La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente al mes de febrero de 2025.
Las tendencias energéticas en la región permiten entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.
La inflación energética mensual aumentó 3.3 veces, pasando de 0.26 % en enero de 2025 a 0.86 % en febrero del mismo año. A pesar de la caída del 5.3 % en los precios del petróleo respecto a enero, esta disminución no se ha traducido en menores tarifas de combustibles en la región.
Cabe indicar que el precio del petróleo explica aproximadamente el 60 % de la variación de este índice. Es decir, este mes son las tarifas eléctricas para los sectores industrial y residencial las que explican principalmente el alza del índice, como consecuencia de la reducción de subsidios en varios países de América Latina y el Caribe.
En febrero de 2025, la inflación energética anual en América Latina y el Caribe alcanzó el 3.16 % en comparación con febrero de 2024. Aunque se trata de una de las cifras más altas de los últimos cuatro meses, se mantuvo por debajo de la inflación total, que fue del 4.10 %.
En el mismo mes, la inflación energética interanual en los países de la OCDE descendió a 3.62 %, tras haber registrado 4.0 % en enero. En contraste, América Latina y el Caribe ha mostrado un aumento en la inflación energética durante los últimos cuatro meses, alcanzando un 3.16 % en febrero de 2025, aunque aún por debajo del promedio de los países de la OCDE.
Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.
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En el marco del Día Internacional de la Tierra, Camuzzi lanza la calculadora de huella de carbono, una herramienta gratuita, simple y accesible que permite a los usuarios estimar el impacto ambiental generado por el consumo de gas natural en los hogares.
La iniciativa busca concientizar sobre la importancia del uso responsable de la energía y fomentar pequeños cambios en la vida cotidiana que ayuden a reducir las emisiones. Se puede acceder a ella desde la página web de la distribuidora, Simulador de Consumo | Camuzzi Gas
¿Qué es la huella de carbono y por qué importa?
La huella de carbono es un indicador que mide la cantidad de gases de efecto invernadero (como el CO₂ y el metano) que se liberan a la atmósfera como consecuencia de nuestras actividades diarias, como el uso de transporte, el consumo de bienes, la electricidad o la calefacción. Se expresa en kilogramos de CO₂ equivalente (CO₂e).
Aunque el gas natural es la fuente de energía más limpia entre los combustibles fósiles, su consumo también forma parte de la huella de carbono. Por eso, conocerla es el primer paso para reducirla.
La calculadora desarrollada por Camuzzi estima primero el consumo bimestral de gas natural, expresado en m3, a partir de los artefactos que el usuario indica que utiliza a diario en su hogar. Con esos datos ingresados, la plataforma proyecta el impacto ambiental que se genera.
Consejos para reducir el consumo y el impacto
Además de la calculadora, Camuzzi comparte recomendaciones prácticas para promover un uso responsable y eficiente del gas natural (Ahorro de Energía | Camuzzi Gas), que incluyen:
Apagar los artefactos en “piloto” cuando no se usan. Este consumo pasivo puede representar más de un 10% del consumo del hogar.
Calefaccionar a una temperatura máxima de 20 ºC.
Siempre que sea posible, adquirir artefactos de Clase A adaptados a las necesidades del hogar.
Evitar el uso innecesario del horno, pues su consumo equivale a tres hornallas encendidas.
Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente.
No abrir ventanas para bajar la temperatura. Regularla a través de los propios artefactos instalados.
Regular la temperatura del agua desde el calefón o termotanque para evitar mezclar agua caliente y fría al mismo tiempo.
El objetivo de esta nueva herramienta es que el usuario pueda dimensionar el resultado de sus hábitos cotidianos, para favorecer la adopción de nuevas medidas que permitan promover una reducción del consumo, y de esta manera generar un impacto positivo en el ambiente.
Un compromiso que empieza desde adentro
Como principio rector de su gestión ambiental, la compañía ha asumido la responsabilidad de utilizar los recursos de forma racional, y de prevenir y mitigar los impactos ambientales vinculados con sus actividades.
Este enfoque implica la instrumentación de políticas tendientes a mitigar fugas de gas en las instalaciones e incrementar las eficiencias de los procesos para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, tanto en la fase de diseño de un proyecto y la construcción de las distintas infraestructuras energéticas, como asi también durante la gestión del mantenimiento de los activos y la prevención de roturas. La compañía además cuenta con políticas y procedimientos vinculados al cuidado del recurso hídrico, la gestión de residuos, la reutilización de material de rezago, y la digitalización de los distintos procesos administrativos y comerciales, que han permitido una importante reducción del consumo de papel.
Camuzzi se encuentra además desarrollando, junto a consultores especializados, la estructura de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero, un paso clave hacia la medición de su propia huella.
Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 56.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
La Cámara de Comercio Argentina–Texas (ATCC) liderará la Misión Comercial Energética a la OTC 2025, que reunirá a más de 100 empresas argentinas del sector energético para una semana clave de intercambio comercial, cooperación institucional y vinculación tecnológica durante la Offshore Technology Conference (OTC), el evento más importante del mundo en materia de energía offshore.
