemente claras. Lo que se necesita es lo que todos los inversionistas buscan: estado de derecho, seguridad, facilidad para atraer talento”, enumeró Esparza.
En cuanto a la regulación específica de almacenamiento, reconoció avances, pero también vacíos. Por ejemplo, si bien ya se autoriza el arbitraje o regulación de frecuencia con baterías en algunos mercados, aún faltan esquemas que reconozcan servicios como regulación de voltaje o pago por capacidad. “Eso es fundamental”, afirmó.
La minería es uno de los sectores que promete atraer más inversión extranjera directa. Los proyectos de cobre y litio se multiplican y las expectativas crecen. Algunas proyecciones oficiales indican que podría llegar a quintuplicar sus exportaciones en los próximos diez años. Sin embargo, los especialistas advierten que hay que ser cautelosos porque el desarrollo minero es lento. Para analizar cuál es el verdadero potencial de la actividad, Dínamo, la propuesta audiovisual de EconoJournal conducida por Nicolás Gandini, invitó a Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera; Enrique Gatti Rappalini, presidente de Cerámica Alberdi; y Flavia Royon, ex secretaria de Minería y ex secretaria de Energía de la Nación.
“Creo que estamos delante de una nueva ola de proyectos mineros en Argentina, pero hay que entender que la minería es un negocio que demanda tiempo. El proyecto Lindero que llevó adelante Facundo (Huidobro) llevó 30 años desde la exploración”, señaló Royon. No es que hay una sobre expectativa, sino que hay que explicar la industria. La minería tiene una fase de exploración que puede demorar muchísimos años y puede ser fallida, pero donde también se genera trabajo. Poner un proyecto en producción es un desafío que puede demandar muchísimo tiempo”, agregó la ex funcionaria que ahora se desempeña como secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio.
Ninguno de los grandes proyectos que hoy se anuncian, aclaró, entrarán en producción antes de los próximos tres años. “En estos momentos hay una veintena de emprendimientos operativos en el país. Sólo en Salta, en los últimos tres años se construyeron cinco proyectos. Y todavía no hemos visto nada en relación con el potencial que posee la Argentina”, aseguró Royon, quien ponderó la incidencia positiva del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La mención del RIGI hizo que Fernando Krakowiak, editor de EconoJournal, indagara sobre el tema: “¿Fue un error del Gobierno fijar un plazo de sólo 45 días hábiles para que la autoridad de aplicación se expida sobre la solicitud de adhesión de los proyectos?”.
“Se trata de un plazo demasiado ambicioso”, respondió Royon, pero el espíritu del RIGI es aprobar la ejecución de proyectos que efectivamente se construyan. “No todo lo que se presenta tiene que ser aprobado sin observaciones”, opinó.
Herramienta clave
Resulta imprescindible, acotó Facundo Huidobro, conocer cómo son los procesos de aprobación de las iniciativas mineras en el país. “Nuestra minería está absolutamente basada en la exploración. De ahí surge la necesidad de ser muy dinámicos en la etapa inicial de los proyectos. Hay que considerar que la mayor parte de las empresas mineras están cotizando en la bolsa y necesitan una respuesta rápida de sus accionistas para saber si perforan o se retiran”, argumentó el gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera, quien comparte una mirada favorable sobre el RIGI.
Es posible, intervino Enrique Gatti Rappalini, que 45 días sea un plazo muy reducido para incluir o no a una iniciativa minera en un programa de incentivos, ya que los proyectos suelen tener una estructuración de financiamiento compleja, al depender del arribo de millonarios capitales extranjeros. “De todos modos, no hay dudas de que el RIGI se ha convertido para la minería en una herramienta importantísima, sobre todo por la posibilidad de disponer libremente de los dólares, más allá de los diversos beneficios fiscales implicados, incluyendo las facilidades de pago del Impuesto al Valor Adquirido (IVA)”, indicó el presidente de Cerámica Alberdi, empresa que está llevando adelante el proyecto PSJ Cobre Mendocino.
Confianza empresarial
No es la primera ocasión, remarcó Krakowiak, en la que se ofrecen garantías a los inversores de la industria extractiva local. “Con la Ley de Inversiones Mineras o el caso Chevron-YPF, por ejemplo, el Estado incumplió sus promesas. ¿Por qué esta vez sería diferente?”, cuestionó.
De acuerdo con Gatti Rappalini, en esta oportunidad el contexto es mucho más favorable para el desempeño del sector. “Confiamos en el RIGI porque la minería será uno de los cuatro vectores de desarrollo de la Argentina, junto con la industria de Oil & Gas, el conocimiento y la tecnología, y el campo”, justificó el empresario.
En esa misma senda, Huidobro detalló que en los últimos 10 años prácticamente no se registraron descubrimientos de cobre significativos a nivel mundial. “Lo que hoy estamos viendo es un gap en el mercado que en el futuro los proyectos argentinos podrán aprovechar”, vaticinó.
No es realmente que el Estado alguna vez haya incumplido sus garantías por no querer cumplir, aclaró Royon, sino por no poder hacerlo. “El problema de la falta de dólares es recurrente. Pero hoy con Vaca Muerta eso está cambiando, además de que la sociedad entendió que no se puede vivir con déficit permanente. Hay que aprovechar este contexto lo antes posible”, expuso.
Almendras y cianuro
En este escenario, destacó Gatti Rappalini, PSJ Cobre Mendocino podría convertirse en el primer emprendimiento que vuelva a producir el metal rojo en la Argentina gracias a sus ventajosas características: posee un tamaño mediano, demanda una inversión de entre 500 y 600 millones de dólares, y su ubicación a sólo 2.200 metros sobre el nivel del mar admite operar los 365 días del año. “Es mucho más viable avanzar con esta iniciativa que con otras tasadas por encima de los u$s 2.000 millones. Estamos en el proceso de obtención de financiamiento. Nos viene yendo bien. Vamos a usar una técnica de flotación de sulfuros, sin recurrir a ninguna sustancia prohibida en Mendoza. Creemos que podemos construir el proyecto en un plazo de entre 18 y 24 meses”, adelantó.
Un proyecto cuprífero emblemático para Salta como Taca Taca, apuntó Huidobro, representa una inversión muy alta y tiene márgenes de rentabilidad limitados, por lo que cualquier intervención del Estado en lo tributario puede causar mucho daño. “A eso debe sumarse el desafío que representa la falta de infraestructura, tanto energética como logística. Y todo lo que tiene que ver con la capacitación de recursos humanos y la permisología”, especificó.
En cuanto a la cuestión ambiental, a pedido de Royon el directivo de Mansfield Minera recordó una anécdota pintoresca. “Una vez, cuando estábamos empezando a hablarle a la comunidad de San Antonio de los Cobres sobre no temerle al proceso de lixiviación para producir oro, hice entrega de unas bolistas con almendras. Mientras todos los presentes las comían, les conté que íbamos a usar una solución cianurada en nuestro proyecto, pero que la cantidad de cianuro implicada era menor que la que estaban consumiendo”, comparó.
Lejos de aquietarse, el debate se intensificó con Krakowiak poniendo el foco en la resistencia social que han despertado algunos proyectos y en la desconfianza que suscitan las autoridades regulatorias en algunos puntos del país. Para saber cómo prosiguió la charla, pueden visitar el siguiente link.
La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), uno de los principales actores del sector energético de República Dominicana, continúa consolidando su papel en la transición hacia una matriz energética más limpia, con una estrategia clara de expansión en generación renovable.
En línea con su meta de alcanzar 1,000 MW instalados en energías limpias al 2030, la compañía refuerza su cartera de proyectos para competir en las próximas licitaciones convocadas por distribuidoras dominicanas y atender la creciente demanda del mercado industrial por contratos sostenibles.
Desde 2020, EGE Haina ejecuta un ambicioso plan de crecimiento en renovables que ya suma 466 MW instalados, de los cuales 175 MW corresponden a energía eólica y el resto a solar. A este avance se suma la obtención de permisos y concesiones provisionales y definitivas para otros 625 MW, actualmente en trámite ante la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Rosina Hernández, directora de mercado eléctrico de EGE Haina, explicó que estos 625 MW se distribuyen entre 300 MW de energía eólica y 325 MW de solar. “Me gustaría que nos enfocáramos en los proyectos de Esperanza Solar y Esperanza Eólico que se están ejecutando en la zona norte del país”, señaló durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).
Se trata del primer proyecto híbrido solar-eólico que se construye en República Dominicana, con 90 MW ya en funcionamiento bajo el parque Esperanza Solar 1. A este se sumará el parque eólico Esperanza Eólico de 50 MW, actualmente en construcción y cuya entrada en operación está prevista para el segundo semestre de 2026. Este esquema se completará con un segundo parque solar de 60 MW, también programado para comenzar operaciones en ese mismo periodo.
Consultada sobre el esquema bajo el cual se prevé la contratación de estos nuevos proyectos, Hernández adelantó que la empresa está atenta a las próximas convocatorias oficiales. “El ministro de Energía ha anunciado que durante los próximos meses va a haber una licitación para proyectos renovables. Estamos con concesiones ya listas para poder participar en este proceso de licitación y esperamos poder resultar ganadores”, afirmó, y consideró: “entendemos que tenemos ofertas competitivas para obtener contratos de largo plazo”.
Además de preparar propuestas para competir en las licitaciones con las empresas distribuidoras, EGE Haina también busca consolidar contratos con grandes usuarios del sector industrial. “Estamos también haciendo ofertas de contratos de mediano y largo plazo para este tipo de usuarios y hemos sido bastante exitosos”.
“Hemos notado que dentro del sector industrial de la República Dominicana hay un gran apetito con parte de clientes para tener contratos también de mediano y largo plazo con energía renovable que les permita cumplir con sus cuotas de sostenibilidad, todo el mundo está ahora abocado a ello”, comentó Hernández.
Actualmente, toda la energía renovable que produce EGE Haina ya se encuentra contratada, ya sea con distribuidoras o con usuarios no regulados. Esta posición refuerza la competitividad de la empresa en el mercado y la prepara para capitalizar nuevas oportunidades de crecimiento.
EGE Haina continúa avanzando con paso firme en la diversificación y modernización del parque de generación eléctrica de República Dominicana, integrando soluciones innovadoras como la hibridación tecnológica y aprovechando la riqueza de recursos renovables del país. El enfoque está puesto tanto en las licitaciones públicas como en acuerdos con usuarios no regulados que, además de ser económicamente viables, permiten contribuir activamente con los compromisos ambientales de sus clientes y del país.
El sector brasileño está a la expectativa de la publicación de la regulación de sistemas de baterías y ordenanza normativa para la primera subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”.
Desde la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) siguen de cerca la definición de esos puntos y trabajan en una serie de frentes prioritarios a lo largo del 2025, a fin de que avance la implementación de sistemas BESS en el país.
“Algo de regulación tiene que salir este año. La regulación la estábamos esperando para este mes, pero se retrasará un poco más. Esperábamos las definiciones básicas de cara a la subasta LRCAP Almacenamiento”, sostuvo Markus Vlasits, presidente del Consejo Asesor de ABSAE, en diálogo con Energía Estratégica.
La expectativa es alta y los tiempos apremian. La definición pendiente es estructural: si las baterías serán consideradas generadores de energía, activos sui generis o alguna otra categoría regulatoria. “Queremos tener la confirmación de cuál es el tipo de otorgamiento que tendremos”, planteó el ejecutivo.
Desde ABSAE consideran que lo más probable —y conveniente— es que se las trate como generadores, y que lo más pronto posible se definan reglas para el acceso a la red, tarifas, montaje, multiplicidad de uso y acoplamiento a unidades consumidoras o centrales generadoras.
“Sería ideal que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) publique una resolución normativa donde defina todo lo mencionado. En el primer horizonte, la estábamos esperando para mayo, aunque se retrasará y hay dos alternativas: que ANEEL brinde una resolución dentro de un plazo relativamente corto, o que el tema sea abrazado por el Poder Legislativo y virar en materia de ley”, apuntó Vlasits
“Un segundo horizonte serían los modelos de negocios un poco más elaborados, como las plantas virtuales, inclusión de baterías en programas de respuesta de demanda. Todo el mundo ya vio que sería en un segundo paso, tal vez finales de este año o al inicio de 2026”, agregó.
En paralelo existe una medida provisoria firmada por el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que busca abrir camino por la vía legislativa. Su plazo de vigencia es de 120 días, y durante ese período podría consolidarse un marco legal que incluya muchas de las reivindicaciones históricas del sector.
La subasta de almacenamiento: expectativas, plazos y dudas
La atención del sector también está centrada en la subasta “LRCAP Almacenamiento”. A más de un mes del anuncio del ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, sobre su inminente salida a finales de mayo, el mercado sigue a la espera.
La ordenanza N° 812/2024, que fue puesta en consulta pública hacia finales del año pasado, establece que el inicio del suministro deberá darse en julio de 2029, con contratos por diez años. Además, se plantea que los proyectos adjudicados deberán ofertar al menos 30 MW de potencia, con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas, según lo determine el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).
Un aspecto relevante de la subasta es que los titulares de los proyectos tendrán derecho a un ingreso fijo anual (R$/año), pagadero en cuotas mensuales. No obstante, ese ingreso podrá ser reducido en función del desempeño operativo, evaluado mes a mes.
Vlasits considera que si se contratan entre 1 y 2 GW de capacidad de almacenamiento en esta primera licitación, dentro de un total estimado de 38 GW de nueva potencia requerida hasta 2034, se trataría de un volumen adecuado. “Nos parece perfectamente adecuado”, afirmó.
También espera que estos proyectos puedan acogerse al Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI), siempre que las baterías sean categorizadas como generadoras. “Desde ABSAE consideramos que sí tienen derecho y hace total sentido”, ratificó.
Además la asociación mantiene activos otros frentes prioritarios de trabajo vinculados a la electrificación y uso de de los sistemas aislados, que hoy dependen de generación diésel de alto costo, considerando que para septiembre está prevista subasta que por primera vez permitirá contratar soluciones híbridas, obligando a que al menos el 22% de la energía ofertada sea renovable.
Y de igual modo, ABSAE pone énfasis en el almacenamiento como pilar de la generación distribuida, considerando que Brasil ya cuenta con cerca de 40 GW instalados, en su mayoría sistemas fotovoltaicos de baja tensión.
En abril, la balanza comercial energética de Argentina registró un saldo positivo de 573 millones de dólares y alcanzó los 2.684 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año gracias al crecimiento sostenido de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta, destacó la Secretaría de Energía.
Durante el mes pasado, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los 851 millones de dólares, mientras que las importaciones se ubicaron en 278 millones. Este desempeño permitió un saldo comercial positivo y reafirma el rol del sector como generador de divisas para el país.
En este sentido, la producción no convencional en Vaca Muerta fue determinante. La producción de petróleo alcanzó los 442,2 mil barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 21,7%. En tanto, la producción de gas natural llegó a los 69,3 millones de metros cúbicos por día, con un crecimiento del 7,3% en comparación con abril del año anterior.
A su vez, en la producción global de abril, el petróleo alcanzó los 739,7 miles de barriles diarios, mientras que la producción de gas fue de 136,7 millones de metros cúbicos por día.
Estos resultados reflejan el dinamismo de Vaca Muerta y su impacto positivo en el conjunto del sistema energético argentino. Al mismo tiempo, consolidan el momento favorable que atraviesa el sector, que continúa ampliando su capacidad productiva, fortaleciendo su perfil exportador y contribuyendo al desarrollo económico del país, señaló la S.E.
La demanda de energía eléctrica en abril último resultó en una baja de -1,8 % interanual, alcanzando los 9.823,1 GWh a nivel nacional, el consumo más bajo para el mes de abril desde 2021.
En la sumatoria del primer cuatrimestre la demanda promedio país acumula una leve suba de 0,2 por ciento. Por su parte, las distribuidoras de electricidad por redes que operan en Capital y GBA tuvieron un descenso de -0,7 % en el cuarto mes del año. Cayeron los consumos residenciales y comerciales, mientras aumentaron los industriales a nivel nacional, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.
LOS DATOS DE ABRIL 2025
En abril de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 9.823,1 GWh mientras que en el mismo mes del año anterior había sido de 10.000,2 GWh1. La comparación interanual evidencia entonces un descenso de -1,8 por ciento.
En abril, se registró un descenso intermensual del -15,7 % comparado con marzo, cuando había alcanzado los 11.652,2 GWh (abril tuvo 1 día menos). No obstante, es el consumo nominal más bajo desde 2021, cuando había alcanzado los 9.812,4 GWh, durante la segunda ola de la pandemia de COVID-19.
Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°.
En cuanto a la demanda residencial de abril, representó el 41 % del total país, con una caída de -5,7 %, respecto al mismo mes del año anterior. La demanda de electricidad a nivel comercial descendió -1,1 %, siendo el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 30 % del total, con una suba en el mes del orden del 3,2 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido abril de 2025): 5 meses de baja (junio de 2024, -7 %; septiembre, -6,6 %; diciembre -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; y abril de 2025, -1,8 %), y 7 meses de suba (mayo de 2024, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; y febrero de 2025, 0,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba de 0,8 por ciento.
CONSUMO MENSUAL REGIONAL
En cuanto al consumo de electricidad por provincia, en abril fueron 18 las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Formosa (-28 %), Chaco (-21 %), Corrientes (-19 %), Misiones (-10 %), San Juan (-6 %), Jujuy (-5 %), Mendoza (-5 %), Salta (-4 %), Tucumán (-4 %), Santa Fe (-3 %), Catamarca (-2 %), EDELAP (-2 %), San Luis (-2 %), Entre Ríos (-1 %), La Rioja (-1 ), Río Negro (-1).
Por su parte, 8 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo de energí eléctrica: Chubut (16 %), Santa Cruz (14 %), EDES (8 %), Neuquén, Córdoba y Santiago del Estero (2 %), EDEN y EDEA (1 %). En tanto, La Pampa mantuvo un consumo similar al del año anterior.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras en Capital y GBA, que demandaron el 30 % del consumo país y totalizaron un descenso conjunto de -0,7 %, los registros de CAMMESA indican que en abril EDENOR tuvo una merma de -0,5 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -0,9 por ciento.
TEMPERATURA
En cuanto a las temperaturas, el mes de abril de 2025 fue levemente menos caluroso en comparación con abril de 2024. La temperatura media fue de 18.4 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 18.7 °C, y la histórica es de 17.9 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica) ocupa el segundo lugar al superar a la generación hidráulica. En abril, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.950 GWh, lo que representa una variación del -15 % respecto al mismo mes de 2024.
Por su parte, la potencia instalada es de 43.586 MW, donde el 58 % corresponde a fuentes de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).
En abril último siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción equivalente al 52,47 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 18,90 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,70 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 19,80 % del consumo total. La importación representó el 0,10 % de la demanda satisfecha, describió Fundelec.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las nuevas instalaciones del Complejo Industrial de Plaza Huincul (Neuquén) que permitirán incrementar el procesamiento de crudo de Vaca Muerta. Hoy el 80 % del petróleo que refina la compañía proviene de sus operaciones en esa formación.
En un tiempo récord de 26 meses, se concretó la construcción de un nuevo horno y de una estabilizadora de naftas para incrementar el procesamiento de shale oil. A su vez, se instaló un nuevo compresor de gases de Topping que reducirá los costos de operación y optimizará su funcionamiento.
“El plan para mejorar la productividad y la eficiencia en todos nuestros complejos industriales está dando resultados y el complejo de Plaza Huincul es una muestra”, señaló Marín, al tiempo que destacó que los trabajos se hicieron sin ningún tipo de incidente y con los más altos estándares de seguridad.
Además, anunció que la refinería neuquina contará con su propio centro de monitoreo inteligente de última generación, al igual que el resto de los complejos industriales de YPF en el país.