El objetivo es profundizar los lazos bilaterales entre Argentina y Texas, fomentar la inversión, promover la adopción de tecnologías de vanguardia y fortalecer la cooperación público-privada.
Cumbre bilateral de energía y alianzas estratégicas
La misión comenzará el domingo 4 de mayo con la Cumbre Bilateral de Energía: Oportunidades de Inversión en Argentina, un panel de alto nivel con la participación de Federico Veller (Subsecretario de Combustibles Líquidos de Argentina) y Ruth Hughs (ex secretaria de Estado de Texas), moderado por la asesora energética Barbara D’Amato. También estarán presentes los gobernadores de Alberto Weretilneck (Río Negro); Rolando Figueroa (Neuquén); Alfredo Cornejo (Mendoza); Martín Llaryora (Córdoba).
El día culminará con el tradicional Cóctel Internacional Pre-OTC en el Houston Petroleum Club, un evento social y de networking que reunirá a funcionarios, empresarios y expertos del sector energético global.
La iniciativa cuenta con el respaldo de organizaciones clave como Energy Workforce & Technology Council, Greater Houston Partnership, Cámara de Comercio Brasil–Texas, Cámara de Comercio Italia–Estados Unidos y la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, según informaron.
Objetivos de la misión
• Promover la colaboración entre los ecosistemas energéticos de Argentina y Estados Unidos • Identificar nuevas oportunidades de comercio e inversión • Facilitar la transferencia tecnológica y el acceso a innovación • Estimular el diálogo entre actores del sector público y privado
Es una oportunidad para que las empresas argentinas se inserten en Texas y para que firmas estadounidenses accedan al mercado energético argentino, destacaron desde la organización.
Las empresas interesadas en sumarse a esta experiencia pueden obtener más información y registrarse a través del sitio oficial de la ATCC: www.argtexas.org o escribiendo a info@argtexas.org. La participación está abierta a empresas de toda la cadena de valor del sector energético.
El presidente ruso, Vladímir Putin, impulsa y recomienda acelerar la creación de un reactor nuclear de investigación de sales fundidas,para la “quema” de sustancias radiactivas peligrosas., según RT
Según la instrucción dada, el Gobierno, junto con la corporación nuclear estatal rusa Rosatom y el centro científico Instituto Kurchátov, debe preparar y presentar antes del 1 de junio propuestas para acelerar la creación de un reactor consistente en un módulo de reprocesamiento de combustible nuclear gastado.
“Es un proyecto importante desde el punto de vista ecológico”, explicó Vasili Tinin, director de Políticas Públicas de Residuos Radiactivos de Rosatom. “Se utilizará para probar tecnologías para la eliminación de actínidos menores, isótopos altamente radiotóxicos y de larga duración que quedan después del reprocesamiento del combustible nuclear gastado de los reactores térmicos actualmente en funcionamiento”, detalló. Según Tinin, en el futuro, sólo unos pocos reactores de este tipo serán capaces de procesar todo el volumen de los elementos más peligrosos del combustible nuclear gastado producido por los reactores térmicos del país. “La energía sin residuos radiactivos es el sueño de los científicos nucleares de todo el mundo. Rusia es el país que más ha avanzado en el intento de convertir este sueño en realidad”, dijo.
¿Qué es un reactor de sales fundidas?
En los reactores de sales fundidas (MSR, por sus siglas en inglés) se utilizan sales fundidas como combustible o refrigerante. La sal fundida es una sal que se licúa a altas temperaturas y puede almacenar enormes cantidades de energía térmica a presión atmosférica, explica el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA)
Actualmente, la mayoría de las centrales nucleares del mundo utilizan reactores de agua a presión. Sin embargo, si en vez de agua se usa sal como refrigerante primario, esta puede absorber inmensas cantidades de calor, lo que permite que los reactores puedan funcionar a temperaturas muy elevadas. Esto podría contribuir a la descarbonización de procesos industriales sin que se emitan grandes cantidades de gases de efecto invernadero. “Los MSR suscitan cada vez más interés a escala internacional, ya que pueden suministrar grandes cantidades de electricidad de manera eficaz y eficiente en relación con los costos y producir calor industrial de alta temperatura que puede emplearse en diversas aplicaciones industriales”, señala el OIEA.
Tecpetrol, el brazo energético del Grupo Techint, concretó sus primeras exportaciones de gas natural a clientes de Brasil utilizando el sistema de ductos de Bolivia, tal como semanas atrás hiciera la francesa TotalEnergies.
La compañía que es la mayor productora de shale gas de la Argentina informó que las exportaciones concretadas se realizaron en modalidad interrumpible para fomentar la integración energética regional, a través de dos comercializadoras de gas natural, la del grupo Cosan y la del grupo J&F.
A través de un acuerdo con EDGE, empresa brasilera promotora de la transición energética y en particular del mercado libre de gas, y otro con MGAS, gestora e importadora de combustibles, la compañía Tecpetrol se sumó a las exportaciones de gas natural argentino con destino a Brasil vía Bolivia.
“Nuestro principal objetivo es abrir nuevos mercados regionales, generando y haciendo subir la demanda para la oferta creciente de gas en el país, en particular con el potencial que desata Vaca Muerta. Hay una oportunidad enorme, y se están realizando y planeando ampliaciones de capacidad de transporte, que nos permitirán abastecer en forma competitiva y segura a todos nuestros países vecinos”, comentóa Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol.
Los volúmenes aproximados de estas primeras exportaciones de Tecpetrol fueron del orden de 150 Mm3/d para EDGE y de 100 Mm3/d para MGAS, lo que fue solo posible a partir de la conclusión de las obras de reversión del Gasoducto del Norte que permite llevar el gas de Vaca Muerta hacia esa región del país, y de ahí conectar con el anillo regional.
La compañía del Grupo Techint tiene una capacidad de producción total propia de 25 MMm3/d en Argentina, donde opera dos yacimientos gasíferos convencionales en la Cuenca Noroeste y el principal yacimiento de gas no convencional en la Cuenca Neuquina.
Grenergy, generadora renovable de española creada en 2007, lanzó una nueva subasta inversa a través de su división comercializadora en Chile denominada “GR Power”, con el objetivo de comercializar 1,7 TWh/año de energía solar y almacenamiento en baterías (BESS) de varios de sus proyectos híbridos en el país.
La licitación está dirigida a generadoras, comercializadoras y grandes consumidores, y dispone de un bloque de suministro nocturno por 1.400 GWh/año y uno diurno de 300 GWh/año, con suministro previsto a partir del primer semestre de 2026 y 2027.
Esto se debe a que Grenergy se encuentra realizando procesos de hibridación o agregando capacidad de storage en base a sistemas BESS para sus centrales fotovoltaicas “Algarrobal”, “Monte Águila” y “Elena”, que permitirán la inyección de 1.400 GWh/año en horario nocturno desde BESS al sistema, y de 300 GWh fotovoltaicos en horario diurno.
El proyecto Elena cuenta con 67 MWac PV operativos, y actualmente en proceso de construcción un sistema BESS de 485 MW y 7 horas de almacenamiento. Mientras que los parques Algarrobal y Monte Águila, se encuentran en un estado avanzado de desarrollo, próximos a alcanzar la fase de ready to build.
Capacidad de cada proyecto a subastar
El segmento de energía nocturno se dividirá en sub-bloques de acuerdo con cada proyecto, todos de igual tamaño o cantidad de energía anual y con la misma fecha de inicio y vencimiento según las opciones de horizontes de contratación.
En tanto que el bloque diurno también se dividirá en sub-Bloques de acuerdo, pero sólo contemplará los proyectos Elena (200 GWh) y Algarrobal (100 GWh), donde cada sub-bloque tendrá disponible 50 GWh.
Las empresas coordinadas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) podrán efectuar ofertas económicas por la adquisición de la totalidad o parte de la energía generada de cada central hasta el martes 6 de mayo, a través de la plataforma de marketplace Match Energía.
El análisis de las ofertas y notificación correspondiente a las firmas proponentes será hasta el 15 de mayo; seguido por una ronda de reuniones y aclaraciones desde el 19 al 30 de dicho mes. Mientras que las negociaciones de las cláusulas comenzarán el 30 de junio y la firma de contratos se hará el 30 de julio.
Puntos de inyección
Experiencia en la materia
Esta es la segunda vez que Grenergy lanza su propia subasta de energía renovable tras lo hecho en 2022 (ver nota), también mediante la plataforma Match Energía, cuando se convirtió en la primera productora de energía limpia en Latinoamérica en llevar a cabo una subasta de este tipo.
En aquel entonces, la firma española firmó dos acuerdos en Chile para la venta de energía de aproximadamente 240 GWh/año, por un periodo de suministro mayor a 10 años.
Hecho que incluso le permitió a Grenergy acceder a financiamiento para la construcción de una planta solar de 240 MW, como parte de su pipeline 18,3 GWh de sistemas de almacenamiento y 4,1 GW solares.
En el marco de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Itzel Rojas, Senior Sales Manager de Seraphim en Chile y México, planteó con precisión los desafíos que enfrenta el sector fotovoltaico en el país. Según la ejecutiva, aún existen obstáculos clave que impiden el crecimiento sostenido de nuevos proyectos de energía solar, a pesar del potencial competitivo y la madurez tecnológica alcanzada por las empresas del sector.
“Está el objetivo, está bien, pero sí hay que voltear a ver qué está pasando con las demoras en las interconexiones, los permisos y, en general, hay que ver claridad regulatoria”, manifestó Rojas en relación con la meta del Gobierno de permitir a los privados adicionar entre 6.400 MW y 9.550 MW de renovables al 2030, según la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico.