Las obras de reforma que se realizaron en el Complejo son las más importante en los últimos 50 años, con una inversión aproximada de 55 millones de dólares.
El Complejo Industrial de Plaza Huincul produce nafta Súper e Infinia y gasoil Grado 2 y combustibles para aviones que se distribuyen en toda la Patagonia Norte.
Además, YPF Huincul posee la principal planta productora de metanol del país, que abastece al mercado nacional e internacional.
La energía solar atraviesa un punto de inflexión en la Argentina. Por un lado, el costo de las plantas fotovoltaicas registró una caída de forma notable impulsada principalmente por la baja global en el precio de los paneles solares. En los últimos dos años el costo total de instalación se redujo hasta un 35 % lo que volvió más accesible la adopción de esta tecnología. A su vez, el panorama energético local también cambió. Aunque el precio de la electricidad sigue siendo bajo en términos regionales, la apreciación del peso argentino y la progresiva quita de subsidios han encarecido el costo del kWh medido en dólares, situación que ya empieza a reflejarse en la estructura de costos de muchas industrias.
Frente a este escenario, desde la empresa tecnológica Huawei advierten que “ambos factores —menores costos de inversión y mayor precio relativo de la energía— configuran un escenario ideal: hoy invertir en energía solar permite un repago más rápido, con mejores indicadores financieros como TIR (Tasa Interna de Retorno) y ROI (Retorno de la Inversión)”.
En 2024, el contexto macroeconómico ayudó puesto que bajaron las tasas de interés y aparecieron líneas verdes con incentivos especiales. Pero en 2025, esa tendencia se estabilizó y los préstamos en pesos dejaron de ser tan atractivos al simularlos en el flujo de caja de proyectos solares, frenando el financiamiento a gran escala. “Frente a este nuevo escenario, empresas como MultiSolar, en alianza con Huawei, redoblan la apuesta con modelos innovadores. Uno de ellos es el PPA On Site, una solución pensada para eliminar las barreras de entrada”, aseguraron desde la compañía tecnológica.
¿Qué es un PPA On Site?
PPA proviene del acrónimo Power Purchase Agreement (Acuerdo de compra de energía). En este acuerdo, dos privados realizan un contrato en el que una parte se compromete a generar una determinada cantidad de energía, en este caso mediante una planta solar, y la otra parte se compromete a comprarla a un determinado precio.
“On site” o “en el sitio” se refiere a que la fuente de generación de energía, en este caso la planta solar, estará emplazada en el mismo punto donde se consume, o sea en el predio industrial del cliente que comprará esa energía.
En términos concretos, en este modelo MultiSolar instala una planta en las inmediaciones del cliente y este, sin hacer ninguna inversión, simplemente paga por la energía que la planta genera mes a mes a un valor (US$/kWh) convenido y durante un periodo de contrato. Al finalizar el periodo de contratación, que suele ser de 10 años, la planta pasa a ser propiedad del cliente y todo el remanente energético (mínimo 10 años más) queda a beneficio del receptor de la planta.
Se trata de un contrato privado mediante el cual la empresa instaladora MultiSolar EPC financia, construye y opera una planta solar dentro del predio de su cliente industrial. “El esquema libera al usuario de cualquier inversión inicial ya que solo abona mensualmente la energía producida, con una tarifa estable y generalmente inferior a la de la red pública, mientras el proveedor asume el mantenimiento y los riesgos técnicos. Al concluir el contrato, la planta se transfiere sin costo adicional al cliente, de modo que la energía generada durante el resto de su vida útil se traduce en ahorro directo y refuerza tanto la competitividad como la reputación ambiental de la empresa”, detallaron desde Huawei.
Beneficios
Uno de los grandes atractivos del modelo PPA es que traslada el riesgo operativo de la planta al proveedor. Tomando como ejemplo a una metalúrgica pequeña o mediana: su experiencia está en los materiales, los tratamientos térmicos y el mecanizado CNC, no en la gestión de una planta solar. Para sus dueños o gerentes, la incertidumbre técnica sobre la operación y el mantenimiento puede ser una de las principales barreras a la hora de instalar paneles fotovoltaicos. “Con el PPA esa preocupación se diluye. Como el ingreso del proveedor depende directamente del desempeño de la planta es él quien debe garantizar que los períodos fuera de servicio sean mínimos. Si la instalación falla, el cliente vuelve a comprar energía a la distribuidora y la rentabilidad del proveedor se ve afectada. El operador, por lo tanto, tiene un incentivo económico directo para garantizar un funcionamiento continuo y elegir la tecnología más confiable”, aseguraron desde la compañía.
En el caso de MultiSolar, las instalaciones bajo este esquema se diseñan exclusivamente con inversores Huawei, una marca que ofrece presencia local, servicio posventa y un ecosistema de monitoreo avanzado que facilita el mantenimiento predictivo y la detección temprana de fallas.
En otro paso en materia de innovación y digitalización para negocios de transporte terrestre de cargas nacionales e internacionales, TB Cargo presentó su nueva APP.
El camino de innovación recorrido por la empresa, que opera regionalmente en 7 países de Latinoamérica y España, fue proyectado en búsqueda de la excelencia operacional y la mejor experiencia para todos sus clientes, a través de la implementación de portales Intranet y QHSE, SAP como sistema de gestión y gerenciamiento de inventarios, soluciones de ingeniería para Proyectos, y la automatización de procesos y telemetría para las industrias de Petróleo, Gas y Minería.
Con su nueva APP TB Cargo entre otros beneficios brindará:
● Mayor control y visibilidad garantizando seguimiento en tiempo real de la ruta del transporte.
● Significativos ahorros en tiempos de gestión con la automatización de procesos y reducción de tareas administrativas y llamadas.
● Mejor atención para el cliente al ofrecer actualizaciones constantes que garantizan una mejor experiencia.
● Mayor seguridad de la carga y los choferes proporcionando información exacta y conexión directa a la posición de los vehículos.
● Protección del medioambiente reduciendo el impacto de la huella de carbono.
“Desarrollar un software propio nos da la flexibilidad de adaptar y añadir funcionalidades que se ajusten a las necesidades de nuestros clientes y sus proyectos. Nuestro enfoque siempre ha estado en añadir valor con un fuerte énfasis en la innovación”, destacó Lisandro Garmendia, Presidente del grupo TB Cargo.
APP TB Cargo, una solución logística en la mano de todos los usuarios de transporte terrestre nacional e internacional, disponible en Apple Store y Google Play.
TB Cargo presentó su nueva APP que tiene como objetivo lograr un mayor control, visibilidad y generar ahorros significativos en tiempos de gestión, en línea con su meta de dar pasos en materia de innovación y digitalización para negocios de transporte terrestre de cargas nacionales e internacionales. Se trata de una nueva solución logística que estará a mano de todos los usuarios de tranpsorte terrestre nacional en internacional, disponible en Apple Store y Google Play.
“El camino de innovación recorrido por la empresa, que en la actualidad opera regionalmente en siete países de Latinoamérica y España, fue proyectado organizativamente en búsqueda de la excelencia operacional y la mejor experiencia para todos sus clientes, a través de la implementación de portales Intranet y QHSE, SAP como sistema de gestión y gerenciamiento de inventarios, soluciones de ingeniería para Proyectos y la automatización de procesos y telemetría para las industrias de Petróleo, Gas y Minería”, destacaron desde la firma.
“Desarrollar un software propio nos da la flexibilidad de adaptar y añadir funcionalidades que se ajusten a las necesidades de nuestros clientes y sus proyectos. Nuestro enfoque siempre ha estado en añadir valor con un fuerte énfasis en la innovación”, destacó Lisandro Garmendia, presidente del grupo TB Cargo.
Closeup of a man using a mobile phone
Impacto
Mediante su nueva APP TB Cargo brindará los siguientes beneficios:
Mayor control y visibilidad garantizando seguimiento en tiempo real de la ruta del transporte.
Significativos ahorros en tiempos de gestión con la automatización de procesos y reducción de tareas administrativas y llamadas.
Mejor atención para el cliente al ofrecer actualizaciones constantes que garantizan una mejor experiencia.
Mayor seguridad de la carga y los choferes proporcionando información exacta y conexión directa a la posición de los vehículos.
Protección del medioambiente reduciendo el impacto de la huella de carbono.
En plena zona de Vaca Muerta, el mega yacimiento petrolero ubicado en la provincia Neuquén, se registró hoy un nuevo sismo. Se verificó unos 35 kilómetros al norte de la localidad neuquina de Añelo, donde habitan la mayoría de los operarios que trabajan en las perforaciones de fracking.
El sismo fue confirmado por el Instituto Nacional de Prevención Sísmica (INPRES). El temblor tuvo una magnitud baja, de 2,5 en la escala de Richter, y se produjo a una profundidad de 10 kilómetros.
El epicentro se localizó a 4 kilómetros de un equipo de fractura hidráulica (fracking) operado por YPF en el área conocida como Aguada del Chañar. Fue a la 01:59, según el informe del INPRES, 101 km al norte de Neuquén y 135 km al noroeste de Roca, Río Negro.
Con este, ya son 14 los sismos registrados en Añelo, el corazón de Vaca Muerta este año.
En abril, un sismo de magnitud 3.5 en la escala de Richter se registró en la localidad de Añelo.bEl movimiento fue confirmado por el INPRES, y se produjo también a una profundidad de 10 kilómetros.
El epicentro fue localizado a 102 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén, 443 kilómetros al sudoeste de Santa Rosa (La Pampa) y 80 kilómetros al noreste de Cutral Co.
Especialistas explicaron que si bien es habitual que se registren movimientos menores, especialmente en zonas como Sauzal Bonito, con magnitudes cercanas a 2.5, en febrero último esa misma localidad fue sacudida por un sismo de 3.9, el más fuerte del año hasta ahora.
La compañía inicia una experiencia piloto en Estación Fernández Oro para aprovechar pozos agotados como reservorios energéticos. El proyecto apunta a optimizar la producción según los ciclos de consumo y precios. Quintana Energy avanza con un plan de almacenamiento subterráneo de gas natural en el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), ubicado en la provincia de Río Negro. El proyecto comenzará con una prueba piloto en los próximos meses y podría tener un fuerte impacto en las estrategias de recuperación de yacimientos. El modelo se basa en inyecta gas en verano, cuando los precios son bajos, para reprocesarlo y venderlo durante […]
En un evento que convocó a más de 70 representantes de empresas e instituciones mendocinas, el pasado jueves 22 de mayo se realizó un encuentro empresarial en el espacio cultural Le Parc, en Guaymallén, con el objetivo de compartir herramientas, oportunidades y experiencias que fortalezcan el desarrollo productivo y sostenible de la región. La actividad, organizada por Aconcagua Energía, contó con la participación del director de Hidrocarburos de Mendoza, ejecutivos del grupo energético, referentes del Consejo Federal de Inversiones (CFI), autoridades de cámaras empresariales como CAMESPE, y representantes del ámbito público y privado. Durante la jornada se abordaron temas clave […]
En abril, la balanza comercial energética de Argentina registró un saldo positivo de 573 millones de dólares y alcanzó los 2.684 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año gracias al crecimiento sostenido de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Durante el mes pasado, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los 851 millones de dólares, mientras que las importaciones se ubicaron en 278 millones. Este desempeño permitió un saldo comercial positivo y reafirma el rol del sector como generador de divisas para el país. En este sentido, la producción no convencional en Vaca Muerta fue determinante. La […]
En el contexto del megaproyecto de Vaca Muerta Sur, la Secretaría de Trabajo de Río Negro informó sobre la búsqueda laboral de soldadores especializados para Sierra Grande. Lee también: Descontrol total y amenazas con cuchillos tras una pelea entre mujeres Deben saber sobre el Proceso SMAW en 2G, 3G y 4G, y sobre el Proceso FCAW en 2G, en 3G y en 4G. Requisitos: enviar CV con documentación incluida en un solo PDF, copia del DNI en ambos lados, carnet del IERIC, y contar con domicilio en Río Negro. Hay que enviar CV a ser@trabajo.rionegro.gov.ar El jueves pasado la Legislatura […]
Con el arribo de cargas estratégicas vinculadas a Vaca Muerta Sur, el puerto de Madryn fortalece su posición como nodo logístico clave. La combinación de infraestructura, conectividad y tejido industrial posiciona a la ciudad como punto de referencia para proyectos energéticos, marítimos e industriales. El titular de la Administración Portuaria de Puerto Madryn, Diego Pérez, confirmó que la ciudad ya recibió el primer embarque de tanques vinculados al oleoducto Vaca Muerta Sur, como parte del proyecto energético Punta Colorada. El arribo, gestionado entre el sector privado, el puerto y el gobierno desde 2023, implicó acuerdos tarifarios con estibadores, sindicatos y […]
La Justicia ordenó medidas urgentes por un derrame en un pozo petrolero en Salta. La fiscal de Pichanal pidió acciones para proteger a la población y el ambiente. La Justicia resolvió aplicar medidas cautelares tras los derrames registrados en el pozo Lomas de Olmedo x-10, operado por la empresa Presidente Petroleum S.A., en el norte de Salta. La audiencia se realizó este martes, con la participación de la fiscal penal de Pichanal, María Sofía Fuentes, quien impulsó las acciones en defensa del ambiente y la población local. El encuentro se llevó a cabo en el marco del Plan Piloto de […]
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro encabezó la primera reunión de Comisión de Enlace Técnico con la empresa Vista Energy, en el marco del seguimiento de las concesiones prorrogadas en las áreas 25 de Mayo-Medanito SE, Entre Lomas y Jagüel de los Machos. Las tres áreas representan el 21% de la producción de petróleo y el 14% del gas de la provincia. Participaron del encuentro equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos, de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, y del Departamento Provincial de Aguas, en representación del Estado provincial. Los tres son los organismos responsables de velar […]
La minera Newmont financió mejoras clave en la terminal aérea. En una década, el tráfico de pasajeros creció más del 300%. El caso expone cómo la infraestructura regional se articula con la inversión privada en sectores estratégicos. En medio del debate sobre el papel de las provincias en el desarrollo económico nacional, el aeropuerto de Perito Moreno, en Santa Cruz, se consolida como un nodo clave para la logística minera y el turismo en el norte de la provincia. Con apoyo financiero de la minera Newmont, la terminal registró en los últimos años un crecimiento sostenido tanto en vuelos como […]
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático supervisó el monitoreo de emisiones gaseosas en la locación PAD Confluencia Sur oeste (CSO), en cumplimiento de los requisitos ambientales vigentes para pozos no convencionales.
Con el objetivo de garantizar el cumplimiento de las exigencias ambientales establecidas por resolución aprobatoria, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático fiscalizó el monitoreo de gases en el yacimiento Confluencia Sur Oeste, donde se están perforando los primeros pozos no convencionales de Río Negro. Esta actividad se enmarca en los controles requeridos por normativa, con el fin de acompañar el desarrollo energético con responsabilidad ambiental.
La inspección se llevó a cabo específicamente durante la etapa de fluido base oil del pozo PET.RN.COs.x5 (H), donde se encontraba en proceso la cementación de la cañería intermedia I.
Para el monitoreo, la empresa Induser instaló receptores en dos puntos estratégicos de la locación, los cuales permanecieron activos durante un período de 24 horas. Posteriormente, las muestras recolectadas serán analizadas en gabinete con el fin de determinar la presencia y niveles de compuestos gaseosos en el área operativa.
Estas tareas forman parte de las acciones de control y fiscalización que impulsa el Gobierno de Río Negro para acompañar el desarrollo energético de la provincia, asegurando la protección del ambiente y el cumplimiento de las normativas vigentes.
Desde el sector empresarial señalaron la importancia del acceso al crédito, así como la capacitación de empresarios y emprendedores para el desarrollo del sector de oferentes. La provincia de La Rioja fue destacada por la Cámara de Proveedores Mineros, quienes tras la edición 2025 de Arminera en Buenos Aires, señalaron la importancia del acceso al crédito, como la capacitación de empresarios y emprendedores para el desarrollo del sector de proveedores. En ese marco, señaló como positiva la participación de la provincia en la exposición minera internacional, y consideró que el desarrollo de la actividad minera en la región tendrá un […]
Gracias a los fondos que la Provincia transfiere a los municipios por la prórroga de concesiones hidrocarburíferas, Campo Grande pondrá en marcha la construcción de un centro comunitario, además de adquirir herramientas y equipamiento nuevo para mejorar los servicios que se ofrecen a la comunidad. El convenio fue rubricado por el Gobernador Alberto Weretilneck y el Intendente Daniel Hernández, en el marco de una política que garantiza la distribución equitativa de los recursos del bono petrolero entre todos los municipios y comisiones de fomento. La iniciativa busca fomentar el desarrollo local mediante obras de infraestructura y equipamiento con impacto directo […]
Con un amplio respaldo político, se consolidó un paso clave hacia el desarrollo energético y productivo de Río Negro: la aprobación del acuerdo por Vaca Muerta Sur. “Estamos sentando las bases de una nueva etapa para la provincia”, afirmó la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini.
La Legislatura de Río Negro aprobó con más de dos tercios de los votos el acuerdo que sella la participación de la provincia en el proyecto Vaca Muerta Sur, destinado a posicionar a Río Negro como un actor central en la exportación de petróleo.
Confini celebró la aprobación y destacó la amplitud del respaldo legislativo: “Estamos mostrando que más allá de la estabilidad fiscal y jurídica que contempla este acuerdo, Río Negro también tiene estabilidad política. Más de dos terceras partes de la Legislatura apoyaron este proyecto que es tan importante para todos los rionegrinos y rionegrinas”.
Además, Confini subrayó el impacto a largo plazo de esta iniciativa: “Esto es el inicio del desarrollo de una nueva actividad productiva dentro del portafolio diversificado de la provincia. No solo permitirá exportar petróleo, sino que sienta las condiciones para la futura exportación de GNL”.
En cuanto al destino de los fondos que ingresen a la provincia, la funcionaria provincial aclaró que será definido por el gobernador Weretilneck, pero estarán orientados exclusivamente a infraestructura y desarrollo: “Quedó claro que no se utilizarán para gastos corrientes”.
En lo que respecta a la dimensión social del proyecto, Confini enfatizó que “todos queremos que nuestros hijos elijan quedarse en Río Negro y tengan oportunidades para hacerlo. Este desarrollo va a requerir mano de obra especializada, por eso ya estamos trabajando con INVAP, universidades y fundaciones para capacitar a nuestros jóvenes y proteger el ambiente”.
Por otro lado, en materia de monitoreo ambiental, Confini anunció la creación de una comisión que supervisará las actividades en el golfo y las áreas naturales protegidas. “La Universidad del Comahue está elaborando la línea base ambiental, que será nuestro punto de partida para un control constante y riguroso”, detalló.
Por último, hizo hincapié en el compromiso con la sostenibilidad: “Como dice el Gobernador, no hay ningún proyecto que valga tanto como para poner en riesgo el ambiente. Primero el ambiente, el bienestar de los rionegrinos y rionegrinas y después el proyecto”.
El gobernador Rolando Figueroa participó este martes de la inauguración formal de la sala municipal de elaboración de alimentos “La Celina”. Durante la jornada, el gobernador destacó el rol del Estado para acompañar a los actores de la economía neuquina y llamó a integrar los hidrocarburos con la producción de alimentos. La sala que cuenta con la habilitación municipal permitirá a los pequeños productores colocar sus productos en el mercado con mayor facilidad.
El mandatario defendió un modelo de provincia donde conviven la industria hidrocarburífera, la producción agroalimentaria y también el turismo. “Es una gran oportunidad para poder integrarnos, para poder convivir y para poder potenciarnos y hacer un win-win”, agregó.
Figueroa pidió desarrollar proyectos gastronómicos en las chacras, a partir de replicar experiencias exitosas con un Estado presente que acompañe y recordó, además, que el Mercado Concentrador “va a tener un impulso nuevo, hay un centro logístico que también se está desarrollando”.