Desde la visión de la referente de Seraphim, el desarrollo del sector se ve condicionado por la falta de claridad institucional. Itzel Rojas subrayó que “ya se desmanteló la CRE” y que “vienen a formarse nuevas instituciones y está perfecto, siempre y cuando ayude realmente a mejorar toda la cuestión burocrática que están buscando sobre todo las empresas constructoras”.
En este contexto, Rojas argumentó que fomentar el financiamiento es igual de importante que la claridad regulatoria. A pesar de que la energía solar es una de las fuentes renovables más accesibles en México, “no deja de haber PyMEs o MiPYMEs que requieren ciertos financiamientos, apoyos económicos para poder seguir creciendo”, enfatiza. En su visión, tanto las grandes industrias como las pequeñas y medianas empresas deben ser consideradas como motores del desarrollo económico y energético.
“Unir esfuerzos” entre todos los actores del sector privado será esencial, sostuvo Rojas. Pero también será imprescindible desde su perspectiva fortalecer los certificados de energías limpias (CELs). “Hay que acelerar o mejorar más los certificados CELs porque también por ahí tenemos un cuello de botella que hay que resolver para fomentar más proyectos de energía renovable en el país”, advirtió.
Tecnología solar avanzada y adaptabilidad de mercado
Seraphim, fabricante integral de tecnología fotovoltaica y almacenamiento energético, mantiene una fuerte presencia en México desde 2017 y se ha consolidado en el país superando el 10% de participación de mercado con sus módulos solares de alta calidad. Rojas explicó que durante el último año, esta marca Tier One ha concentrado sus esfuerzos en el desarrollo de módulos entre 580 y 700 W, disponibles tanto a proyectos de generación distribuida como a utility scale.
En cuanto a la tecnología dominante, detalló que “la tecnología que está ponderando ahorita es la TOPCon”, destacando también la especialización de Seraphim en módulos bifaciales, con los cuales “los epecistas pueden generar ganancias significativas”.
A su vez, la compañía ha incursionado en soluciones para segmentos específicos. “Desarrollamos también módulos flexibles enfocados más como para el segmento residencial o ciertas aplicaciones distintas”, indicó Rojas. Estas tecnologías están diseñadas para instalarse en superficies irregulares, como “domos, techos curvos”, y son especialmente útiles “donde no necesitan forzosamente mucho peso”, ya que mientras un módulo convencional puede pesar entre 30 y 33 kg, los módulos flexibles pesan alrededor de 6 kg, lo cual ofrece ventajas significativas en instalaciones más exigentes.
Además, Seraphim ha lanzado este año un innovador módulo full screen, que elimina parte del marco para evitar acumulación de polvo y humedad, lo cual “mejora la eficiencia del módulo”, comentó Rojas. Y, entre otras novedades, en el ámbito del almacenamiento, están fabricando baterías en alianza con CRRC que se presentan en contenedores de 25 pies siguiendo los más altos estándares de la industria.
Sobre el comportamiento del mercado y los precios, la referente comercial recordó que en diciembre pasado se anticipó una suba en los costos, luego de un prolongado descenso. Esta variación, según indica, “tiene que ver mucho con temas de PPAs en China y varios temas relacionados a la fabricación fotovoltaica en China”. Desde la perspectiva de Seraphim, los precios podrían ubicarse “entre los 9 y los 10 centavos dólar vatio pico” hacia mayo. “Esperamos precios estables. Definitivamente creo que todos en la industria esperamos eso”, subrayó.
Menara Construcciones, una firma con más de 60 años de experiencia en obras civiles para la industria y la agroindustria, acelera su expansión en el mercado regional con una estrategia basada en innovación técnica, alianzas internacionales y especialización en energías renovables.
La empresa con sede en Rafaela, Santa Fe, identificó una oportunidad concreta en el sector a partir del programa RenovAr, que marcó el inicio de su participación en proyectos eólicos mediante la construcción de caminos y cimentaciones, apoyada en su propio parque de equipos para movimiento de suelos y plantas hormigoneras.
Para consolidar su posicionamiento en el sector, Menara creó una nueva unidad de negocios: MOVEY: “Con MOVEY buscamos soluciones innovadoras a los procesos convencionales de construcción”, manifestó el gerente general de Menara Construcciones, Hermas Culzoni, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
Esta área de negocio fue diseñada para responder a la demanda específica de tecnólogos y generadores que necesitan proveedores con capacidad local y conocimiento técnico, destacando la importancia de ofrecer servicios nacionales especializados en el montaje de aerogeneradores.
La compañía ya proyecta iniciar nuevas obras en el país durante este año, con una hoja de ruta que contempla una expansión progresiva hacia países vecinos.
“Tenemos un plan de expansión donde podamos ir abarcando toda Latinoamérica, empezando por Argentina, para cubrir las necesidades de los tecnólogos o de los generadores en distintas locaciones de LATAM para la provisión de montajes y mantenimiento”, sostuvo Culzoni.