“El Estado tiene que intervenir, mejorar el punto de partida, entonces tiene que generar las condiciones para que todos puedan partir desde un mismo lugar, y ahí tiene que estar promocionando. No podemos negar que es fundamental la presencia del Estado en la provincia de Neuquén”, completó Figueroa.
Por su parte, Cimolai resaltó la importancia de poner en pie este eslabón para quienes se dedican a la elaboración de agroalimentos en Centenario y en la región y reforzó que “estamos generando oportunidades, puestos de trabajo, nos estamos haciendo conocer y sobre todas las cosas estamos defendiendo la Neuquinidad. Producción es sinónimo de Neuquinidad. Creo que hoy Centenario es con Vista Alegre, con San Patricio del Chañar, uno de esos lugares con mucho potencial para poder explotar desde el área productiva”.
La Sala de Elaboración es un espacio clave en el desarrollo económico y social de Centenario, y fue construida con fondos provinciales e importantes donaciones de la empresa Panamerican Energy (PAE).
Su nombre es un homenaje a Celina Cichero, pionera del desarrollo rural en los años 60, cuya lucha por la equidad, el acceso al agua y la organización popular marcó un antes y después en Neuquén.
De las actividades participaron junto al gobernador y el intendente, los ministros Jefe de Gabinete Juan Luis “Pepé” Ousset, de Desarrollo Humano, Gobiernos Locales y Mujeres, Julieta Corroza; de Economía y Producción, Guillermo Koenig, los subsecretarios de Producción, Marcelo Zùñiga; de Turismo, Silvana Cerda, la diputada Nacional y Presidenta de la UPEFE,Tanya Bertoldi,el intendente de Vista Alegre, José Assad, el degado regional Confluencia, Jorge Jamut y el gerente de Relaciones institucionales de PAE, Nicolás Fernandez Arroyo.
Ante el desafío de reducción de costos en Vaca Muerta, Tecpetrol lleva adelante un proceso de mejora y optimización continua de sus operaciones de perforación y fractura, las cuales se impulsan desde el Real Time Operation Center (RTOC) montado a cientos de kilómetros en la torre corporativa de la compañía, en la Ciudad de Buenos Aires.
La necesidad de reducir costos unitarios y lograr un lifting cost competitivo en los proyectos de gas y petróleo no convencional está revelando un “salto tecnológico” que permite avances significativos en eficiencia, pero también un cambio cultural profundo.
La sala de control que pudo recorrer EconoJournal, en el piso 22 de la Torre Techint en Retiro, es el centro neurálgico de esa transformación, desde donde se monitorean en tiempo real la perforación, terminación, workover y pulling de todos los pozos operados por Tecpetrol en América Latina, es decir las distintas locaciones en la Argentina como en Bolivia, Perú, Colombia, Ecuador y México. Esto le permite a la compañía la centralización de las operaciones y la gestión de datos.
Como parte de un grupo industrial, la petrolera aplica una “lógica de fábrica” al desarrollo de pozos con la optimización continua, automatización y estandarización de procesos. Los equipos que se monitorean tienen más de 350 actividades definidas, y entre las operaciones que se siguen se cuentan los procesos de entubación de casing, el coiled tubing, la navegación direccional, la cementación, la fractura, el registro wire line y la seguridad del pozo.
Tecpetrol implementa herramientas de inteligencia artificial para optimizar sus operaciones, entre las cuales las principales aplicaciones son los sistemas de automatización de procesos que, mediante técnicas de machine learning que calculan los parámetros óptimos para una perforación eficiente. En cambio, toda la etapa final de control y monitoreo de producción se lleva a cabo en salas montadas en cada una de las locaciones en las que opera la compañía.
En la sala, por ejemplo, se lleva adelante el proceso basado en software de reciente implementación que optimiza la orientación de la herramienta de perforación en ramas horizontales de más de 3.500 metros y que permite el envío automático de comandos para ajustar parámetros operativos clave, como la presión diferencial y el caudal.
En números, la sala es operada por 6 personas por turno en un régimen de 12 horas por día, demandó US$ 2 millones de inversión en obra, software y hardware, cuenta con soporte de ingeniería 24×7, procesa 3 millones de datos por hora, cuenta con 55 alarmas operativas, con el aporte de 7 softwares de ingeniería, 196 sensores en cada equipo de perforación y 406 variables a monitorear y puede monitorear 10 pozos en simultáneo.
El equipo de trabajo estándar que ocupa la sala en dos turnos de 12 horas está integrado por un Ingeniero de Sala, un Company Representative con experiencia en campo, un Especialista en Geonavegación, un Especialista en Direccional, un Ingeniero de Fractura, y un ingeniero de workover y pulling.
Un nuevo paradigma de producción
Desde la sala de control no solo se monitorea sino que también se aplican tecnologías, se envían comandos y se operan directamente los taladros. Este cambio implicó una transformación cultural significativa en la industria porque históricamente, el «Company Man» era la máxima autoridad. Sin embargo, la centralización del conocimiento en la sala de control y toda la información procesada con inteligencia artificial, modificó el paradigma.
Este «salto tecnológico» se ve reflejado en la incorporación de taladros con software avanzado y aplicaciones que permiten la automatización de procesos. «Ya venimos de mejorar muchísimo la eficiencia de tiempo en la perforación y en la completación de pozos«, afirmó uno de los especialistas, al recordar que de perforar un pozo en 32 días, Tecpetrol logró reducir el tiempo a 18 días, un avance que se vuelve más desafiante a medida que se optimiza la curva de rendimiento, pero que no detiene la búsqueda de nuevas mejoras.
La clave de este progreso radica en la confiabilidad, repetitividad y seguridad que estas nuevas tecnologías aportan, con lo que se logran los objetivos de “ya no solo ganar tiempo en días, sino ganar eficiencia y reducir costos.».
Un ejemplo concreto de esta innovación es la perforación direccional en Vaca Muerta. Tradicionalmente, esta se realizaba con un motor de fondo, donde el taladro se mantenía quieto y el trépano avanzaba por la acción del fluido. Sin embargo, este método presentaba limitaciones en pozos de mayor longitud. La alternativa es el sistema de rotación direccional (RSS, por sus siglas en inglés), que permite perforar rotando la cañería, lo que reduce la fricción y facilita pozos de hasta 3500 metros.
Pero semanas atrás, Tecpetrol logró perforar un pozo de 3500 metros con motor de fondo, utilizando la tecnología Smart Slide. Esta aplicación, impulsada por inteligencia artificial, reduce el tiempo que le tomaría a un operador direccional orientar el trépano de 20 a 25 minutos a solo segundos. Además, la incorporación del sistema Dual AgitatorZPque genera pulsos electromagnéticos evita que la cañería se adhiera al pozo, facilitando el empuje. El resultado: un pozo perforado en medio día más que con RSS, pero con un 30% de reducción en costos.
Continuous Pumping, salto en completación
La innovación no se detiene en la perforación. En la etapa de completación, Tecpetrol ha sido pionera en implementar el Continuous Pumping. Este sistema elimina la «interetapa,» el tiempo de 25 a 30 minutos que se perdía abriendo y cerrando válvulas entre fracturas de pozos.
Al no detener el bombeo y realizar la transición en vivo entre pozos, lograron reducir este tiempo a solo dos minutos. «Siempre es mejor tener la máquina prendida,» se explica en el RTOC al precisar que las paradas y arranques de bombas pueden generar fallas.
Con la automatización del Continuous Pumping, la meta es pasar de 8 a 10 etapas de fractura por día a 11 o 12, un avance notable si se considera que Vaca Muerta comenzó con apenas tres etapas diarias una década atrás.
La clave para el futuro es la reducción de costos, la eficiencia y la disminución de la tasa de fallas, todo de una manera integral, para la cual la colaboración con empresas del ámbito de la inteligencia artificial, refuerza esta visión. El camino a seguir de factory model, se afirma en Tecpetrol, ratifica un proceso industrializado donde la tecnología y la inteligencia artificial son pilares fundamentales para seguir optimizando las operaciones en Vaca Muerta.
El gobernador Rolando Figueroa visitó hoy el yacimiento Aguada Pichana Este, donde opera la empresa Total Austral, filial de TotalEnergies en la Argentina, que concretó la puesta en funcionamiento de una línea de alta tensión y la ampliación de la Estación Transformadora de Loma Campana. Las obras las realizó con la colaboración del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN).
Se trata de una nueva ampliación del sistema de transporte eléctrico en Vaca Muerta para cubrir necesidades de infraestructura y así poder acompañar el crecimiento que tiene la explotación hidrocarburífera en esa región. Desde la provincia, el EPEN se ocupó de la inspección, el seguimiento, la supervisión y la revisión de ingeniería, dando un apoyo continuo en la puesta en marcha de la obra.
Tras la puesta en servicio de todos los equipos involucrados en este proyecto, Total Austral transfirió la operación de la línea de alta tensión al EPEN, lo que implica ampliar la capacidad de transporte eléctrico y que a futuro la línea pueda ser utilizada por otras empresas operadoras en la zona.
Se realizó el tendido de la línea de alta tensión, de 132 kV y 43 kilómetros de extensión, para unir la estación transformadora con una nueva, que fue construida desde cero en las inmediaciones de la planta de Aguada Pichana Este. Esto permite conectar la planta de tratamiento de Total a la red eléctrica nacional, que será ahora abastecida con energías renovables. Además, la firma amplió la Estación Transformadora de Loma Campana, el punto de conexión a la red eléctrica nacional más cercana a sus instalaciones.
Este proyecto de electrificación requirió una inversión de 22 millones de dólares de TotalEnergies junto con sus socios. Así, la planta de Aguada Pichana Este ya opera con energía eléctrica, y una parte significativa proviene de fuentes renovables. Asimismo, este proyecto permite inyectar 13 millones de metros cúbicos de gas por año al mercado nacional.
“Esta es la forma en que tenemos que trabajar con la industria, en equipo. Una empresa pública como el EPEN junto a una de las principales productoras del mundo, en una sinergia que nos permite que ganemos todos”, indicó el gobernador Figueroa durante la puesta en marcha de la obra, “que va a permitir un mejor desarrollo de toda la Cuenca Neuquina y de manera sustentable”.
“La provincia del Neuquén, con este pensamiento de cómo debemos llegar con el gas más allá de 2050, ha recibido un premio de la Fundación Cruz Verde en los Estados Unidos, en la Fundación Gorbachov, donde marca que éste es el camino: Tenemos que producir más gas, podemos correr el horizonte, pero lo tenemos que hacer con conciencia ambiental”, manifestó.
Figueroa destacó que “hoy es un hito, es transitar este camino de la vinculación público-privada, pero también transitar el camino de la construcción de los nuevos años que se requieren en la explotación de los hidrocarburos, no sólo en Neuquén, sino también en el mundo”.
El mandatario provincial aseguró que los yacimientos no convencionales requieren “un gran esfuerzo, porque es una industria”. “No es hacer un pozo y que simplemente salga gas y petróleo”, señaló y consideró que “existe un gran mérito, pero existe un gran mérito también por lo que han realizado los neuquinos en toda su historia”.
“Para que a la Argentina le vaya bien, a Neuquén le tiene que ir bien, y para que a Neuquén le vaya bien, a cada una de las industrias que se desarrollan le tiene que ir bien”, concluyó Figueroa.
Por su parte, la Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Catherine Remy, aseguró que “la electrificación de Aguada Pichana Este representa un hito fundamental por el trabajo en equipo con la provincia del Neuquén y, a su vez, abre la puerta al abastecimiento con energía renovable de la planta”. “Esto implica más energía con menos emisiones”, agregó.
“En Total Austral estamos convencidos de la importancia de la colaboración entre los sectores públicos y privados: Nación, Provincia y las empresas”, concluyó Remy.
Desde la empresa se destacó que la electrificación de Aguada Pichana Este representa un avance clave que permitirá -en una fase siguiente- abastecer de energía limpia a otros equipos de Total Austral, como compresores e inclusive equipos de perforación, fortaleciendo así el plan de reducción de emisiones de la compañía. Para 2027, la planta de Aguada Pichana Este estará entre las más modernas de la Argentina y su intensidad de emisión será de 3,5kgCO2e/bep, casi 70% menos que antes de su electrificación.
En Camarones, estudiantes de la ESETP N.º 721 protagonizaron una jornada educativa que refleja la aplicación concreta de la Ley Provincial de Educación Financiera, Robótica e Inteligencia Artificial, sancionada en 2024 por la Legislatura del Chubut, a instancias del gobernador Ignacio “Nacho” Torres. A partir de esta norma pionera, que promueve la integración de saberes tecnológicos en el sistema educativo, se instaló un cargador solar USB de uso comunitario en el predio del gimnasio municipal, diseñado y montado por los propios alumnos en un taller técnico-práctico.
La actividad se desarrolló en el marco del programa “Más energía en el aula”, impulsado por la empresa ELSUS junto a la ESETP N.º 721, y forma parte del convenio firmado con el Ministerio de Educación de la Provincia del Chubut.
Este acuerdo contempla la implementación de proyectos educativos vinculados a energías renovables en instituciones de Camarones, Gastre, Gan Gan y Paso del Sapo, con el objetivo de fortalecer capacidades locales, integrar la transición energética al debate escolar y vincular a las comunidades con los desafíos tecnológicos del presente.
La jornada contó con la participación de Juan Carlos Guazzone y Facundo López Casares (ELSUS), Jorge Omar Álvarez (director de la institución) y Guillermo Felis, como parte del equipo técnico y pedagógico. También acompañó la diputada provincial Leticia Magaldi, impulsora de la Ley que habilita este tipo de experiencias educativas innovadoras en el territorio, y quien participó activamente de las reuniones que dieron origen al convenio.
La instalación del cargador solar no solo representa una mejora concreta en la infraestructura local, sino que simboliza la puesta en marcha de una política pública educativa que articula escuela, tecnología y territorio con mirada transformadora.
Chubut con esta ley, y sus primeras implementaciones, se posiciona entre las provincias que apuestan a una educación con proyección al futuro, orientada a la sustentabilidad y a la formación de jóvenes protagonistas del cambio.
El Gobierno de Cuba realiza ingentes esfuerzos para resolver los actuales problemas de generación eléctrica, que provocan largos y molestos apagones en todo el país caribeño, informaron funcionarios del Ministerio de Energía y Minas. “Estamos trabajando en seis unidades del sistema eléctrico nacional, que implicarían (generar) más de 500 megavatios (MW)”, expresó el director general de la Unión Eléctrica, Alfredo López, al intervenir en un programa televisivo nocturno.
Cuba vive desde hace varios meses una dura situación energética con largos cortes del suministro de electricidad que afectan la vida cotidiana y la marcha de la economía. Los apagones son el resultado de la antigüedad de las termoeléctricas, que las hace vulnerables a las averías, y de la falta de fuel-oil y diésel, por la poca disponibilidad de divisas que tiene el país para adquirir combustible en el mercado internacional por el recrudecimiento del bloqueo que aplica Estados Unidos contra Cuba.
Al valorar la situación general del sistema electroenergético nacional, López admitió: “La situación hoy es grave, es muy difícil. Hay largas horas de apagones y dificultades para rotar los circuitos, lo que tiene consecuencias muy complicadas para la población, ya que estar en apagón le complica mucho la vida”.
En Cuba hay ocho termoeléctricas con 18 bloques de generación, aunque solo 15 están disponibles, pero casi todos tienen más de tres décadas de explotación sin recibir grandes inversiones para mantenimiento.
Además, trabajan cinco centrales flotantes rentadas a Turquía, según un amplio informe de la agencia de noticias Xinhua. En los últimos meses, las autoridades cubanas trabajan a marcha forzada para aumentar la generación eléctrica a partir de parques fotovoltaicos de los que están previstos construir 92, que generarán más de 2.000 MW, de los cuales se instalarán este año unos 50, que entregarán a la red nacional la mitad de la cifra prevista.
También se construyen cuatro emplazamientos para la acumulación, de 50 MW cada uno, lo que permitirá compensar la variabilidad que provoca la generación fotovoltaica a medida que se vaya integrando al sistema. El plan establece la ejecución en cada una de las 15 provincias del país de tres o cuatro parques fotovoltaicos, que en la medida que se terminen se incorporarán al sistema de generación eléctrica.
López informó que los parques solares fotovoltaicos están generando cada día actualmente 2,5 gigavatios-hora (GWh), lo que permite reducir 2,5 horas de apagones en todo el país. “Cuba requiere cinco millones de toneladas anuales de combustible para la generación eléctrica. Cuando logremos que el 10 por ciento provenga de energía solar, estaremos ahorrando 500.000 toneladas de combustible”, aseveró al referirse a la meta prevista para fines de este año.
El funcionario calculó que ese porcentaje representa unos 300 millones de dólares anuales en ahorro de importaciones, considerando los altos precios internacionales de los combustibles. “Cada kilovatio que genera el sol es uno menos que debemos producir con combustibles fósiles”, afirmó López, quien agregó que esa transición hacia fuentes renovables no solo alivia la crisis actual, sino que sienta las bases para un sistema más estable y sostenible.
Luego anticipó: “Los parques que estamos instalando este 2025 comenzarán a mostrar su pleno impacto el próximo año”. Y subrayó la importancia de continuar expandiendo la capacidad fotovoltaica como parte de la estrategia nacional para reducir la dependencia de combustibles importados y minimizar las afectaciones a la población.
Según datos oficiales, Cuba consume unos ocho millones de toneladas de combustibles al año, de las que solo produce tres millones, por lo cual tiene que importar más del 40 % del hidrocarburo utilizado en la generación eléctrica.
Al norte del Gran Buenos Aires, en el Parque Industrial Pilar, Pampa Energía inauguró en 2017 la Central Termoeléctrica Parque Pilar, una de las centrales generadoras más modernas del parque termoeléctrico argentino. Nacida al calor de la Resolución 21/2016 que apuró la construcción de distintos proyectos para atender a una demanda eléctrica urgente, la historia de esta joven central de 100 MW de potencia eléctrica es también un motivo de orgullo para Wärtsilä, ya que Pampa Energía no solo eligió por primera vez un diseño completo de planta del gigante finés, sino que también le confió la operación y el mantenimiento del activo.
Para Wärtsilä, Parque Pilar es un ejemplo de las soluciones de generación firme y flexibles que la compañía puede ofrecer a la red eléctrica nacional para acompañar la creciente penetración de las energías renovables y su generación variable, según lo señalado por representantes de la empresa durante una recorrida de EconoJournal por la planta. También contaron que están ofreciendo su tecnología de baterías para las empresas que competirán en la licitación de almacenamiento AlmaGBA.
«Tenemos la responsabilidad de velar por las instalaciones existentes, que en Argentina son 15, más una central en Uruguay», indicó Javier Ricciarelli, Managing Director para Argentina y Uruguay de Wärtsilä.
Termoeléctrica Parque Pilar
Inaugurada en agosto de 2017, Parque Pilar en unos meses cumplirá ocho años de operación comercial. La central termoeléctrica propiedad de Pampa Energía es fundamentalmente una planta de «peaking«, es decir, que sirve para cubrir los picos de demanda eléctrica cuando la generación de base es insuficiente.
Las plantas de pico necesitan de tecnologías flexibles, capaces de arrancar y parar para complementar las variaciones en la demanda. En ese sentido, Parque Pilar cuenta con seis motores eléctricos Wärtsilä de 16,6 MW de potencia por unidad, totalizando prácticamente 100 MW, configurados para consumir tanto gas natural como fuel oil.
La planta destaca por su muy alto nivel de disponibilidad: durante el año, esta 99,7% del tiempo disponible para despachar energía si así lo demanda CAMMESA, la compañía administradora del despacho eléctrico nacional.