Uno de los pilares de esta estrategia es el desarrollo de acuerdos estratégicos con empresas extranjeras. Por un lado, Menara firmó un convenio de exclusividad con una compañía española para implementar una solución de cimentación premoldeada en todo el territorio argentino.
Esta tecnología permite optimizar costos al reducir la cuantía de hierro y el volumen de hormigón necesario, además de acortar significativamente los plazos de ejecución. Pero lo más relevante es que permite elevar entre 6 y 8 metros la altura de la torre, lo que representa una ventaja doble: mayor eficiencia constructiva y una mejora sustancial en la generación de energía.
“Además, estamos cerrando otro contrato para empezar durante este año y proyectando un crecimiento en Argentina para el segundo semestre del 2025 y primer semestre del 2026”, complementó el especialista.
En esa línea, los próximos pasos están marcados como etapas clave para el crecimiento regional, dado que Chile aparece como el próximo destino de su internacionalización. Paralelamente, la firma ya trabaja en proyectos en Costa Rica, ampliando su alcance desde el Cono Sur hacia Centroamérica.
Mientras que en Costa Rica, la compañía cerró un acuerdo con HT SETECCA, una empresa costarricense con más de 15 años de experiencia en el montaje de torres eólicas. a fin de compartir conocimientos técnicos esenciales y habilitar la operación local en nuevos mercados, facilitando servicios de montaje, operación y mantenimiento.
Menara apunta a diferenciarse en el mercado no solo por su capacidad operativa, sino por un enfoque que combina eficiencia económica y mejoras técnicas en obra civil. “Hay un ahorro importante en cuanto a cuantía de hierro, a la cantidad de volumen de hormigón”, explicó Culzoni, al referirse a las ventajas del nuevo sistema constructivo.
Esta propuesta no solo responde a las exigencias del sector renovable, sino que anticipa una demanda creciente por soluciones escalables, sustentables y adaptadas a los tiempos de ejecución que requieren los nuevos desarrollos.
Por lo que la sinergia entre experiencia en obra civil, especialización en energía eólica y alianzas estratégicas ubica a Menara en una posición de fortaleza para competir en el plano regional, con Argentina como punto de partida y con vistas a expandirse en diversos países de Latinoamérica.
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil presentó el anteproyecto de ley de reforma del sector eléctrico ante la Casa Civil del país, que propone cambios estructurales vinculados con el mercado libre de energía, reestructuración de tarifas y el equilibrio sectorial.
Tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota) la propuesta presentada a la Casa Civil tiene el objetivo de ampliar el acceso de las familias a la electricidad, reducir las desigualdades sociales, brindar equilibrio en el sector eléctrico, garantizar mayor libertad a los consumidores para elegir proveedores de energía, promover más competencia y proteger a la población más vulnerable.
Uno de los ejes centrales de la reforma es la liberalización total del mercado de energía. A partir de marzo de 2027, los consumidores industriales y comerciales conectados a baja tensión (menos de 2,3 kV) podrán elegir libremente a sus proveedores de energía.
Esta libertad se extenderá a consumidores residenciales, rurales y otros sectores a partir de marzo de 2028, permitiendo una mayor competencia y posibilidad de optar por fuentes de generación renovables.
Para avanzar en la liberalización total del mercado eléctrico, el gobierno busca crear la figura del proveedor de última instancia (SUI), que deberá estar regulado antes de julio de 2026, a fin de garantizar la continuidad del servicio para consumidores que, por cualquier motivo, no cuenten con contratos activos en el mercado libre.
Además, la reforma propone ajustar el horario de descuento del riego, que actualmente está fijado entre las 21.30 y las 00.00 horas. y las 6 a.m., considerando los cambios en el consumo y generación de energía en Brasil, especialmente debido al aumento de la generación solar.
“El objetivo es hacer este calendario más flexible y eficiente, adaptándolo al nuevo escenario de generación y consumo energético, pudiendo incluso reducir los vertimientos renovables”, señalaron desde el gobierno.
También se pretende redefinir la figura del autoproductor, ahora centrada en grandes consumidores con una demanda contratada mínima de 30 MW y una participación de al menos 30% en el capital social del emprendimiento energético; a la par que se fijan condiciones para conservar esta categoría en caso de reestructuraciones empresariales o análisis por parte del Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE).
El gobierno anticipa el fin progresivo de subsidios cruzados y prorrateo equitativo de los cargos del Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) entre todos los consumidores, sin distinción por tipo de tensión; como también modificar la tarifa social que actualmente beneficia a 17.000.000 de hogares de bajos ingresos, que representan un universo de 60 millones de personas.
Incluso, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil podrá establecer tarifas diferenciadas según horario, localización, morosidad o modelo de prepago, entre otros puntos; por lo que se contempla la posibilidad de tarifas multipartitas y cambios en el régimen tarifario de generación.
“La reforma también pretende eliminar distorsiones y aportar previsibilidad y seguridad jurídica al sector. El objetivo es promover una reducción de costos para los consumidores, preservando al mismo tiempo un entorno favorable para las inversiones, especialmente en distribución y generación de energía”, menciona el anteproyecto de ley.