Parque Pilar viene registrando un promedio de 3000 horas de operación por año, lo que arroja un factor de carga de 30%. Lo usual es que genere energía al 100% de la potencia, aunque es capaz también de despachar cada motor de forma individual si CAMMESA pide menos potencia.
Los motores son técnicamente capaces de alcanzar el 100% de su potencia en 15 minutos. De hecho, los representantes de Wärtsilä recordaron que Parque Pilar fue una de las plantas con las que se ejecutó el arranque en negro del sistema interconectado nacional en el recordado apagón total del día del padre de 2019, gracias a su capacidad para comenzar a generar a plena potencia de forma rápida.
Ingreso a la sala de motores en Parque Pilar.
Además de otorgarle el diseño de planta y su construcción, Pampa Energía tercerizó a Wärtsilä la gestión de la planta, a través de un contrato de full operación y mantenimiento. “Es la primera vez que se le logra vender a Pampa una planta de la tecnología Wärtsilä y es también la primera vez que Pampa delega en un tercero la operación de un activo”, subrayó Federico Romano, gerente de Contratos de Wärtsilä.
Tecnología muy competitiva
El origen del proyecto Parque Pilar se remonta a la Resolución 21/2016, por la que el gobierno de Mauricio Macri convocó a empresas a ofertar nueva capacidad de generación térmica, en la emergencia eléctrica nacional declarada en ese entonces.
De hecho, Wärtsilä participó en siete centrales de generación térmica que fueron adjudicadas a través de esa convocatoria a distintas generadoras, incluyendo Parque Pilar y una planta gemela en Ingeniero White, ambas para Pampa. «De los siete contratos ninguno se incumplió en el plazo de entrega y con ninguno de los clientes tuvimos problemas», destacó Ignacio Aguirre, gerente de Desarrollo de Negocios de Wärtsilä.
Parque Pilar cuenta con seis motores Wärtsilä de 16 MWe cada uno.
La Resolución 21/2016 fijó precios elevados para la energía despachada por estas plantas debido a las condiciones peculiares de la convocatoria, que demandaba una entrega ultrarápida de los proyectos, pero sin garantizar un despacho continuo. Wärtsilä subraya que Parque Pilar ya estará amortizada cuando el contrato actual venza en 2027 y que, por su tecnología, será muy competitiva frente a las máquinas turbovapor existentes en el sistema argentino.
Un producto flexible para cada cliente
En Wärtsilä entienden que el valor de sus productos reside en la flexibilidad. La compañía explica que el diseño de sus motores eléctricos es inherentemente flexible: puede adaptar sus productos a los requisitos de potencia y las necesidades de cada cliente y entregarlos en los plazos estipulados gracias a su modularidad.
La minería es un rubro en donde esa flexibilidad de diseño es apreciada. Actualmente hay cuatro proyectos mineros que utilizan motores eléctricos de la empresa finesa, con tres de estos ubicados a 4000 metros o más de altitud. Son los mismos motores que en las centrales eléctricas, pero construidos con una menor potencia.
También provee sus motores eléctricos para las grandes industrias. Un ejemplo es la planta malteadora de Boortmalt en Santa Fe, en donde se utiliza cogeneración: al combustible empleado en las calderas que generan el calor para el tostado de los cereales se le da un segundo uso para impulsar un motor de 10 MW.
La empresa también ofrece otro tipo de soluciones de generación, como es el caso de baterías para almacenamiento de energía. Precisamente, la compañía esta cotizando su tecnología de baterías de litio ferro fosfato para las empresas que están interesadas en participar en la licitación de almacenamiento AlmaGBA, la primera subasta de baterías estacionarias para suministrar energía a la red que se realizará en el país.
En un contexto internacional de alta demanda de turbinas a gas natural para centrales generadoras y con plazos de entrega que se han estirado, en Wärtsilä creen tener una cartera de productos alternativos que se adaptan a las necesidades de cada cliente y que pueden ser entregados en plazos menores.
«Wärtsilä logró encontrar un punto de equilibrio en cuanto al diseño de productos que tienen mucha versatilidad en pocos componentes y entonces puede llegar rápidamente a entregar un producto en función de la necesidad. Ya sea un motor más grande o más chico, con más o menos ciclindros, se adapta rápidamente», concluyó Romano.
MGAS Comercializadora, la empresa comercializadora de gas del holding brasileño J&F, proyecta que se podrían montar en el sur de Brasil 1800 MW nuevos provistos con gas natural argentino si se construyera un gasoducto para conectar Uruguaiana con Porto Alegre. Del lado argentino, la infraestructura esta lista para un mayor suministro a Uruguaiana, puesto que el Gasoducto del Mercosur se encuentra mayormente ocioso. Sin embargo, un directivo subrayó que la importación de GNL dificulta la integración gasífera regional.
El grupo J&F, el conglomerado privado más grande del Brasil, marcó presencia en un seminario sobre integración gasífera en la región que organizó la semana pasada el Ministerio de Minas y Energía del Brasil. El directivo Rodrigo Senne habló en representación de MGAS y de la compañía generadora Ambar Energía, ambas empresas de J&F.
El portafolio de centrales térmicas a gas natural de Ambar Energía en Brasil asciende a 1653 MW de potencia. Esto incluye la Central Termoeléctrica Uruguaiana de 640 MW, comprada a la firma argentina SAESA en 2001.
La central en Uruguaiana opera desde su inauguración con gas transportado a través del Gasoducto del Mercosur, consumiendo 2,8 millones de metros cúbicosdiarios cuando se encuentra activa y a plena potencia.
Ambar Energía proyectaba competir con Uruguaiana y otras de sus plantas térmicas en la mega licitación de potencia en reserva (LRCAP 2025) en junio, pero el certamen fue suspendido por el gobierno brasileño.
Potencial para tres termoeléctricas nuevas
Senne explicó que el gasoducto del Mercosur esta diseñado para entregar hasta 15 MMm3 diarios en la frontera con Brasil y que se encuentra subutilizado, por lo que hay margen para exportar más gas para generación eléctrica.
En todo caso, el déficit de infraestructura para aprovechar esa oportunidad se encuentra del lado brasileño. Senne presentó un estudio de MGAS que indica que sería posible viabilizar la construcción de al menos tres termoeléctricas con una potencia total de 1800 MW y que consumirían 9 MMm3 diarios.
El vehículo propuesto para lograrlo sería una licitación específica que remunere potencia y energía en el verano argentino. Pero también haría falta construir el segundo tramo del Gasoducto Uruguaiana Porto Alegre (GASUP) para conectar la localidad de Uruguaiana con la localidad de Triunfo, de forma tal de montar las nuevas centrales termoeléctricas a lo largo de esa traza. El tramo tendría una extensión de 593 km y una capacidad projectada de 15 MMm3 diarios.
«Sería importante si se pudiera con los compañeros argentinos aprovechar la oportunidad de ese sobrante de gas de verano que tiene la Argentina para poder construir ese gasoducto y realizar una licitación para colocar tres termoeléctricas entre Uruguaiana y Porto Alegre. Se podría tener entre 30 y 40 millones de metros cúbicos disponibles que podrían llegar al punto de entrega en Paso de Los Libres, en donde ya llega el gasoducto de TGM (Transportadora de Gas del Mercosur) con una capacidad de 15 millones. Actualmente son utilizados 2,9 millones para la termoeléctrica Uruguaina», analizó el directivo de MGas.
Terminales de GNL «no favorecen la integración regional»
Sobre el final de su exposición, el directivo de MGas subrayó que la agenda de integración gasífera lleva algunas décadas en carpeta pero sin suficientes avances. Consecuencia de esto, Brasil avanzó con la instalación de terminales de regasificación, que se transformaron en un problema para esa integración.
«Pasaron 25 años y no logramos crear el famoso anillo energético que es la conexión entre el sur de Brasil, el norte de Bolivia y Argentina, y aprovechar esos recursos energéticos. Se perdió mucho tiempo poniendo terminales de GNL en la costa de Brasil, que no favorecen a la integración regional, están completamente en contra de esta, porque las divisas que salen van a parar a armadores extranjeros en Europa y Estados Unidos», criticó Senne.
«Estamos haciendo actualmente una reforma del sector eléctrico brasileño y deberíamos estar pensando un poco en la visión de integración, no sólo en la visión del menor costo«, concluyó el directivo.
Los negocios energéticos de J&F
El grupo J&F que comandan los hermanos Wesley y Joesley Batista controla Ambar Energía y MGas. Esta última es una empresa comercializadora de gas en Brasil que ya firmó con Tecpetrol, TotalEnergies y Oilstone contratos o acuerdos de compra de gas para suministrar al mercado brasileño.
Además de los negocios de comercialización de gas y generación en Brasil, el grupo J&F también esta ingresando en el negocio petrolero en Vaca Muerta. J&F compró la petrolera Fluxus a fines de 2023, que contaba con activos en Bolivia.
En paralelo a esa operación, Fluxus había firmado un acuerdo con la petrolera Pluspetrol para adquirir la totalidad de los Bloques 1 y 2 y el Bloque Centro del campo Centenário en Neuquén, además del 33% del campo Ramos en Salta. La provincia de Neuquén no convalidó aún la transferencia de los bloques a Fluxus.
Rucci conducirá el sindicato petrolero hasta 2029.
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa tendrá elecciones el próximo 22 de julio con la lista Azul y Blanca, del actual secretario general Marcelo Rucci, como única nómina. De esta forma, el titular del gremio petrolero más poderoso del país y con presencia en Vaca Muerta continuará su mandato hasta 2029.
Los integrantes de la lista oficial hicieron ayer la presentación formal de la lista ante la Junta Electoral que funciona en el edificio de la Mutual de Empleados y Obreros de Petroleros Privados (MEOPP) en el centro de Neuquén. El momento coincidió con el aniversario de la muerte de Guillermo Pereyra, quien lideró el gremio petrolero por 38 años.
“Fue un día especial, cargado de sensaciones. La confianza de la gente nos ratifica que hicimos las cosas bien. Que no haya una lista opositora es consecuencia del trabajo en conjunto«, expresó Rucci durante el acto que encabezó en el lugar.
La lista Azul y Blanca llevará nuevamente a Rucci como secretario general y a Ernesto Inal como secretario adjunto, permitiéndoles continuar en el cargo por cuatro años más a partir de diciembre y hasta 2029.
«En estos tres años y medio de gestión tuvimos la fortaleza de entender qué era lo importante: nuestras familias y nuestros trabajadores», agregó el secretario general.
Recordaron a Pereyra
Rucci recordó a Pereyra al cumplirse un año de su fallecimiento y aseguró que «perdimos a nuestro máximo referente, un hombre que siempre estuvo. Con Guillermo Pereyra compartimos charlas que nos marcaron, nos forjó para no abandonar nunca las banderas de la dignidad, de la familia y del orgullo de ser petroleros. Llegué hasta acá gracias a él, pero también gracias a muchos grandes compañeros como Richard Dewey, el Negro Marín y Ricardo Astrada, entre tantos que lucharon siempre del mismo lado”.
Por otro lado, destacó el crecimiento de la organización durante su gestión y la renovación interna de la Comisión Directiva, que suma la participación de mujeres. “Nos llena de orgullo este equipo. Cada uno asumió la responsabilidad de representar a miles de familias. Esta conducción está para estar cerca, acompañar y resolver”, afirmó.
“Vamos a estar donde haya un petrolero. Vamos a seguir defendiendo derechos, sin entregar ninguno. Este gremio no se entrega», dijo Rucci al finalizar el acto.
¿Qué ocurre cuando las redes eléctricas fallan y nadie lo detecta a tiempo? para muchas distribuidoras esa pregunta se traduce en pérdidas millonarias y miles de usuarios sin respuesta. En un entorno en el que cada segundo cuenta, identificar una anomalía después de que ocurra ya no es suficiente. Consciente de este desafío, ESG Utilities, empresa del grupo BLC Global, desarrolló una solución diseñada para anticiparse a los problemas antes de que se vuelvan visibles. Se trata del módulo de detección de anomalías de Optimum SM. “Es una herramienta pensada para anticipar fallas, reducir pérdidas y garantizar la calidad del servicio, este módulo se consolida como un aliado estratégico para quienes gestionan redes eléctricas cada vez más complejas”, indicaron desde la empresa.
El módulo ofrece una forma automatizada y adaptable de identificar fallas con gran precisión. Cuenta con reglas de análisis personalizables y monitoreo de variables eléctricas críticas, lo que le permiten detectar comportamientos inusuales, conexiones irregulares o caídas de suministro antes de que generen pérdidas mayores.
El módulo
Uno de sus grandes diferenciales es la flexibilidad operativa. El módulo se integra a infraestructuras ya existentes y se comunica con múltiples sistemas, permitiendo adaptar las reglas de detección según el tipo de red, región o perfil de usuario. Así distribuidoras y comercializadoras pueden acceder a un control preciso, escalable y personalizado, sin realizar grandes modificaciones técnicas.
“Las distribuidoras necesitan soluciones que no solo funcionen hoy, sino que acompañen sus desafíos futuros. El módulo de anomalías fue pensado con esa visión: crecer con la red y anticiparse a sus problemas”, consideró Matías Calvaresi, Gerente de Producción de ESG Utilities.
Transformación de datos en decisiones estratégicas
“El módulo de detección de anomalías de Optimum SM tiene un impacto directo en la rentabilidad del negocio. Su implementación permite prevenir pérdidas por energía no facturada, reducir el tiempo de respuesta ante incidentes, mejorar el uso de recursos técnicos y reforzar la continuidad del servicio”, detallaron desde ESG Utilities.
Cuando la anomalía no es identificada, las consecuencias no tardan en aparecer: pérdidas en ingreso, infraestructura deficiente y usuarios insatisfechos. Frente a este escenario, el módulo brinda la posibilidad de anticiparse, actuando antes de que los problemas se hagan visibles. Analiza el comportamiento eléctrico, identifica patrones irregulares y activas alertas precisas que habilitan una intervención rápida, que dan como resultando menos pérdidas, mayor eficiencia operativa y una red más confiable.
Impacto
Entre sus principales beneficios se destacan la identificación temprana de irregularidades y pérdidas no técnicas en el sistema de medición, la adaptabilidad a múltiples entornos operativos, y la capacidad de reducir costos operativos sin comprometer la calidad del servicio. “Todo esto, permite decisiones más ágiles, ingresos asegurados y un retorno de inversión”, precisaron desde la firma.
“El módulo de detección de anomalías de Optimum SM representa una ventaja competitiva para quienes operan redes complejas: una solución concreta y escalable para convertir datos en decisiones y anticiparse a los problemas antes de que impacten. Porque gestionar con visión también es parte de construir el futuro de la energía”, finalizaron desde la empresa.
Latinoamérica se ha consolidado como una región estratégica para el crecimiento de la energía solar, y las señales que llegan desde los principales mercados muestran una transformación cada vez más acelerada. En este contexto, Energía Estratégica Latinoamérica lanza un nuevo espacio de diálogo de alto nivel: el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, que se celebrará el próximo miércoles 12 de junio y contará con la participación de compañías clave para el desarrollo de la transición energética regional.
El evento será de acceso gratuito, con transmisión en vivo y cupos limitados, y se presenta como una oportunidad para entender en tiempo real cómo están evolucionando los marcos regulatorios, qué modelos de negocio se están consolidando y qué soluciones tecnológicas están marcando el pulso del nuevo mercado solar.
🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay 🔗 Formulario de inscripción
Radiografía regional del avance solar: marcos, modelos y oportunidades
El primer bloque del evento se desarrollará a las 9:00 h de Colombia y llevará por título “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”. Participarán representantes de Haitai Solar, Solis, Black and Veatch y 8.2 Group, quienes compartirán su visión sobre los factores que están activando o frenando la expansión de la energía solar en mercados como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.
El foco estará puesto en cómo evolucionan los marcos regulatorios, cuál es el impacto de las licitaciones y contratos privados (PPAs), qué segmentos muestran mayor dinamismo —como el utility scale o el C&I— y qué papel juega el acceso al financiamiento en un contexto macroeconómico desafiante.
Además, las empresas debatirán sobre las particularidades de cada país en cuanto a integración tecnológica, barreras logísticas, incentivos locales y necesidades de adaptación para capturar oportunidades concretas en nuevos desarrollos.
Tecnología en transformación: lo que demandan los mercados del futuro
A las 9:45 h de Colombia, comenzará el segundo panel: “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”. Aquí se presentarán las tendencias más relevantes en materia de producto, integración, eficiencia y digitalización, de la mano de referentes de EPSE San Juan, JA Solar, Gonvarri Solar Steel y 360Energy.
Se abordará el avance de las nuevas tecnologías de módulos (TOPCon, bifaciales, alta eficiencia), el rol creciente de los inversores inteligentes, la optimización estructural para maximizar performance y la incorporación de soluciones híbridas que combinan generación solar con almacenamiento. También se debatirá sobre la digitalización del O&M, el uso de datos en tiempo real y la automatización de procesos para reducir costos operativos.
Será una conversación clave para entender qué están exigiendo los clientes en esta nueva etapa y cómo las empresas líderes están adaptando su oferta a un mercado más sofisticado, competitivo y regulado.
🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay 🔗 Formulario de inscripción
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde unificó los llamados del primer y segundo trimestre del 2025.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, la unificación de ambos llamados se debe a la normalización de los tiempos, que los cronogramas queden acorde al trimestre correspondiente, debido a los plazos dados en anteriores convocatorias.
Por lo que a raíz de esta modificación y unificación, se espera que no se superpongan el proceso vigente ni futuras convocatorias del MATER. Por ello es que los titulares de proyectos interesados en participar en la actualidad tendrán hasta el día lunes 30 de junio de 2025, inclusive, para presentar solicitudes de prioridad de despacho.
La presentación deberá dirigirse a la Gerencia de Atención Agentes – CAMMESA, a través del correo electrónico a la dirección: agentes@cammesa.com.ar con los formularios requeridos y con copia a la casilla consultasmater@cammesa.com.ar
Posteriormente, el jueves 18 de julio noviembre, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración respectiva (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 24/7 y la asignación de la prioridad de despacho será el 29 de dicho mes.
Y si bien aún se desconoce la capacidad remanente en las redes de transmisión, se espera que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA termine de pulir los detalles y publique el denominado Anexo III a finales de la presente semana.
Estado de situación del MATER
Tras la última convocatoria, ya hay 7244 MW en 133 solicitudes con prioridad de despacho para abastecer a grandes usuarios del sistema, considerando tanto proyectos de generación como aquellos con obras menores para ampliar el sistema de transmisión, repartidos de la siguiente manera:
3717 MW destinados al MATER Pleno (sin restricciones)
3527 MW bajo el mecanismo de asignación Referencial A (posibilidad de hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión).
Y cabe aclarar que existen una serie de proyectos que en su momento resultaron ganadores de este tipo de llamados, pero que desistieron por diversos motivos (entre ellos la falta de pago para el mantenimiento de la prioridad asignada), los cuales suman 3039,8 MW (898,8 MW vía MATER Pleno y 2141 MW por Ref A).
La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) realizó el Tercer Foro Informativo para Autoconsumo, vinculado a la construcción de una propuesta de aumento del porcentaje máximo de penetración de potencia y/o energía limpia por zona de concesión de las empresas distribuidoras.
Allí, el Grupo de Mercados Energéticos (GME) comunicó los avances de su consultoría y recomendó no establecer límites estrictos, y mantener el esquema de compensación actual hasta alcanzar el 4% de penetración de GD, para luego realizar la adopción del esquema de
facturación Net Billing como mecanismo de compensación.
Aunque entre las conclusiones a las que llega GME se sugiere establecer mecanismos regulatorios que permitan una transición ordenada de un esquema al otro, instaladores del sector fotovoltaico panameño se pronunciaron en contra de cambiar el Net Metering.
Entre los asistentes a aquel foro llevado a cabo el pasado viernes 23 de mayo, el Ing. Nanik Singh Castillero, presidente de Potencia Verde, cuestionó que no se hayan transparentado los cálculos y simulaciones que llevaron a considerar un cambio en el Net Metering.
«El net metering no es malo, lo que podría estar mal es la evaluación para determinar los porcentajes de penetración y valores que se le aplicaría a la energía inyectada a la red y la que se tomará de la red».
En la actualidad, Panamá cuenta con 5,605 clientes de autoconsumo que suman 158 MW instalados en zonas de concesión de EDEMET (46.64%), ENSA (46.42%) y EDECHI (6.94%). Cifras que se incrementaron recién en los últimos 2 años producto de políticas de fomento e implementación efectiva del esquema de Net Metering.
Tras haber pasado el 2% de penetración en zonas atractivas para la instalación de estas soluciones de generación, durante el 2024 se elevó a 3% el tope y recientemente a finales de abril del 2025 se modificó el límite transitorio al 4%.
Al respecto, el integrador valoró que su incremento incluso de hasta el doble del límite actual no debería generar preocupación, ya que “por barreras financieras o de espacio, en Panamá el crecimiento de generación distribuida posiblemente no pueda pasar de 10% a excepción de casos muy excepcionales en los que están ignorando que mucha de esa energía o esa capacidad instalada la tienen o tendrán empresas que consumen de día y producen de día, así que esa energía se va de ‘pitcher a catcher’ ahí mismo y no entra a la red”.
“Instituciones como Lawrence Berkeley Lab indican que los reguladores están viendo ‘problemas’ que en realidad no son tal y están invirtiendo recursos en cuestionarlos sin que sean lo que causa que las tarifas estén subiendo y que el cliente tenga un mal servicio. Están gastando dinero de los contribuyentes en cosas que en realidad no tienen mayor impacto más que tal vez proteger el status quo de distribuidoras”, apuntó.
La propuesta de transicionar del esquema de Net Metering a uno de Net Billing habría encendido un estado de alerta en empresas instaladoras como Potencia Verde que consideran que los cambios en las reglas del juego podrían repercutir negativamente.
“El valor de la energía está uno a uno gracias al net metering. El usuario de autoconsumo puede usar la energía que entrega la red al mismo valor que la generó y envió a la red su propio sistema. Eso es lo que tenemos hoy y eso permite que las inversiones tengan un payback interesante”, comentó Singh Castillero.
De allí que, esta propuesta de modificaciones resuenen negativamente en el sector. El cronograma de trabajo de la consultora contratada por ASEP tiene previsto entregar la última recomendación el próximo mes, en concreto el 30 de junio, y de allí la Autoridad podrá tomar la decisión de avanzar o no avanzar con nuevas reglas para el autoconsumo.
“La ASEP no está obligada a aceptar lo que diga el consultor. La ASEP debe analizar y presentar a consulta pública una propuesta final, pudiendo decir que lo que recomendó el consultor no tiene sentido ni respaldo técnico”, opinó.
Desde la perspectiva del integrador consultado, la resolución más “responsable” sería convocar a una mesa de trabajo público-privada con técnicos que puedan estudiar esto con más detalle y que se traduzca en mayores beneficios para los usuarios con y sin paneles solares.
En un entorno donde los márgenes de los proyectos solares son cada vez más estrechos y las decisiones de inversión se condicionan por su rentabilidad a largo plazo, ZNShine ha reorientando su estrategia para dar respuesta simultánea a dos grandes presiones del mercado: la necesidad de reducir el gasto de capital y los costos operativos de los proyectos.
Durante Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe) del que ZNShine fue destacado Bronze Partner, Marisol Neira, quien se desempeñó como LatAm Key Account Director de ZNShine al momento del evento, compartió cómo el fabricante chino, con 36 años de trayectoria, ha adaptado su propuesta de valor ante un mercado altamente competitivo.
La compañía no solo ha centrado sus esfuerzos en aumentar las eficiencias en módulos fotovoltaicos, que “ya superan el 24%” en su portafolio, sino que ha priorizado el diseño de tecnologías que prolonguen el rendimiento del sistema sin elevar los costos de operación. “No estamos únicamente enfocados en el CAPEX sino también en el OPEX”, comentó Neira en representación de la empresa.
Uno de los elementos clave en esa estrategia es el uso de grafeno en el recubrimiento de los vidrios de sus módulos, lo que permite que se mantengan limpios por más tiempo. Esta característica, además de reducir la necesidad de limpieza frecuente, mejora la producción energética sostenida y disminuye los gastos de mantenimiento. “Ese es el aporte tecnológico que nosotros estamos haciendo”, explicó, y subrayó que si bien “todos los fabricantes del mercado siguen creciendo en eficiencias”, el grafeno representa su diferencial.
ZNShine también ha desarrollado soluciones para entornos exigentes como los de Centroamérica y el Caribe, donde la humedad, la salinidad y los fuertes vientos suponen un reto constante para la durabilidad de los equipos. En este sentido, todos sus módulos —incluidos los monofaciales— son de doble vidrio, lo que los hace más resistentes a la humedad. Además, están integrando marcos de poliuretano para mejorar el comportamiento frente a la corrosión en entornos costeros e insulares. “Está trabajando muy bien para precisamente este tipo de ambientes”, aseguró Neira sobre esta innovación.
La compañía también está utilizando células rectangulares para maximizar la producción energética por metro cuadrado, alcanzando potencias de hasta 660 W, lo que resulta especialmente atractivo para proyectos con limitaciones de espacio como los que abundan en islas o zonas urbanas densas. A esto se suma el esfuerzo por mejorar el desempeño frente a cargas de viento, otro factor crucial en la región.
Pero ZNShine no se limita al producto. En un mercado donde las diferencias tecnológicas se acortan, la compañía ha decidido competir también desde el soporte. “Más allá del precio, definitivamente el factor decisivo es el soporte técnico, el servicio postventa”, dijo Neira. Este acompañamiento técnico no solo es valorado por los desarrolladores, sino que también permite a ZNShine tener mayor control sobre la garantía que ofrece.
En este sentido, la empresa ha optado por ser selectiva con sus clientes, priorizando aquellos que buscan calidad y que están dispuestos a trabajar colaborativamente. “Muchas veces nosotros los fabricantes elegimos al cliente porque sabemos quién de verdad quiere trabajar con un producto de calidad”, explicó. Esta postura se basa en una curva de aprendizaje común con el mercado, que ha llevado a una mayor conciencia sobre la importancia de la compatibilidad entre tecnología, condiciones geográficas y objetivos del proyecto.
Por eso, el trabajo previo con los clientes —que incluye reuniones técnicas para entender la geografía, las necesidades y las condiciones de instalación— se ha convertido en un pilar de la estrategia comercial de la empresa. “Lo primero es hacer una reunión para identificar cuáles son las condiciones geográficas, cómo se va a instalar el proyecto, cuál es la necesidad del cliente, y asesorarle en que precisamente lo que instale sea perfecto para su proyecto”, explicó.
La colaboración también se extiende a otros actores del ecosistema. Las alianzas con fabricantes de otros equipos han permitido a ZNShine garantizar la compatibilidad entre módulos, inversores y estructuras, y al mismo tiempo posicionarse mejor en la región. “Eso también ha hecho que la marca cada vez crezca más”, comentó.
Este enfoque integral ha comenzado a dar frutos en Latinoamérica. La empresa ya cuenta con una red consolidada de distribuidores en la mayoría de los países de la región, lo que ha impulsado su presencia en el segmento de generación distribuida comercial e industrial, además de su participación en proyectos de gran escala.
A modo de cierre, Neira sostuvo que el éxito de la tecnología solar depende de múltiples actores, y que el papel de fabricantes como ZNShine es acompañar el desarrollo con soluciones fiables a largo plazo. “Desde el punto de vista ZNShine, cuentan con toda la tecnología y con un equipo que está listo para asistirlos en todos sus proyectos, dándoles productos de calidad a precios muy competitivos”, concluyó.
República Dominicana comienza a marcar el rumbo para el despliegue de soluciones con almacenamiento energético en el Caribe. A través de la Resolución CNE-AD-0005-2024, la Comisión Nacional de Energía estableció que los nuevos proyectos fotovoltaicos entre 20 MWac y 200 MWac deberán incorporar baterías con al menos el 50% de su capacidad instalada, con una duración mínima de cuatro horas.
En este nuevo escenario, Seraphim, fabricante Tier One de módulos y celdas fotovoltaicas, afianza su posicionamiento como proveedor integral para proyectos no sólo de energía solar sino también de almacenamiento energético. “Hace un año nos presentamos acá como Seraphim solamente fabricante de paneles solares fotovoltaicos”, recuerda Nicholas Serrano, gerente técnico para Latinoamérica de Seraphim.
En una entrevista audiovisual en el marco de Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Serrano describe cómo el contexto global llevó a la compañía a dar un paso más allá: “Para ser más competitivos, los fabricantes se han ido direccionando hacia el mercado de inversores y almacenamiento para entregar todo un paquete hacia los clientes”.
En esa línea, Seraphim selló en 2024 una alianza estratégica con CRRC, el gigante chino reconocido por su liderazgo en electrónica de potencia y transporte ferroviario de alta velocidad. Esta colaboración apunta a robustecer la presencia de Seraphim en soluciones de almacenamiento para Latinoamérica, integrando tecnologías que ya aplican en mercados como Estados Unidos y Europa.
El referente técnico precisa que la empresa ofrece soluciones completas para los segmentos comercial-industrial y utility-scale que ya han sido probadas en países como Jamaica. “Tenemos toda la gama de productos, porque como tal es un sistema: tenemos las baterías, tenemos los PCS, también tenemos el sistema de monitoreo y control desde una parte modular que sería desde el BMS (Battery Management System) y de ahí vamos al EMS (Energy Management System)”, explica.
Además, agrega un diferencial competitivo: “Tenemos subestaciones prefabricadas donde tenemos transformadores que elevan ya la tensión del PCS a una línea de media”, lo cual permite ofrecer bloques completos de almacenamiento integrados a la red.
Nicholas Serrano remarcó que la estrategia de expansión de Seraphim contempla presencia en toda América Latina, aunque identifica mercados estratégicos con necesidades particulares de almacenamiento.
“Hay dos países que son claves debido a sus condiciones geográficas como la República Dominicana y Chile”, señala. En el caso dominicano, menciona que se trata de una isla sin conexión regional, con escasa disponibilidad de recursos fósiles e hidroeléctricos, lo que la hace altamente dependiente de soluciones tecnológicas para fortalecer la red y avanzar en su transición energética.
La urgencia por robustecer el sistema también quedó plasmada en las palabras del ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, quien anticipó durante FES Caribe que las distribuidoras convocarán a una licitación de largo plazo en la que tecnologías renovables con almacenamiento podrán demostrar su competitividad.
Para responder a estas necesidades, Seraphim acompaña a sus clientes durante todo el ciclo de vida del proyecto, incorporando servicios postventa como mantenimiento, monitoreo y acuerdos de servicio a largo plazo.
“Tenemos contratos de extensión de garantía donde le damos la facilidad a los clientes y la confianza de que en el sistema de la vida útil nosotros vamos a estar con ellos”, manifiesta Serrano, y profundiza: “No es como cuando tú compras un vehículo y a los cuatro años lo vendes y te vas. Acá estamos hablando de 15, 20, 25 años”.
En efecto, la empresa cuenta con acuerdos Long-Term Service Agreement (LTSA), que incluyen monitoreo constante y mantenimiento preventivo, para asegurar que los sistemas funcionen sin desviaciones en su desempeño técnico. Esto podría resultar atractivo para los 20 proyectos PV + BESS candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030, que representan 1.860 MW de capacidad instalada y cerca de 542 MWh de almacenamiento.
¿Qué ocurre cuando las redes eléctricas fallan y nadie lo detecta a tiempo?
Para muchas distribuidoras, esa pregunta se traduce en pérdidas millonarias y miles de usuarios sin respuesta. En un entorno donde cada segundo cuenta, identificar una anomalía después de que ocurre ya no es suficiente.
Consciente de este desafío, ESG Utilities, empresa del grupo BLC Global, desarrolló una solución diseñada para anticiparse a los problemas antes de que se vuelvan visibles: el módulo de detección de anomalías de Optimum SM. Pensado para anticipar fallas, reducir pérdidas y garantizar la calidad del servicio, este módulo se consolida como un aliado estratégico para quienes gestionan redes eléctricas cada vez más complejas.
Hoy, detectar lo inesperado ya no es opcional, es parte de una operación inteligente. El módulo de detección de anomalías de Optimum SM ofrece una forma automatizada y adaptable de identificar fallas con gran precisión. Gracias a sus reglas de análisis personalizables y al monitoreo de variables eléctricas críticas, permite detectar comportamientos inusuales, conexiones irregulares o caídas de suministro antes de que generen pérdidas mayores.
Uno de sus grandes diferenciales es la flexibilidad operativa: el módulo se integra fácilmente a infraestructuras ya existentes y se comunica con múltiples sistemas, permitiendo adaptar las reglas de detección según el tipo de red, región o perfil de usuario. Así, distribuidoras y comercializadoras pueden acceder a un control preciso, escalable y personalizado, sin realizar grandes modificaciones técnicas.
“Las distribuidoras necesitan soluciones que no solo funcionen hoy, sino que acompañen sus desafíos futuros. El módulo de anomalías fue pensado con esa visión: crecer con la red y anticiparse a sus problemas”, comentó Matías Calvaresi, Gerente de Producción de ESG Utilities.
Una herramienta que transforma datos en decisiones estratégicas
Más que una solución operativa, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM tiene un impacto directo en la rentabilidad del negocio. Su implementación permite prevenir pérdidas por energía no facturada, reducir el tiempo de respuesta ante incidentes, mejorar el uso de recursos técnicos y reforzar la continuidad del servicio.
Cuando la anomalía no es identificada, las consecuencias no tardan en aparecer: pérdidas en ingreso, infraestructura deficiente y usuarios insatisfechos. Frente a este escenario, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM, permite anticiparse, actuando antes de que los problemas se hagan visibles. Analiza el comportamiento eléctrico, identifica patrones irregulares y activa alertas precisas que habilitan una intervención rápida, que dan como resultando menos pérdidas, mayor eficiencia operativa y una red más confiable.
Entre sus principales beneficios se destacan la identificación temprana de irregularidades y pérdidas no técnicas en el sistema de medición, la adaptabilidad a múltiples entornos operativos, y la capacidad de reducir costos operativos sin comprometer la calidad del servicio. Todo esto, permite decisiones más ágiles, ingresos asegurados y un retorno de inversión.
Más que una herramienta de control, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM representa una ventaja competitiva para quienes operan redes complejas: una solución concreta y escalable para convertir datos en decisiones y anticiparse a los problemas antes de que impacten. Porque gestionar con visión también es parte de construir el futuro de la energía.
La Asociación de Generación Renovable (AGR) de Chile anunció la incorporación de cinco nuevas empresas a su base de socios, fruto de la integración de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC), en un nuevo movimiento gremial dentro del sector energético del país.
Las firmas que se suman al gremio son GENERHOM, Collil, Hidromaule, Besalco Energía Renovable y Scotta Chile, todas con reconocida experiencia en generación hidroeléctrica a pequeña y mediana escala.
Actualmente, AGR agrupa a actores clave como Acciona Energía, Mainstream Renewable Power, RWE y el Grupo Ibereólica. Y tras la reciente integración, la capacidad de las empresas asociadas al gremio asciende a 3000 MW en operación y 12850 MW en proyectos renovables en desarrollo, posicionándose como una fuerza relevante en el impulso de una matriz energética más verde.
Jaime Toledo, director general de ACCIONA Energía para Sudamérica, continuará como presidente del gremio; mientras que según pudo averiguar este portal de noticias, Rafael Loyola tomará el puesto de director ejecutivo, mismo cargo el que se desempeñó en APEMEC
“Esta convergencia entre actores históricos de las energías renovables no convencionales y empresas generadoras hidroeléctricas representa una señal clara: el futuro energético de Chile se construye desde la colaboración, la diversidad tecnológica y el compromiso territorial”, señaló Toledo en un comunicado.
“Hoy somos el único gremio integrado exclusivamente por empresas que producen energías renovables, y eso refuerza nuestro propósito común de avanzar hacia la transformación de la matriz energética para que los chilenos puedan disfrutar de más energía limpia y sostenible”, agregó.
Y cabe recordar que la Asociación de Generación Renovable se conformó tras la salida de Acciona Energía, Mainstream Renewable Power, RWE y el Grupo Ibereólica de ACERA, lo que marcó un hito en la industria, no sólo porque una de las empresas era fundadora de dicho gremio, sino también porque marcó una disconformidad con la representación gremial y la falta de defensa de ciertos puntos en la actualidad en un contexto desafiante.
Por lo que con este nuevo paso y la fusión con APEMEC, AGR busca mantenerse como una plataforma abierta al diálogo y la acción, con la mirada puesta en un modelo energético más limpio, competitivo y alineado con los desafíos y objetivos climáticos del presente y del futuro del país y la región.
Incluso, el gremio mantiene tres líneas claves abiertas según lo informado a mediados del mes pasado: la modernización de los criterios de operación de la red, implementación de sistemas automáticos de control de transferencias de energía en el sistema de transmisión y la instalación de baterías.
La revisión al Decreto Supremo N°125 que se está realizando actualmente ya incluye lineamientos para proyectos BESS, pero en aquel entonces insistieron que se necesitan ajustes normativos más profundos. Sumado a que compartieron su preocupación para los próximos años: en caso de que no se adapte la regulación para que las ERNC a gran escala compitan de igual a igual con las fuentes fósiles y los PMGD, el riesgo podría ser internalizado por los agentes del sector y, como consecuencia, “los precios de la energía tenderán a subir o mantenerse”.
El Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) llevarán a cabo este jueves un evento sobre la proyección de la demanda de gas natural en el Mercosur y Chile. El encuentro marcará el cierre de la segunda fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera del Mercosur, centrado en las proyecciones de demanda y oferta de gas natural.
La jornada comenzará con las palabras de bienvenida del Gerente Regional Sur de CAF, Jorge Srur; el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo; el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Ernesto López Anadón; y autoridades del Gobierno argentino.
Luego habrá lugar a paneles con la participación de representantes gubernamentales como el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck y el Viceministro de Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano. Por el lado de las empresas, estarán presentes Daniel Ridelener, (CEO de TGN), Gabriela Aguilar (Excelerate Energy), Leopoldo Macchia (Tecpetrol), entre otros.
El evento, que se realizará con el apoyo del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), se llevará a cabo el jueves 29 de mayo a las 14:00 hs en el Hotel Casa Lucía, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El ingreso es gratuito y con inscripción previa (link).
Integración gasífera
El objetivo principal de la jornada es generar un espacio de diálogo entre autoridades gubernamentales, representantes del sector privado, y organismos internacionales para debatir sobre el rol del gas natural en la seguridad y las transiciones energéticas, así como explorar oportunidades de colaboración regional y optimización de la infraestructura existente.
Los distintos paneles abordarán temas como los factores económicos y tendencias que influyen en la demanda de gas natural, los desafíos y oportunidades para el sector privado en el contexto de la transición energética y la integración regional en relación al gas natural.
Representantes de las principales operadoras petroleras, sindicatos del sector, el gobierno de Chubut e intendentes de Comodoro Rivadavia, Rada Tilly, Sarmiento y Río Senguer, suscribieron un Acuerdo de Competitividad para fortalecer la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, con el objetivo de impulsar la producción y proyectar el futuro energético de la provincia.
El gobernador Ignacio Torres expresó que “en medio de esta coyuntura crítica, nos hemos puesto de acuerdo, sin mezquindades y habiendo aprendido de los errores del pasado, por eso hablamos de un momento importante y una prueba del compromiso para fortalecer uno de los sectores centrales de la economía de Chubut”.