De igual modo, días atrás el gobierno mencionó medidas como la inversión de más de R$ 60000 millones en transmisión para la integración total del país al Sistema Interconectado Nacional (SIN), especialmente en la zona de la Amazonía, en pos de reducir el uso de combustibles fósiles.
El texto del proyecto de ley, aún en fase preliminar, deberá pasar por el Congreso y puede sufrir modificaciones. Sin embargo, constituye una de las reformas más ambiciosas del sector en las últimas décadas, con el objetivo de modernizar el sistema, promover la competencia y garantizar un acceso más justo a la energía para todos los brasileños.
Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, sigue avanzando como gestor de activos para la transición energética, y se acerca a la meta de contar en 2027 con 1.000 megavatios de energía solar y eólica en operación en Colombia. Con este propósito se cerró una compra de 675 MW de un portafolio de proyectos en distintos estados de desarrollo a Mainstream Renewable Power.
Los proyectos adquiridos son:
Parques solares: Andrómeda (Sucre), de 100 MW, Aries (Córdoba) de 175 MW, y Pollux (Casanare) de 100 MW. El más avanzado de ellos es Andrómeda, el cual cuenta con licencia y punto de conexión a la subestación Toluviejo 220 kV, propiedad de la plataforma Caoba de Celsia en alianza con Cubico Sustainable Investments.
Parques eólicos: Neptuno, de 150 MW y Sirius, de 150 MW. Ambos ubicados en La Guajira.
«Andrómeda es el proyecto que más nos interesa del portafolio por su estado de desarrollo, al estar ubicado en una zona que ya conocemos y en donde venimos trabajando en activos de transmisión. Además, estará conectado a una subestación nuestra lo que garantiza uno de los puntos más críticos de los proyectos actualmente en el país, que es la conexión a la red. Esperamos comenzar su construcción a final del año o inicios del próximo. Sobre los demás proyectos avanzaremos en temas de licenciamiento y conexión, y como gestores de activos, iremos tomando decisiones sobre ellos”, puntualizó Ricardo Sierra, líder de Celsia.
Andrómeda es el único proyecto que ya tiene toda la etapa preconstructiva lista. Los demás están en estados de desarrollo más temprano, con diferentes avances cada uno en temas como: estudios ambientales, mediciones del recurso, diseños conceptuales, aseguramientos de los predios, entre otros.
«En Celsia nos hemos propuesto seguir impulsando la transición energética en Colombia, al punto que esperamos para 2027 tener 1 Gigavatio de energía renovable no convencional en operación. Hoy tenemos 339 MW y otros 300 MW en construcción. Este portafolio de Mainstream Renewable Power se ajusta muy bien con el nuestro, especialmente por la ubicación y estados de desarrollo, además de la confianza que nos da la experiencia y rigurosidad en el diseño y desarrollo de proyectos eólicos y solares de esta compañía global», comentó, Ricardo Sierra líder de Celsia.
Por su parte, Manuel Tagle, Gerente General LATAM de Mainstream Renewable Power afirmó: «Nos sentimos muy contentos de que Celsia, empresa líder de la industria renovable en Colombia, haya adquirido este importante portafolio de Mainstream. Son proyectos muy buenos, con un estado de avance importante y que serán claves para seguir fortaleciendo la transición energética y el liderazgo de Celsia en este tema en el país».
Atlas Renewable Energy , líder internacional en el desarrollo de energías renovables, obtuvo el mayor financiamiento de su historia a nivel global para la construcción de su proyecto híbrido Estepa (Solar Fotovoltaico + BESS) , ubicado en la comuna de María Elena, Región de Antofagasta. El financiamiento de USD 510 millones fue estructurado en condiciones altamente competitivas, con el respaldo de instituciones financieras de primer nivel como BNP Paribas, Crédit Agricole Corporate & Investment Bank, DNB Bank, Scotiabank Chile, Sumitomo Mitsui Banking Corporation y The Bank of Nova Scotia.
El Proyecto Estepa es un sistema híbrido compuesto por una central fotovoltaica, con una capacidad instalada de 215 MW y una generación estimada de 600 GWh anuales, suficiente para abastecer a más de 250 mil hogares chilenos. Contará, además, con dos sistemas de almacenamiento BESS que suman 418 MW con cuatro horas de autonomía, lo que permitirá entregar energía de forma continua, incluso en horas sin generación solar. Se estima que el proyecto iniciará su operación comercial a finales de 2026.
La operación de Estepa está respaldada por dos contratos de compraventa de energía firmados con Codelco y Colbún, actores clave del sector minero y energético en Chile. Esta combinación de acuerdos fortalece el posicionamiento de Atlas como socio estratégico en la transición hacia una matriz energética más limpia, resiliente y segura.