El acuerdo, que está sujeto a ratificación de la Legislatura el próximo 5 de junio, comprende una serie de acciones vinculadas a la producción, inversión, protección del empleo, seguridad laboral, formación de recursos humanos y mejora continua de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Frente a un contexto de declino natural de los yacimientos maduros, se plantea la necesidad de adoptar acciones estratégicas para sostener la producción, preservar el empleo, atraer inversiones y modernizar el entramado productivo.
En línea con la reunión celebrada días atrás en la Casa del Chubut, las partes acordaron avanzar en un compromiso común para proyectar el futuro energético de la región sobre bases de competitividad, innovación y articulación institucional.
La rúbrica del documento se llevó a cabo en la sede de Petrominera Chubut SE y contó con la participación del vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; los diputados Ana Clara Romero y Jorge “Loma” Ávila; el presidente de Petrominera, Héctor Millar; representantes de los gremios UOCRA, Petroleros Privados y Petroleros Jerárquicos; los intendentes Othar Macharashvili (Comodoro Rivadavia), Mariel Peralta (Rada Tilly), Sebastián Balochi (Sarmiento), y Miguel Mongilardi (Río Senguer); además de directivos de las principales operadoras: CAPSA, YPF, PECOM, PAE y Tecpetrol.
Se plantearon lineamientos y objetivos compartidos, entre ellos “promover iniciativas que dinamicen la inversión y estimulen la continuidad operativa de los yacimientos, especialmente en zonas de mayor madurez productiva”, y “garantizar un clima de paz social y cooperación, que permita generar previsibilidad para el desarrollo de las operaciones”.
También, la inserción de las PyMEs regionales en la cadena de valor y la preservación del empleo local”, “fomentar el uso de nuevas tecnologías, la capacitación de los trabajadores, y la mejora en las modalidades de trabajo y condiciones de seguridad en toda la cadena de valor del sector hidrocarburífero”.
. En un contexto geopolítico global marcado por la creciente demanda de energía y una presión cada vez mayor de la opinión pública por el cuidado del medioambiente, la búsqueda de modelos sostenibles y el desarrollo de fuentes alternativas —orientadas a alcanzar las metas de descarbonización— ha cobrado una relevancia insoslayable.
En ese marco, la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP30), que se celebrará en Brasil en noviembre próximo, pone de relieve los esfuerzos regionales con foco en la transición energética.
En términos generales, los avances de América Latina hacia la transición energética reflejan un compromiso con la conservación de los hábitats naturales y también la necesidad de reducir la dependencia del petróleo y sus derivados. En ese sentido, la meta fijada en la COP28 de triplicar la capacidad renovable a 11.000 GW para 2030 marcó un punto de inflexión en la estrategia climática internacional.
De acuerdo con el informe Energía verde en América Latina, de Sherlock Communications, la región cuenta con una de las redes eléctricas más limpias del planeta. Con un 60 % de origen renovable gracias a sus vastos recursos naturales, Latam tiene un gran potencial exportador de este insumo fundamental para la nueva economía mundial.
En cuanto al aprovechamiento de los vientos, el Global Wind Report 2024 de GWEC destaca el crecimiento registrado en el subcontinente durante 2023. Este avance ocurre en sintonía con una expansión global sin precedentes, donde la industria eólica alcanzó un récord histórico con más de 106 GW de capacidad instalada onshore y 10,8 GW offshore, y que superó el hito de 1 TW de capacidad total a nivel mundial.
En ese marco, Brasil concentra más del 75 % de las nuevas instalaciones eólicas en territorio latinoamericano, seguido por Chile y Colombia, que avanzan con un ritmo sostenido. Mientras tanto, se prevé que Argentina y México logren sumar 28,7 GW a su capacidad en los próximos cinco años.
Actualidad y proyecciones de la transición energética en Latam
ARGENTINA
La Ley 27.191 (2015) aumentó la cuota de energías renovables en la matriz energética nacional con el objetivo de alcanzar el 20 % para 2025. Sin embargo, los controles de cambio de divisas, las altas tasas de interés y la inestabilidad macroeconómica dificultaron las inversiones privadas, generando un cuello de botella que desencadenó el retraso de la infraestructura.
Según datos de la Agencia Internacional de la Energía, la mayor parte de la electricidad generada en el país durante las últimas dos décadas procedió del gas natural (1.411.078 GWh) y el petróleo (253.130 GWh), mientras que las fuentes de origen renovable constituyeron una fracción menor dentro del mix energético, a pesar de haber escalado en los últimos tiempos.
Desde el año 2000, la energía hidroeléctrica aportó un total de 903.478 GWh, seguida por la eólica con 47.800 GWh y la solar fotovoltaica con 53.733 GWh. En términos regionales, se prevé que Argentina representará el 4 % de las incorporaciones en energías verdes para 2030.
BRASIL
Es líder indiscutido en el sector energético renovable, con cerca del 90 % de su producción procedente de fuentes limpias.
Este logro responde a una diversificación de su matriz y a políticas públicas que han fomentado la inversión privada y su expansión de forma sostenida. Tal es así que, entre 2000 y 2023, las principales fuentes han sido la hidráulica y la eólica, con acumulados de 8.827.716 GWh y 540.710 GWh, cada una; y esta última sólo superada por el gas natural (980.240 GWh).
En paralelo, Brasil ha proporcionado incentivos fiscales por 18.300 millones de reales (U$S 3.250 M) para la producción de hidrógeno con la meta de descarbonizar las industrias, junto con la introducción de vehículos de combustión flexible, impulsando el funcionamiento de gran parte del parque automovilístico con biocombustibles.
CHILE
Con la segunda red energética más limpia de América Latina, se espera que aporte el 14 % de la capacidad renovable de la región hacia 2030. Asimismo, se prevé que para ese entonces el 60 % del consumo nacional de energía sea de origen verde y finalmente se alcance la carbono neutralidad en 2050.
En la actualidad, el 35 % de su electricidad proviene de energía solar y eólica —con cifras totales de 71.472 GWh y 51.394 GWh respectivamente, entre 2000 y 2023—, aunque la distribución desigual a lo largo del día representa el mayor desafío, en particular durante las horas sin sol.
No obstante, el desierto de Atacama, una de las áreas con mayor radiación solar del mundo, y los fuertes vientos procedentes del océano Pacífico sobre la Patagonia chilena, constituyen activos estratégicos que ubican al país como uno de los principales destinos de inversión a escala global.
COLOMBIA
El país aprovecha su abundante riqueza hídrica para obtener hasta el 64 % de su electricidad, pero resulta vulnerable a eventos climáticos adversos, como las sequías. Para mitigar este riesgo se anunció recientemente un plan de inversiones por más de 14 millones de dólares y se comenzó a buscar apoyo internacional para diversificar el mix energético.
En las últimas dos décadas, la generación hidráulica alcanzó 1.128.935 GWh, mientras que la solar fotovoltaica sumó 2.307 GWh y la eólica, 1.074 GWh. Con estos avances, Colombia se consolida, junto con Brasil y Chile, como uno de los tres principales mercados de energía eólica en América Latina.
MÉXICO
A pesar de su gran potencial, este país sigue operando mayormente con combustibles fósiles. En la actualidad, la energía eólica y solar representan solo el 12 % de su matriz eléctrica. En términos de generación, entre 2000 y 2023, las fuentes renovables aportaron 721.735 GWh de energía hidroeléctrica, 159.733 GWh de solar fotovoltaica y 71.665 GWh de eólica, cifras que reflejan un crecimiento moderado en comparación con otras naciones de LATAM.
La elección de la presidente Sheinbaum ha suscitado expectativas de cambios en la política energética, con el compromiso de aumentar la participación de las renovables al 50 % en su mandato. Se proyecta que para 2030 México aporte el 10 % de la capacidad renovable de la región.
PERÚ
Si bien su mercado de energías renovables es más pequeño en comparación con otros países, sus abundantes recursos naturales le brindan grandes perspectivas de crecimiento.
Hoy en día, la energía hidroeléctrica domina su matriz energética, con 522.457 GWh generados entre 2000 y 2023, mientras que las fuentes eólicas han aportado 11.720 GWh y las de tipo fotovoltaica, 5.188 GWh.
La falta de un plan integral claramente definido, junto con la inestabilidad política y la competencia con los combustibles de origen fósil, son los principales desafíos a superar, aunque ha habido esfuerzos recientes para atraer inversiones, con proyectos clave como el parque eólico Tanaka.
El apagón registrado el pasado 28 de abril en España se debió a un “experimento” del Gobierno para contrarrestar la fiabilidad de la generación renovable en ausencia de la energía nuclear, de acuerdo con una versión periodística que repercutió en medios de la península ibérica.
Según el rotativo conservador “The Telegraph”, que citó fuentes comunitarias, el Gobierno pretendía calibrar qué sucedería en caso de seguir adelante con el apagón de centrales que se inicia en noviembre de 2027, con el cierre del primer reactor de la planta de Almaraz.
Según detalló, el Ejecutivo, con la connivencia de Red Eléctrica, estaba “realizando un experimento antes de que el sistema colapsara, para evaluar hasta dónde podrían aumentar la dependencia de las energías renovables en preparación para la rápida eliminación gradual de los reactores nucleares en España a partir de 2027”.
“El Gobierno parece haber acelerado el ritmo de forma imprudente, antes de realizar las inversiones necesarias en una sofisticada red inteligente del siglo XXI capaz de gestionarlo”, añadió ese diario.
El Gobierno de Río Negro destacó la sanción por amplia mayoría de la ley que ratifica el acuerdo firmado por el gobernador Alberto Weretilneck con el consorcio de empresas VMOS SA, un paso fundamental para que el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur se traduzca en inversiones reales, empleo y desarrollo para todas las regiones de la provincia.
Con el acompañamiento legislativo, el Gobierno de Río Negro avanza con condiciones claras y previsibles para que la obra energética más importante del país, que unirá Vaca Muerta con la costa atlántica rionegrina, tenga un impacto directo en la vida de los rionegrinos.
La aprobación no solo valida el acuerdo firmado por el gobernador Alberto Weretilneck, sino que permite al Ejecutivo consolidar una estrategia de desarrollo productivo pensada para generar trabajo, infraestructura y oportunidades en el presente y el futuro.
El entendimiento con VMOS, un consorcio integrado por YPF, PAE, Vista, Pampa Energía, Chevron, Shell y Pluspetrol, prevé aportes inéditos para Río Negro:
• USD 60 millones por desarrollo territorial, a pagar por única vez.
• USD 40 millones anuales durante 13 años como aporte comunitario.
• USD 14 millones anuales en concepto de cánones por uso de espacio público.
• Tasas específicas para control, fiscalización y cuidado ambiental.
Además, el acuerdo asegura la estabilidad fiscal del proyecto por 30 años y la implementación de un sistema de monitoreo ambiental permanente en el Golfo San Matías, con participación de universidades, INVAP y otros organismos técnicos.
De esta forma, Río Negro se encamina a convertirse en un actor clave en el mapa energético argentino, sin descuidar las necesidades cotidianas: más empleo, mejor infraestructura, recursos para municipios, fortalecimiento de las PyMEs locales y una economía provincial en crecimiento.
La automotriz china BYD finalmente anunció su llegada al mercado argentino de manera oficial. La marca comenzará a operar en nuestro país cómo importador directo y proyecta iniciar sus actividades durante el transcurso del tercer trimestre de este año.
El anuncio fue realizado por Stella Li, vicepresidenta ejecutiva global de BYD, en un evento en Roma. Li destacó que Argentina es un mercado clave en la región y expresó el compromiso de la empresa con la electrificación del parque automotor local.
BYD planea importar directamente sus vehículos, sin intermediarios, y comercializarlos a través de una red de concesionarios locales. Para la marca, Argentina es un mercado grande y eso requiere la presencia directa de la automotriz, sin representantes comerciales locales. Además, se encuentra en el proceso de construcción de una planta de producción de vehículos en Brasil, vehículos que a futuro seguramente tendrán asegurado el abastecimiento para nuestro mercado. Hace unas semanas, se conoció la noticia que la firma asiática se encontraba buscando directivos locales para ser parte de la estructura que maneje los destinos de la empresa en nuestro país.
Entre los modelos que llegarán al país se encuentran dos vehículos compactos, 100% eléctricos: Dolphin Mini y Dolphin, así como el SUV híbrido enchufable Song Pro. Todos provenientes de China. Estos vehículos se beneficiarán del nuevo régimen de importación con arancel cero dispuesto por el Gobierno argentino, lo que permitirá debutar en el mercado local con precios competitivos.
Con presencia en más de 90 países y una producción que superó los 3,8 millones de unidades en 2024, BYD se posiciona como uno de los principales actores en la industria automotriz global.
Su desembarco en Argentina representa un desafío para la marca de debutar en un nuevo mercado y para las marcas actuales tener en consideración que estos nuevos autos chinos ya no son lo que eran, levantaron mucho la calidad y siguen ofreciendo precios competitivos.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presenció este lunes el inicio de la soldadura automática en la línea del oleoducto VMOS, en cercanías a la localidad de Chelforó, Río Negro. Se trata de un hito en el avance de esta obra, que habilitará la exportación a gran escala de petróleo de Vaca Muerta.
“Vaca Muerta Oleoducto Sur es estratégico para el país y es una muestra de que los privados podemos financiar y construir este tipo de infraestructura y generar valor para la Argentina”, afirmó Marín.
Previo a esta visita, las autoridades de YPF y de la UT Techint–Sacde recorrieron el campamento de la constructora ubicado en la localidad de Chichinales, donde pudieron ver el acopio de caños y la planta soldadora de doble junta.
La primera soldadura del Vaca Muerta Oleoducto Sur marca el inicio de una infraestructura vital para la salida del shale oil, que cambiará la economía argentina: 550.000 barriles por día en 2027 e ingresos por U$S 15.000 millones para el 2030. pic.twitter.com/oUFKOFDkK4
El proyecto contempla la construcción de un ducto de 437 kilómetros más una terminal de exportación de clase mundial que convertirá a Argentina en un exportador global de energía y permitirá ingresos por 15 mil millones de dólares para 2030.
Se estima que va a estar operativo para fines del 2026, con una capacidad de transporte de 180.000 barriles y se va a llegar al 2027 con 550.000 barriles día.
La construcción de oleoducto fue adjudicada a la UTE Techint-Sacde. Ya se realizaron 300 kilómetros de apertura de pista y más de 60 de desfiles de tubos. Además, se incorporó una soldadora de doble junta, que permite acelerar la producción al soldar de forma industrial e itinerante caños de 12 metros para transformarlos en caños de 24. En este tramo de la obra, ya hay 500 trabajadores en plena actividad.
También, se avanza con la construcción de la cabecera de bombeo de Allen y la de Chelforó.
En Punta Colorada, en tanto, ya se construye la terminal de almacenamiento, que tendrá inicialmente entre 5 y 6 tanques de 120 mil metros cúbicos. Las chapas para su construcción ya comenzaron a llegar al país. Además, ya se encuentra compradas las dos monoboyas que habilitará la carga de los barcos VLCC, que por primera vez podrán operar en el país.
VMOS es un consorcio de empresas líderes de la industria energética del país integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina para la construcción y operación del oleoducto Vaca Muerta Sur.
Ante la llegada del invierno y el mayor uso de artefactos a gas, Camuzzi advierte sobre los peligros del monóxido de carbono, un gas tóxico e imperceptible que cada año provoca casi 29 mil muertos en todo el mundo,
Durante 2024 en la zona de concesión de la compañía, se registraron 51 casos, de los cuales el 69% requirió hospitalización y el 9% tuvo consecuencias fatales.
“El monóxido es una amenaza silenciosa que puede afectar a cualquier hogar/ instalación. La prevención es sencilla, pero clave para salvar vidas. Por eso, insistimos en la importancia de contar con instalaciones seguras, ventilación permanente y revisiones periódicas realizadas por profesionales matriculados”, señaló Juan Spini, Gerente de Seguridad e Higiene de Camuzzi.
De acuerdo con los relevamientos, el 94% de los eventos registrados estuvieron vinculados a fallas en los conductos de evacuación de gases de los artefactos, ya sea por obstrucciones, roturas o instalaciones fuera de norma. A su vez, en 8 de cada 10 casos se identificó una ventilación deficiente o directamente inexistente, lo que potencia aún más el riesgo.
Los artefactos más frecuentemente involucrados fueron:
. Calefactores (53%)
– Calentadores de agua (33%)
– Cocinas (12%)
Color de la llama
– Una llama amarilla señala una combustión deficiente por falta de oxígeno
– La llama azul indica una combustión adecuada, con la cantidad de oxígeno correcta para garantizar un funcionamiento seguro
5 claves para prevenir intoxicaciones por monóxido de carbono
Camuzzi recuerda que una instalación adecuada y el mantenimiento periódico son fundamentales para evitar accidentes. Estas son las recomendaciones principales:
1.Verificar los artefactos con un profesional matriculado. Es importante revisar artefactos, conductos y rejillas, especialmente después de largos periodos sin uso.
2. Ventilar los ambientes con rejillas adecuadas, limpias, sin obstrucciones y ubicadas en los lugares que indican las normas, lo cual refuerza el punto anterior.
3. No usar hornallas ni hornos para calefaccionar. No fueron diseñados para ese fin y consumen rápidamente el oxígeno del ambiente. No poner sobre las hornallas elementos o dispositivos que incentiven el uso de la estas para calefacción.
4. Chequear el color de la llama. Siempre debe ser azul. Una llama amarilla o anaranjada indica combustión defectuosa y muy posible presencia de monóxido.
5. Instalar artefactos aprobados. En dormitorios y baños, solo se deben colocar equipos de tiro balanceado, instalados de forma fija y con válvulas de seguridad.
¿Cuáles son los síntomas de intoxicación?
El monóxido de carbono no tiene olor, color ni sabor, y sus síntomas se suelen confundir con una gripe o un malestar común: dolor de cabeza, mareos, náuseas, debilidad o somnolencia. En casos más graves puede provocar pérdida de conocimiento, convulsiones y hasta la muerte.
Ante la sospecha de una intoxicación:
– Ventilar el ambiente de inmediato.
– Alejar a la persona afectada del lugar.
– Contactar al sistema de emergencias local.
– Llamar a los teléfonos de atención de Camuzzi.
Ante cualquier emergencia relacionada con el servicio de gas, los usuarios podrán comunicarse con las líneas de atención disponibles las 24 h, todos los días del año:
– Camuzzi Gas Pampeana: 0800-666-0810 / 0810-666-0810
– Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810
Luego de comunicarse en el Boletín Oficial la resolución del Gobierno del nuevo procedimiento para revisar y actualizar la segmentación de subsidios energéticos en el que se prevé que las personas que cuenten con más de un medidor a su nombre perderán parte o totalidad del beneficio, la Secretaría de Energía habilitó una herramienta para que los usuarios consulten su nivel de segmentación y, en caso de disconformidad, soliciten su revisión.
La norma instruye a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético a desarrollar un sistema de consulta personalizada. Quienes deseen pedir una redeterminación de su categoría, podrán hacerlo mediante la Plataforma de Trámites a Distancia (TAD). Para quienes no cuenten con acceso digital, el trámite también podrá realizarse en forma presencial en las oficinas de la Anses.
La medida, se enmarca en la emergencia del Sector Energético Nacional, vigente hasta el 9 de julio, y en la emergencia pública, tarifaria y social que rige hasta el 31 de diciembre de 2025. En ese contexto, el Ejecutivo extendió hasta el 31 de mayo el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, con el objetivo de rediseñar la estructura de subsidios, garantizar el acceso al consumo esencial y optimizar su asignación.
Uno de los aspectos centrales de la resolución es la aprobación de nuevos lineamientos para el análisis y evaluación de las solicitudes de revisión en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (Rase). Según el texto oficial, se apunta a mejorar la focalización de los beneficios y reducir los casos de usuarios mal categorizados. Por este motivo, se faculta a la Subsecretaría a establecer indicadores que reflejen el nivel patrimonial y de ingresos de los usuarios.
Los inscriptos en el Rase no deberán reinscribirse, salvo que necesiten actualizar los datos de su grupo conviviente. No obstante, el Gobierno advirtió que en caso de detectarse declaraciones juradas falsas o accesos fraudulentos al beneficio, se aplicarán sanciones que incluyen la refacturación retroactiva de las bonificaciones, con intereses moratorios y punitorios, además de otras posibles medidas legales.
La Unión Europea (UE) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un Memorandum de Entendimiento que contempla el ingreso de la UE como Observador Permanente en OLADE.
El acuerdo fue suscrito por el Secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo Smitmans, y el Comisiario de Energía de la UE, Dan Jørgensen, y tiene el objetivo de fomentar la cooperación bilateral y el intercambio de conocimientos en materia energética en América Latina, el Caribe y la Unión Europea a nivel técnico y de mejores prácticas en el diseño de programas y proyectos.
La condición de observador de la UE contempla una participación en los órganos de gobernanza de OLADE e instancias técnicas de trabajo, lo que facilitará el desarrollo de proyectos de innovación tecnológica, y de políticas públicas tomando en cuenta el papel estratégico de la energía y su impacto en el desarrollo socioeconómico, el cambio climático, la industrialización y la mejora del índice de desarrollo humano de ambas regiones.
De acuerdo con Estudio realizado por OLADE, el comercio bilateral entre la UE y América Latina-Caribe en el sector energético ha mostrado un crecimiento constante, aumentando de U$S 10.887 millones en 2020 a U$S 35.707 millones en 2023.
América Latina y el Caribe tiene una balanza comercial energética superavitaria con la UE, con exportaciones que triplican sus importaciones desde Europa, en un marco que favorece la transferencia tecnológica, la inversión en energías limpias y la resiliencia económica ante la crisis climática.
ALC ha avanzado en la transformación de su sector energético, pero aun enfrenta desafíos vinculados al cambio climático, tales como eventos climáticos extremos, presiones sobre la infraestructura energética y la necesidad urgente de diversificar una matriz energética primaria que aún depende en gran medida de hidrocarburos y energía hidroeléctrica.
En este contexto, la UE tiene un rol importante, pues desde hace ya una década, la inversión extranjera directa (IED) en América Latina en proyectos renovables ha superado la de los hidrocarburos y hoy las empresas europeas son responsables del alrededor del 70 % de la IED en energías renovables.
Andrés Rebolledo, consideró que “la inclusión de la Unión Europea como observador resulta especialmente oportuna, pues existen interesantes coincidencias entre ambas regiones en materia energética, con desafíos comunes en torno a la seguridad, la eficiencia y la integración, así como en la ineludible transición hacia energías renovables como respuesta a la crisis medioambiental y el deterioro de los ecosistemas”.
Por su parte, Dan Jørgensen destacó que “La UE y América Latina y el Caribe fortalecen su alianza para impulsar las transiciones verde y digital. El memorando firmado integra esfuerzos energéticos regionales y refuerza la cooperación técnica. Ambas regiones avanzan hacia una transición energética limpia y sostenible. El acuerdo apoya metas compartidas: triplicar las energías renovables y duplicar la eficiencia energética al 2030”.
En un paso fundamental para la industria energética argentina, YPF concretó la primera soldadura automática del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), una megaobra que permitirá transportar y exportar petróleo shale desde la formación neuquina a escala global. Este proyecto, considerado estratégico para el desarrollo económico y energético del país, marca el inicio de una nueva etapa que transformará la matriz productiva y exportadora nacional. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, estuvo presente en el acto realizado en las inmediaciones de Chelforó, Río Negro, donde se dio inicio a la soldadura en la línea del ducto. “Vaca Muerta Oleoducto […]
La liberalización del mercado del gas natural en Brasil, iniciada hace exactamente tres años mediante la Ley del Gas, permitió que cualquier empresa o comercializadora pueda cerrar acuerdos de comercialización del combustible como parte de un largo proceso de transformación de ese segmento en el país vecino. Esa desregulación que hasta entonces estaba en manos exclusivas de una monopólica Petrobras, permitió que varias comercializadoras del vecino país comenzarán este año a cerrar los primeras acuerdos de importación de gas con petroleras que operan en Vaca Muerta, para lo cual se utiliza el sistema de gasoductos de Bolivia. En ese contexto, […]
El ministro de Hidrocarburos de la provincia afirmó que las negociaciones para el manejo de la concesión El Tordillo están avanzadas y señaló que Crown Point sería la empresa que se quedaría con el bloque. El ministro de Hidrocarburos de la provincia, Federido Ponce, confirmó que el traspaso de la concesión El Tordillo, operada actualmente por Tecpetrol, está “casi cerrado” y que Crown Point sería la empresa a quedarse con el bloque, que incluye también a Puesto Quiroga y La Tapera. “Ya está casi cerrado. La semana próxima seguramente haya novedades -anticipó Ponce, al ser consultado sobre la negociación por […]
Vaca Muerta concentra tres de cada cuatro dólares invertidos en exploración y producción de hidrocarburos. El shale oil lideró el crecimiento en 2024. Vaca Muerta se consolidó como el corazón energético de Argentina al captar el 76% del total de las inversiones en el segmento upstream de hidrocarburos durante 2024, según un informe de Aleph Energy basado en datos oficiales de la Secretaría de Energía. En total, el sector inyectó 12.800 millones de dólares en exploración y producción de petróleo y gas, con un marcado sesgo hacia el desarrollo no convencional. Este volumen representa un crecimiento del 10% frente a […]
El presidente de la Cámara de Empresarios Mineros (CAEM) analizó el potencial minero argentino: inversiones, RIGI y el futuro del cobre y el litio. Con una agenda marcada por la transición energética, la discusión del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y la búsqueda de previsibilidad jurídica, el sector minero argentino se perfila como una de las grandes oportunidades para el desarrollo económico del país. Así lo expresó Roberto Cacciola, presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), en diálogo con Modo Shale por Mitre 90.5 AM donde analizó el presente y el futuro del sector tras el […]
La iniciativa apunta a impulsar la logística integrada entre camiones y trenes, y reducir el impacto del alto tránsito en las rutas, además de potenciar el desarrollo económico regional. Neuquén comenzó a delinear el proyecto ejecutivo para la Plataforma Multimodal Ciudad de Zapala, una iniciativa que apunta a reconfigurar el sistema logístico ante el impacto de la actividad de Vaca Muerta en el tránsito, a partir de la integración de trenes y camiones en un nodo clave en el centro del territorio provincial. Desde la Subsecretaría de Industria -que depende del Ministerio de Economía provincial- explicaron que se trata de […]
La Municipalidad bahiense anunció el estado de las obras en el puerto que fomentan la productividad y la industria en el sector energético del país. El municipio de Bahía Blanca informó que se realizó la descarga de la columna deetanizadora en el Muelle Multipropósito que se encuentra en el puerto de la localidad, que se suma a las recientemente incorporadas, torres Depropanizadora y Debutanizadora que formará parte del nuevo tren de fraccionamiento de Compañía MEGA. Esta columna, con una longitud de 50 metros y un peso de 200 toneladas, permitirá fraccionar el gas proveniente de Vaca Muerta convirtiéndolo en productos […]
Más de 60 técnicos en formación y recién graduados participaron de la primera edición de Tecpetrol Conecta, junto a seis empresas proveedoras de la industria energética de la Cuenca Neuquina. Este sábado se realizó en la ciudad de Neuquén la primera edición de Tecpetrol Conecta, un encuentro organizado por el programa ProPymes de Tecpetrol con el objetivo de fortalecer la empleabilidad del talento técnico local y vincularlo con empresas que integran la cadena de valor de Vaca Muerta. Del evento participaron más de 60 jóvenes de escuelas técnicas de Neuquén capital, Añelo, Senillosa, Rincón de los Sauces y otras localidades, […]
En el marco de la 14 Exposición Internacional de Minería Argentina “Arminera 2025″. Glencore Argentina recibió en su stand a referentes de la industria, autoridades, proveedores, estudiantes y muchos interesados en conocer los avances de los proyectos MARA y El Pachón. Durante los tres días del evento, que reunió a más de 15.000 personas en el predio ferial La Rural de Buenos Aires, Glencore estuvo presente en algunos paneles junto a actores estratégicos de la industria. Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, fue uno de los protagonistas en el seminario ” Querés ser parte de esta industria?” y […]
Señaló que el Decreto 34 del MIEM implica un congelamiento de las funciones regulatorias vinculadas al sector combustibles. Con la venia del Senado, Richard Charamelo asumió como nuevo director de la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua, en representación de la Coalición Republicana. Su designación se produce tras desempeñarse durante el período 2020-2025 como integrante del Directorio de ANCAP, lo que le otorga experiencia directa en temas energéticos. En diálogo con Surtidores, el funcionario expuso su perspectiva sobre los próximos cinco años de gestión en el organismo, así como su postura frente al Decreto 34 del Ministerio de […]
El desarrollo de la industria del litio enfrenta un contexto desafiante marcado por la guerra comercial entre China y Estados Unidos y los vaivenes del precio a nivel internacional. Sin embargo, el potencial del litio argentino sigue siendo alto. Aun así su pleno desarrollo requiere de una visión estratégica a largo plazo y de inversiones que acompañen su crecimiento. Frente a este escenario, Carlos Zapata, gerente de Operaciones de Planta Carbonato de Litio de EXAR – compañía que tiene a su cargo la operación del salar Cauchari Olaroz, analizó los principales desafíos que atraviesa en la actualidad la industria.
En diálogo con EconoJournal en la feria Arminera que tuvo lugar en Buenos Aires, el ejecutivo de Exar precisó que la clave para que la Argentina pueda convertirse en uno de los principales productores mundiales está en maximizar la eficiencia, producir más, con mejor calidad y al menor costo posible. A esto se suma la necesidad de garantizar estándares de seguridad para los trabajadores y de acompañar el desarrollo con talento joven capacitado para enfrentar una industria que se encuentra en permanente transformación tecnológica.
Zapata destacó además que, aunque existen más de 20 proyectos en marcha en el país los cuales están en distintas etapas, el ritmo de crecimiento se ha ralentizado debido a la incertidumbre del mercado y a la falta de condiciones estables que impulsen nuevas inversiones.
—¿Cuál es la proyección que tiene respecto al desarrollo del sector minero en la Argentina?
— Tenemos más de 20 proyectos que están en una etapa de prospección, construcción, pero el mercado hoy hace que el desarrollo del litio no se encuentre a la máxima capacidad debido a que estamos atravesando un escenario complejo respecto al precio internacional. El nuevo presidente de Estados Unidos cambió las reglas de todo el mundo respecto a los commodities y ahora el mercado se está acomodando a los nuevos precios. Esta situación derivó en que las empresas que tienen a cargo los proyectos evalúen el escenario para poder continuar con las inversiones. Creo que es importante resaltar que como país tenemos reservas de litio en salares continentales lo que nos da una gran oportunidad de mejora. Hay muchos proyectos que están orientados a potenciar esa materia prima que poseemos, pero las inversiones son gigantes de más de mil millones de dólares. Nosotros tenemos una disponibilidad de proyectos que no la tiene ni Chile ni Bolivia. Se trata de un potencial enorme por desarrollar.
—¿Qué es lo que hace falta para poder desarrollarlo?
–Son fundamentales las políticas de Estado, no solo a nivel nacional, sino también nivel provincial para incentivar la inversión y que se puedan desarrollar estos proyectos que podrían ubicar a la Argentina como el tercer productor mundial de litio. Hoy estamos en el quinto lugar.
—¿Cuáles cree que son los desafíos para los próximos años?
–Hoy la industria del litio tiene el principal desafío de producir lo máximo posible con la mejor calidad y al menor costo. Debemos ser más eficientes en el proceso de producción porque es lo que nos demanda el mercado en este contexto. Hay que maximizar la producción minimizando los costos, obteniendo productos de mejor calidad para ser atractivos para los mercados de producción de baterías en el norte asiático, siempre teniendo como prioridad la seguridad de los trabajadores porque de nada sirve producir mucho y a bajo precio si un operador no puede volver en buenas condiciones a su casa.
—Uno de los desafíos que tiene el sector minero está vinculado al capital humano y a atraer talento joven. ¿Qué medidas están impulsando desde Exar para poder sortearlo?
–En Exar estamos aplicando un programa de jóvenes profesionales impulsado fundamentalmente en las dos universidades cercanas a nuestro proyecto: la Universidad Nacional de Jujuy y la Universidad Nacional de Salta. Tratamos de integrar a los jóvenes próximos a recibirse para que tengan una experiencia real en planta. Ellos participan con nosotros en el campo operativo y gracias a esto pueden ver cómo opera la industria de forma efectiva y ver si se sienten cómodos frente a ese nuevo desafío. Debemos preparar a los jóvenes profesionales para los nuevos desafíos vinculados a la tecnología. En la industria del carbonato de litio las nuevas tecnologías son muy cambiantes y necesitamos que nuestros jóvenes estén a la altura.
–¿Qué nuevas tecnologías observan desde la compañía?
–En febrero estuve en las plantas de GanfengLithium (empresa dueña del 50% de Exar) en China y allí está siendo un boom el reciclaje de baterías, cosa que todavía no se ve en nuestro mercado con gran impacto. Allá existen plantas nuevas dedicadas a ese reciclaje. Es algo que va a llegar en algún momento a nuestro país y debemos estar preparados para eso porque implica todo un nuevo desarrollo tecnológico. Además, esto va a requerir que nuestra producción local de carbonato de litio tenga una especificación de calidad distinta para hacerle frente a ese nuevo mercado. Se trata de un cambio continuo. A su vez, las especificaciones serán más severas y el producto que se produce hoy en la Argentina tendrá que ser más puro, lo cual nos obligará a ser más creativos para tratar de eliminar las impurezas al menor costo.
Lindero, el pórfido de oro ubicado en Salta que es operado por Mansfield Minera, se convertirá en la primera mina híbrida de la Puna. Esto es así porque la compañía desde el mes próximo funcionará durante todo el día con energía solar que provendrá de paneles fotovoltaicos. En diálogo con EconoJournal, Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera, explicó que “solamente nos abasteceremos con combustible durante la noche. Por eso vamos a disminuir su consumo en un 40%. Todo el proyecto se va a energizar con energía solar durante el día. Es un avance realmente importantísimo para todos, algo muy deseado”.
Esto es así porque en 2024 la minera firmó un acuerdo con Secco para incorporar energía renovable en la mina. El proyecto consistió en anexar a la central térmica existente un sistema fotovoltaico y un banco de baterías de ion-litio para optimizar la generación de energía limpia.
El sistema fotovoltaico – un parque solar con una potencia total de 6.55 MWp- brindará energía al proyecto minero durante el día, almacenando los excedentes en las baterías con el fin de generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera.
En base a esto, Huidobro consideró que “hoy todas las empresas están viendo estas alternativas porque la sociedad lo está exigiendo. Piden que exista una baja en la huella hídrica, en la huella de carbono. Por eso creo que la mayoría va a incorporar energía solar y hará un menor uso del agua. Además, todo esto lleva a disminuir los costos de producción”.
Expansión de la industria minera
Al ser consultado sobre el escenario actual respecto al desarrollo de la industria minera, el ejecutivo de Mansfield Minera consideró que “el escenario es muy bueno. Es muy positivo que el RIGI haya salido para el proyecto Rincón de Río Tinto. Es bueno no sólo para nuestro país sino también para nuestra provincia porque puede llegar a ser una voz de aliento para que se den otras inversiones. Esto era algo muy esperado por todos los salteños”.
Huidobro planteó que la comunidad salteña está acompañando el desarrollo de la actividad minera en la provincia porque es generadora de puestos de trabajo. También destacó las políticas impulsadas por la gobernación de Salta y expresó: “El gobierno provincial ha dado muy buenas señales con la baja de las tasas a valores razonables. Esto pone a la provincia en una posición muy competitiva y nos está generando muy buenos beneficios”.
“El hecho de tener a una mina produciendo demanda muchos años y por eso los proyectos necesitan un gobierno provincial que los impulse. Además, en los últimos años la gente ha tomado conciencia y saben cuál es el impacto positivo que tiene para ellos esta actividad. El gobierno está leyendo eso y sabe que genera empleos genuinos y no sólo directos, sino que también indirectos”, aseveró Huidobro.
Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera
Trabajo con la comunidad
Respecto al trabajo con las comunidades locales, el gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera dio a conocer que la empresa, junto con la ministra de Educación de Salta, María Cristina del Valle Fiore Viñuales, inauguraron un nuevo Jardín de Infantes en Tolar Grande (localidad que se encuentra a 75 kilómetros del proyecto minero) a fin de impulsar el crecimiento y la formación de las comunidades aledañas al proyecto.
“Siempre apostamos por la oportunidad de abrirles un lugar de capacitación cercano al lugar de vivienda de los chicos. De este objetivo también surgió el Centro Universitario Virtual, gracias a un convenio que hizo la empresa, junto a otras, con la Universidad Católica de Salta con el fin de incentivar el estudio de carreras de grado en forma virtual para que ningún chico se tenga que ir de su pueblo para estudiar e igualmente pueda convertirse en profesional”, concluyó.
Adrián Mercado, la firma dedicada a las subastas industriales, anunció que el próximo viernes 30 de mayo, realizará una subasta de la firma Techint, por renovación de flota. El proceso se llevará a cabo de forma on-line, con presencia de martillero público.
Durante el remate, se podrán adquirir grúas telescópicas tiendetubo, tractores sobre orugas, palas cargadoras frontal; retroexcavadoras, grúas torre, camiones marca Iveco, pick ups Ranger, Amarok y Nissan. También furgones Partner, semirremolques porta tubos; motocompresores, motobombas; martillos hidráulicos, entre otros cientos de lotes.
Subasta
Adrián Mercado, titular y martillero de la firma homónima, resaltó: “Estas subastas son una gran oportunidad para pymes nacionales, porque tienen la posibilidad de adquirir maquinaria de primer nivel a valores convenientes y en un excelente estado de mantenimiento”.
Para conocer el detalle de todos los lotes y realizar la inscripción, se debe ingresar al siguiente link.
Coral Energía se prepara para alcanzar un hito clave en su estrategia de expansión: cinco proyectos solares estarán en operación comercial en los próximos meses, según confirmó Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de la compañía.
El avance se da tras cerrar exitosamente el financiamiento de sus iniciativas. “Cerramos el financiamiento de los proyectos con bancas locales, un préstamo sindicado de bancos argentinos. Y estamos con todos los cronogramas”, declaró Álvarez en diálogo con Energía Estratégica.
En la provincia de Santa Fe, los cuatro proyectos adjudicados en la convocatoria Generfe del 2023 (por un total de 20 MW) ya cuentan con todos sus componentes en destino. A ellos se suma una central de autogeneración industrial de 800 kW ubicada en la planta de Grupo Corven.
“Esos proyectos están avanzando en paralelo, con toda la gente en sitio en la construcción y con todos los componentes comprados”, precisó el ejecutivo.
Con esta logística en marcha, Coral Energía proyecta que los cinco parques solares estarán en operación comercial en el corto plazo. Esta primera tanda es solo el inicio de una hoja de ruta que abarca diez proyectos fotovoltaicos en total, adjudicados tanto a nivel nacional como provincial.
“El plan de construcción fue dividido en dos etapas para garantizar eficiencia en los costos y un despliegue ordenado de recursos. En la primera etapa entra todo lo que es San Juan, Córdoba, Santa Fe y en la segunda etapa Corrientes y Santiago de Estero”,
Además, para sus proyectos enmarcados en la licitación RenMDI la empresa ya tiene colocadas las órdenes de compra de los main components, lo que permitirá iniciar su construcción en aproximadamente dos meses.