«Este hito demuestra nuevamente el liderazgo de Atlas. No sólo marca el mayor financiamiento de nuestra historia, sino que lo hacemos de la mano de un proyecto híbrido a gran escala. Los acuerdos alcanzados con actores clave del país reflejan la competitividad de Atlas en proyectos complejos y de gran envergadura. Estamos orgullosos de seguir siendo aliados estratégicos de las compañías más relevantes tanto en minería como en energía», afirmó Alfredo Solar, gerente regional de Atlas Renewable Energy para Chile y el Cono Sur.
Este cierre se concretó apenas cinco meses después de la firma de otro acuerdo con un actor estratégico de la minería, Grupo CAP a través de sus empresas Compañía Minera del Pacífico y Aguas CAP, con quien se acordó en diciembre el suministro de 450 GWh anuales que serán suministrados por el proyecto híbrido Copiapó.
Con este paso, Atlas Renewable Energy consolida su posición en soluciones energéticas que combinan generación renovable y almacenamiento avanzado, junto con aportar soluciones tecnológicas a la vanguardia que permiten adaptarse a los cambios que viven los mercados eléctricos de Chile y la región en el marco de la transición hacia el uso de energías limpias.
MLPE son las siglas en inglés de Module-Level Power Electronics, es decir, Electrónica de Potencia a Nivel de Módulo. Esta tecnología se aplica a los sistemas solares para que cada panel solar trabaje de forma independiente, con su propio dispositivo de conversión y control de energía.
En lugar de conectar todos los paneles a un solo inversor (como en los sistemas tradicionales), cada módulo tiene su propio microinversor o un optimizador que lo gestiona por separado. ¿La ventaja? Un sistema solar mucho más inteligente, eficiente y confiable.
Un Poco de Historia
La historia de la tecnología MLPE comienza en un momento clave de la evolución de la energía solar: la transición de sistemas fotovoltaicos grandes y centralizados hacia instalaciones más eficientes, modulares y fáciles de gestionar. La energía solar, tal como la conocemos hoy, comenzó a despegar comercialmente en la primera década del siglo XXI, cuando el costo de la energía solar cayó y la demanda por soluciones más accesibles y eficientes aumentó. Sin embargo, había un desafío clave: los inversores centrales tradicionales, aunque efectivos, tenían una gran limitación: todos los paneles dependían de un solo punto de conversión de energía, lo que significaba que cualquier variación en el rendimiento de un solo panel afectaba a toda la instalación.
Hoy en día, los sistemas de MLPE no solo se limitan a microinversores y optimizadores de potencia. Estas tecnologías han evolucionado para incluir sistemas de monitoreo avanzado y gestión inteligente de la energía, que permiten a los propietarios de instalaciones solares optimizar la eficiencia de manera constante, adaptándose a condiciones cambiantes.
¿Cómo Funciona MLPE?
En un sistema con tecnología MLPE:
🔌 Cada panel solar está conectado a su propio microinversor (o a un optimizador).
🔄 La conversión de energía de corriente continua (DC) a corriente alterna (AC) ocurre directamente en el lugar donde se genera.
📶 Los datos de rendimiento se envían en tiempo real a una unidad de comunicación (como el Gateway de APsystems), y de ahí a la nube.
📱 Desde EMA APP, puedes ver cuánto está produciendo cada panel, detectar problemas y analizar tendencias.
Esto no solo mejora la eficiencia general, sino que hace que el sistema sea más predecible, escalable y seguro.
Los usuarios no tienen que ser expertos en energía. Con APsystems, simplemente reciben más valor, control y tranquilidad. Aquí te explico por qué:
Más eficiencia energética
Cada panel trabaja al 100% de su capacidad sin ser afectado por los demás.
Sombra sin drama
Si un panel tiene sombra o está sucio, no afecta al rendimiento de los otros.
Monitoreo por panel, en tiempo real
Puedes ver desde tu celular cuánto está generando cada módulo y si alguno necesita atención.
Instalación escalable
¿Solo puedes empezar con 6 módulos? No hay problema. Puedes agregar más después sin cambiar nada.
Mayor seguridad
En caso de mantenimiento o emergencia, el sistema puede reducir automáticamente el voltaje en el techo.
Menor mantenimiento, detección más rápida
No hay que revisar todo el sistema si algo falla. Puedes ver exactamente cuál módulo necesita atención.
APsystems ha llevado la tecnología MLPE a un nuevo nivel con soluciones que combinan potencia, simplicidad y control. Todo su ecosistema está pensado para que tanto el instalador como el usuario final tengan la mejor experiencia posible.
Productos clave de APsystems:
Microinversores (como DS3 o QT2) Se instalan en cada panel o grupo de paneles (2 o 4), y convierten la energía directamente en el techo.
Unidad ECU (Energy Communication Unit) Actúa como el “cerebro” del sistema. Recoge datos de cada microinversor y los envía a la nube.
Plataforma EMA (Energy Monitoring & Analysis) Permite ver cuánta energía genera cada panel, detectar fallas y descargar reportes desde el celular o la computadora.