“Por tanto, dentro de tres o cuatro meses tendremos COD para los cinco primeros proyectos construidos y operando, y vamos a tener en construcción todo el resto”, subrayó el director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía.
Visión a largo plazo y nuevas apuestas
Cabe destacar que la empresa fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI 2023, adjudicándose ocho centrales por 110 MW, además de sumar los 20 MW en la convocatoria de la provincia de Santa Fe, posicionándose como un player activo del segmento solar en Argentina.
En paralelo, como parte de su hoja de ruta hacia 2030, Coral Energía se ha trazado el objetivo de alcanzar 1 GW en contratos renovables firmados. Para lograrlo, deberá sumar 830 MW adicionales en los próximos cinco años, consolidando su perfil como actor relevante en la transición energética de Argentina.
Por tal motivo es que la empresa aprovechará una nueva oportunidad y el entrevistado confirmó su participación en la licitación AlmaGBA, que contempla hasta 500 MW de capacidad BESS a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires.
La convocatoria está dirigida a proyectos de entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha objetivo de inicio contractual el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028.
Cada proyecto 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.
Seraphim avanza con paso firme en su expansión latinoamericana con soluciones para el sector fotovoltaico y de almacenamiento energético, consolidando una estrategia basada en la integración horizontal como diferencial competitivo.
Esta decisión responde a una visión corporativa que busca optimizar recursos, acelerar tiempos de implementación y potenciar capacidades mediante alianzas de alto valor.
“Nuestro estilo de trabajo está orientado a la integración horizontal. Hemos elegido trabajar con aliados que nos puedan suministrar todo aquello que nosotros no tenemos integrado verticalmente”, manifestó José Luis Blesa, director para Latinoamérica de Seraphim, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
La compañía considera que, en lugar de construir desde cero toda la cadena de valor, resulta más eficiente colaborar con actores líderes que ya disponen de tecnología, infraestructura y escalabilidad operativa.
Ese enfoque estratégico ha llevado a Seraphim a establecer acuerdos clave con dos gigantes tecnológicos chinos. Por un lado, Xiamen New Energy Company, una firma de capital mixto que opera como socio logístico y financiero de primer orden.
Por otro lado, la compañía cerró una alianza con CRRC Corporation, fabricante número uno en China y tercero a nivel global en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Este acuerdo ha sido determinante para sumar electrónica de potencia y soluciones BESS a la oferta tecnológica de Seraphim, históricamente centrada en módulos solares.
“Con esas alianzas hemos conformado un conglomerado entre las tres compañías, lo que nos está permitiendo posicionarnos como una compañía con capacidades únicas en el mundo”, destacó Blesa.
Desde 2024, Seraphim comenzó a integrar a su portafolio desarrollos propios de electrónica de potencia e inversores, consolidando una propuesta de valor que apunta a convertirse en un proveedor de soluciones llave en mano.
“En vez de enfocar nuestro capital de trabajo hacia fábricas nuevas, hemos optado por optimizar esa opción a partir de asociarnos con otras compañías que tengan facilidades”, indicó Blesa, ratificando el cambio de paradigma en la estrategia corporativa.
Dentro de esta nueva etapa, los sistemas BESS ocupan un lugar central en la visión de Seraphim para el año 2025, dado que su desarrollo permitirá transformar estructuralmente el funcionamiento de la industria fotovoltaica.
“La importancia del sistema BESS viene a cambiar la ecuación y es un cambio total de paradigma en la industria”, puntualizó Blesa. Con esta integración, Seraphim apunta a liderar la transición energética mediante soluciones completas que contemplen generación solar y almacenamiento.
Trayectoria sólida y posicionamiento global
El impulso hacia el almacenamiento energético y la diversificación tecnológica encuentra respaldo en una trayectoria de más de una década como fabricante Tier-1.
“Seraphim es una de las empresas que, en la última década, nunca ha fallado en la calificación de fabricante Tier-1”, remarcó Blesa, en referencia al estándar de evaluación que mide confiabilidad financiera, volumen de producción y presencia global.
La compañía ha suministrado más de 40 GW en módulos fotovoltaicos en más de 120 países, lo que respalda su crecimiento sostenido y su capacidad de ejecución a escala. Esa solidez le permite ahora avanzar hacia un nuevo posicionamiento, donde el liderazgo no se limite a la fabricación de módulos, sino que abarque el desarrollo de soluciones integradas para proyectos de generación solar y almacenamiento energético.
Con una estrategia centrada en la colaboración, el aprovechamiento inteligente del capital de trabajo y la expansión de sus capacidades tecnológicas, Seraphim se posiciona como uno de los referentes globales en el nuevo ecosistema energético que combina fotovoltaica, electrónica de potencia y almacenamiento.
Este 2025 podría estar marcado por el retorno a la inversión en el sector energético de México. Con la entrada en vigor de ocho leyes secundarias en el primer trimestre del año, se establecieron nuevas reglas de juego para todos los actores del mercado.
Entre ellas, la Ley del Sector Eléctrico (LESE) destaca por su impacto en la contratación de energía, especialmente para los Suministradores de Servicios Básicos, al permitirles adquirir electricidad mediante contratos directos con generadoras o a través del Mercado Eléctrico Mayorista operado por el CENACE.
En este nuevo entorno, compañías como NISA Energy detectan un “optimismo moderado”, pero sustentado, para avanzar en proyectos de generación de gran escala que estuvieron en stand by en el último sexenio, pero fundamentalmente con instalaciones para generación distribuida, autoconsumo y abastos aislado en distintas tecnologías.
La empresa, que ya cuenta con una capacidad instalada por arriba de los tres dígitos, confía en que el marco legal y operativo se irá clarificando para permitir un despliegue más dinámico. Clarifican que es vital las sinergia público privadas para el desarrollo de proyectos emblemáticos que impacten en la confiabilidad del sistema nacional
Un frente de oportunidad lo representa el almacenamiento de energía. Las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) publicadas en septiembre de 2024 establecieron el marco inicial para la integración de baterías al Sistema Eléctrico Nacional.
“Las nuevas disposiciones representan un paso en la dirección correcta, sobre todo para proyectos de autoconsumo y abasto aislado que históricamente han enfrentado trabas normativas”, asegura Salomón Ashkenazi, CEO de NISA Energy.
Sin embargo, según Ashkenazi, “aún hace falta una regulación complementaria que dé certeza técnica y financiera a quienes apuesten por este sector”.
Una de las medidas más esperadas por la industria es la implementación de ventanillas únicas para nuevos proyectos, que de acuerdo con el CEO de NISA Energy podrían destrabar interconexiones en segmentos clave.
Además, el artículo 68 de la LESE contempla mayores alternativas para el consumo propio. Por ejemplo, los usuarios con instalaciones de hasta 0.7 MW estarán exentos de permisos, mientras que los proyectos de entre 0.7 MW y 20 MW destinados al consumo en sitio serán promovidos en polos de desarrollo y parques industriales.
“Eficientar los procesos de tramitología es clave. Si eso se concreta, se pueden habilitar muchos más proyectos que están detenidos solo por cuestiones administrativas”, enfatiza el directivo.
Este escenario de establecimiento del nuevo marco legal y regulatorio se complementa con un renovado interés del gobierno en atraer inversión privada. En la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico se prevé adicionar una capacidad de generación importante al 2030, apalancada por hasta 23,000 millones de dólares de inversión.
Pero el potencial real podría ser incluso mayor. “El crecimiento puede ser más agresivo si se impulsan esquemas como el autoconsumo, que ya están ganando tracción gracias a las nuevas reglas”, destaca Ashkenazi.
Con experiencia en distintas etapas de proyectos energéticos y un historial superior a los 100 MW, NISA Energy observa que el panorama mexicano presenta una alineación favorable de política pública, normativa y oportunidades de negocio.
En ese sentido, la empresa considera que la ventana de oportunidad actual es ideal para los distintos jugadores del sector. Desarrolladores, EPCistas, suministradores, inversionistas que busquen posicionarse en un mercado que se reactiva con señales cada vez más claras.
“México está empezando a remover las barreras que por años limitaron el crecimiento del sector eléctrico moderno. Si sigue por este camino, estoy seguro que como país México será el hub regional de energía limpia y eficiente a nivel internacional”, concluye Salomón Ashkenazi.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó el martes de la semana pasada una audiencia pública para analizar los pedidos de extensión por 20 años de las licencias de Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana y Litoral Gas que vencen en diciembre de 2027. Representantes de las tres empresas expusieron allí sus principales logros de gestión para justificar las solicitudes. Sin embargo, sobre el final del encuentro Pedro Bussetti, presidente de la asociación de consumidores Deuco, sorprendió al destacar el alto porcentaje de hogares que no tienen acceso a gas natural en el área de concesión de las tres distribuidoras.
Bussetti aseguró que en los once distritos del conurbano bonaerense donde brinda servicio Metrogas, el 40,3% de los hogares no tiene gas natural, mientras que en la Ciudad de Buenos Aires ese porcentaje es del 21,5%. En el área de concesión de Litoral Gas la cifra trepa al 50,6% y en el área de Camuzzi Gas Pampeana se eleva al 31,9%. Los datos surgen del censo nacional de 2022, año en el que las concesiones privadas cumplieron 30 años.
El Observatorio del Conurbano Bonaerense de la Universidad Nacional de General Sarmiento fue un paso más allá y comparó las cifras de hogares sin gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires surgidas del censo 2022 con las de los censos de 2001 y 2010. El resultado muestra que no solo no mejoró el porcentaje de hogares con cobertura de gas natural, sino que incluso empeoró.
En la Ciudad de Buenos Aires, por ejemplo, en 2001 solo el 2,9% de los hogares no tenía acceso a la red de gas natural y en 2022 ese porcentaje se elevó al 21,5%. En los 24 distritos del conurbano, en el mismo período los hogares sin gas natural treparon de 35,8% a 41,0%. En los últimos años no ha habido variaciones significativas.
Si uno analiza los distritos bonaerenses ve que la situación no es pareja ya que algunos incrementaron su porcentaje de cobertura y otros empeoraron significativamente. Entre los que progresaron sobresale Ezeiza donde en 2001 solo el 34,11% de los hogares tenía acceso a la red de gas natural, mientras que en 2022 esa cifra había llegado al 50%. También se observa una mejora en Florencia Varela, aunque es uno de los tres distritos con peor cobertura junto con Moreno y Merlo. En esa localidad del sur bonaerense en 2001 solo el 31,4% de los hogares tenía acceso al gas natural y en 2022 el porcentaje subió al 42,4%.
La contracara son La Matanza y Vicente López. En La Matanza en 2001 el 65,1% tenía gas natural y en 2022 la cobertura había caído al 52,3%, mientras que en Vicente López en el mismo lapso el porcentaje cayó del 94,9% al 81,2%.
El impacto del atraso tarifario
En la audiencia pública, las distribuidoras destacaron que desde el inicio de sus concesiones en 1992 incrementaron la extensión de sus redes y la cantidad de hogares a los que le prestan servicio, pero en ningún momento hablaron de porcentajes de cobertura.
Al citar la estadística de hogares sin cobertura de red de gas natural Pedro Bussetti preguntó cuánto hay de responsabilidad de las distribuidoras y cuánto del Estado en esa situación. Es difícil establecer una ponderación, pero no hay dudas de que el congelamiento tarifario que se aplicó luego de la salida de la convertibilidad y que se extendió prácticamente durante todo el kirchnerismo influyó negativamente en la expansión de la red de gas natural porque, amparadas en el incumplimiento estatal de los contratos y con los ingresos recortados, las distribuidoras se limitaron a tratar de garantizarles el servicio a sus clientes, reduciendo al mínimo o directamente abandonando los planes de expansión de la red.
Metrogas mostró en la audiencia que desde que obtuvo la concesión en 1992 invirtió US$ 36 millones por año en promedio, pero entre 1993 y 2001 el promedio anual de inversión fue de 55,4 millones y entre 2002 y 2016, período en el que el valor de las tarifas se redujo a su mínima expresión por decisión de los gobierno kirchneristas, la inversión retrocedió hasta los US$ 20,8 millones por año en promedio. Entre 2017 y 2019, la inversión anual se recuperó hasta alcanzar los US$ 63 millones anuales por año, de la mano de los aumentos tarifarios que aplicó el macrismo, y entre 2020 y 2024 esa inversión volvió a caer promediando US$ 28,6 millones por año.
Slide incluido en la presentación que realizó Metrogas en la Audiencia Pública convocada por Enargas la semana pasada.
Incluso los acuerdos tarifarios que firmó el gobierno de Alberto Fernández con distribuidoras y transportistas en mayo de 2021 decían en el punto 4 de la cláusula segunda que “durante el presente Acuerdo Transitorio de Renegociación no se contempla un plan de inversiones obligatorias a ejecutar por la licenciataria”.De ese modo, al no permitir que las tarifas se actualizaran al ritmo de la inflación, se autorizó formalmente a los privados, como moneda de cambio, a suspender sus programas de inversión.
Las cifras citadas por Metrogas dejan en claro que la inversión tiene una correlación directa con la evolución de las tarifas. Por lo tanto, si bien el congelamiento tarifario benefició a los hogares que ya tenían servicio de gas natural selló la suerte de aquellos otros que no tenían. La comparación entre la foto que arroja el censo de 2001 y la del censo de 2022 en lo que refiere a la expansión de la red de gas en el AMBA no deja lugar a dudas.
Otras causas de la menor cobertura
El atraso tarifario ha sido determinante para explicar el freno en la expansión de la red de gas natural, pero no es la única causa que influyó. Fuentes de Camuzzi Gas Pampana relativizaron la relevancia de los datos sobre porcentaje de cobertura de la red al afirmar que el gas natural nunca va a tener una penetración similar a la de la electricidad por las características propias de ambos servicios. “Que haya hogares no servidos por la red de gas natural no significa necesariamente que haya una deficiencia en la infraestructura y en el crecimiento de la red. Las nuevas tendencias constructivas, los usos y costumbre de los hogares y las condiciones climatológicas hacen que en la actualidad haya una migración hacia una cobertura eléctrica”, destacaron desde la distribuidora.
Las fuentes consultadas citaron el ejemplo de la Costa Atlántica donde muchos propietarios que no tienen residencia permanente en esos distritos, antes de encarar una obra de infraestructura como la que demanda el gas natural prefieren poner un anafe eléctrico, un aire acondicionado frío-calor y un termotanque eléctrico. A su vez, en la Ciudad de Buenos Aires muchas de las nuevas construcciones son totalmente eléctricas por los menores costos que supone para el desarrollador y porque de ese modo evitan las demoras en las autorizaciones para la instalación de una red de gas natural.
La presión por atender una demanda energética cada vez más volátil en Centroamérica y el Caribe, agravada por el cambio climático y años de rezago en inversión, ha abierto un espacio para soluciones energéticas rápidas, flexibles y adaptadas. En este contexto, Aggreko ha desplegado un portafolio híbrido con opciones modulares y personalizadas de almacenamiento de energía que, en palabras de su gerente de desarrollo de negocios para la región, María Esparza, “ya están paquetizadas” y listas para responder tanto a emergencias como a nuevos desarrollos.
Durante su participación en ¿Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Esparza detalló que la empresa, reconocida históricamente por sus sistemas térmicos móviles, desde 2017 amplió su oferta incorporando almacenamiento en baterías. Hoy, el modelo de negocio incluye dos configuraciones estándar: “1 MW por 30 minutos o 1 MW por 1 hora. Entonces, según el cliente necesitas uno, necesitas dos, necesitas tres…”.
La propuesta se destaca por su inmediatez. “Es una solución bastante rápida, con una instalación en muy corto tiempo que te puede traer beneficios inmediatos”, explicó. Si bien Esparza reconoció que estas soluciones “no te van a dar absolutamente todos los servicios que puede brindar una batería porque son sistemas paquetizados”, sí están pensadas para aplicaciones concretas que resuelven desafíos inmediatos en la región, como el incremento en la demanda por olas de calor o cortes de suministro por fenómenos meteorológicos extremos.
Pero Aggreko no se limita a estas alternativas con disponibilidad inmediata. “También ofrecemos soluciones de almacenamiento que no necesariamente estén ya paquetizadas y las tengamos en stock porque somos agnósticos tecnológicamente hablando”, afirmó. En estos casos, la compañía se encarga de todo el proceso: desde la ingeniería y procura, hasta la operación y mantenimiento. Este modelo “tailor-made” permite adaptar la tecnología al cliente, y según Esparza, es más adecuado “para proyectos de mayor complejidad donde la instalación rápida no es el driver que está moviendo la necesidad sino más bien algo a medida y para un tiempo más prolongado”.
La lógica de este enfoque responde a una región con realidades diversas, donde conviven mercados con altas tasas de electrificación y otros donde aún persiste el déficit. “En algunos países la transición energética puede representar añadir más renovable a la matriz y en otros incluso electrificar porque hay países de Caricom, aunque no lo crean, que todavía tienen alrededor de 80% de electrificación, es decir, el 20% de la población no tiene acceso a energía”, señaló Esparza. En estos casos, explicó, lo prioritario no es una gran planta solar o eólica con batería, sino la generación distribuida: “Gente que para mejorar su salud, su educación y sus condiciones de vida necesita energía”.
Por otro lado, el cambio climático ha impuesto nuevas presiones al sistema. Países como República Dominicana, donde el componente hídrico es mínimo, han experimentado aumentos inesperados en la demanda. “No tenemos hidro, pero el cambio climático es tan abismal que la demanda ha incrementado porque los requerimientos de climatización así lo han demostrado”, afirmó. Esta combinación entre aumento de consumo y limitada capacidad instalada ha expuesto debilidades estructurales.
A ello se suma lo que Esparza describió como un “tercer driver” de negocio aunque en una primera lectura no lo pareciera: el rezago en inversión. “Es cuando vemos activos obsoletos, vemos líneas de transmisión insuficientes o vemos que no hay nuevas licitaciones”, señaló. Según ella, esta acumulación de factores ha abierto oportunidades de negocio para todas las tecnologías: “para la térmica, para la renovable, para la batería, etcétera”.
Sin embargo, el despliegue masivo del almacenamiento enfrenta una barrera clave: la regulación. “Básico: hay que tener claridad en la remuneración porque si no nadie va a invertir”, afirmó. Aunque destacó avances, advirtió que muchas normativas siguen siendo ambiguas. “Las regulaciones a veces son como muy ambidiestras, tienen que ser un poco más concretas y directas, y que las empresas o el inversionista sepa cuánto va a remunerar según el servicio que se va a prestar”.
La falta de un marco tarifario definido para variedad de servicios de almacenamiento limita la rentabilidad y desincentiva la inversión privada. Como ejemplo, Esparza mencionó que algunas resoluciones recientes en la región han permitido el despacho por mérito económico, pero han dejado de lado otros usos fundamentales.
Consultada sobre si la región llegó tarde a la incorporación del almacenamiento en batería, Esparza fue clara: “Para mí el mercado es el que te dicta según cada país y cada región cuál es el momento apropiado para hacer esas regulaciones”. Agregó que la actual urgencia por adoptar soluciones de almacenamiento se debe a que durante años se postergaron inversiones claves.
En su visión, países como República Dominicana aún están a tiempo de planificar bien, ya que no han alcanzado niveles de penetración renovable que generen inestabilidad. “Yo particularmente creo que Dominicana lo está haciendo bien porque todavía no tiene una penetración tan alta como para traer problemas”, concluyó.
Las elecciones estaban previstas para el 22 de julio. Al haber una sola lista, será consagrada ese día.
El mandato será por cuatro años, desde el 10 de diciembre.