>>> Aplicaciones en la Vida Real
Gracias a su diseño modular, los sistemas MLPE de APsystems son perfectos para:
Residencias con techos pequeños, sombreados o de varias orientaciones.
Negocios que necesitan confiabilidad y monitoreo constante.
Proyectos solares que buscan escalabilidad sin rediseñar todo desde cero.
Escuelas o instituciones que quieren enseñar sostenibilidad con datos en tiempo real.
¿Quieres dar el siguiente paso?
Si estás pensando en instalar energía solar, elegir un sistema con tecnología MLPE de APsystems es elegir un sistema moderno, preparado para el futuro y totalmente a tu medida.
El presidente Javier Milei firmará un decreto que autoriza la privatización total de Energía Argentina S.A. (Enarsa), aunque lo hará por partes, mediante la separación de las actividades y activos de cada una de las unidades de negocio de la compañía pública. Según la norma, a cuyos lineamientos centrales accedió EconoJournalen exclusiva, lo que se busca al avanzar de ese modo es garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que la empresa estatal tiene a su cargo. Lo primero que pondrá a la venta son sus acciones en Citelec, la sociedad controlante de Transener, la empresa que opera la mayor red de alta tensión de energía de la Argentina.
La propia naturaleza de los activos que tiene Enarsa hace difícil avanzar con su privatización en un solo paquete. La empresa creada por ley en 2004, durante el gobierno de Néstor Kirchner, tiene un portfolio diversificado que incluye, además del 50% de Citelec, el Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), las represas de Santa Cruz (que tienen un grado de avance superior al 30%), el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), el 50% de la terminal de GNL de Escobar (el otro 50% es de YPF) y la mayoría accionaria de las centrales térmicas Manuel Belgrano (Campana, Buenos Aires) y José de San Martín (Timbúes, Santa Fe) que se construyeron bajo el programa Foninvemem y sobre las que todavía existe una polémica en torno a cuál es el porcentaje que controla el Estado, lo que impidió que se liquiden esos fideicomisos.
El primer paso
El gobierno decidió comenzar a desenmarañar esa madeja y primero venderá las acciones de Enarsa en Citelec. El decreto autoriza la venta a través de un concurso público nacional e internacional. El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, ya había anticipado en diciembre, durante el Día del Petróleo, la intención oficial de desprenderse de esos papeles.
La consultora internacional Ernst & Young es la que estaría calculando la valuación del activo estatal. La capitalización bursátil de Transener es de 871.560 millones de pesos, lo que arroja un valor total de mercado de unos US$ 800 millones. Esa cifra podría crecer si la macroeconomía se estabiliza y el Estado le asegura un mayor ingreso por tarifas a Transener para los próximos cinco años en la Revisión Quinquenal Tarifaria que debe cerrarse antes del 30 de abril.
Fierros
Transener está integrada por casi 12.400 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, adicionando los 6.228 kilómetros de líneas que componen la red de su controlada, la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (Transba S.A.)
Enarsa tiene el 50% de Citelec y el otro 50% está en poder de Pampa Energía, entre ambos controlan el 51% de la transportista Transener y además Citelec suma un 1,65% adicional en acciones clase B de la firma. Por lo tanto, Enarsa posee cerca de un cuarto de la compañía, lo que le pone un piso de unos US$ 200 millones a ese activo.
Un punto clave para poder acelerar el proceso de venta es que la gestión de Enarsa, que encabeza su presidente Tristán Socas, un directivo que llegó al cargo a fines de 2024 por su cercanía con el asesor presidencial Santiago Caputo, tenga la firme convicción de vender y esté dispuesto a hacerlo por más que esa decisión luego se judicialice como sucedió durante los últimos años en la mayoría de los procesos en el que el Estado intentó desprenderse de activos en el sector de energía.
Hasta ahora la conducción de Socas en Enarsa se caracterizó por la cautela y un cuidado —tal vez excesivo— en la toma de decisiones. Por caso, aún no lanzó la licitación para ampliar el gasoducto Perito Moreno bajo el paraguas de la iniciativa presentada por TGS, por más que el proceso está abierto desde hace casi seis meses. Cuando se anunció la iniciativa, la obra iba a estar lista en julio de 2026, algo que hoy es prácticamente imposible por la demora en el lanzamiento del concurso.
Normativa
El decreto que habilita la venta remarca en uno de sus artículos que el Ministerio de Economía, a través de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” adoptará las medidas necesarias para avanzar con la privatización y aclara que la modalidad y el procedimiento referidos no prevén el otorgamiento de las preferencias a las que refiere el artículo 16 de la Ley N° 23.696 y sus modificatorias.
La ley 23.696 es la de Reforma del Estado que el Congreso Nacional le aprobó a Carlos Menem en agosto de 1989, apenas un mes después de haber asumido como presidente de manera anticipada en medio de la crisis hiperinflacionaria y los saqueos. Esa norma autorizaba la privatización de numerosas empresas y el artículo 16 señala que el Poder Ejecutivo podrá otorgar preferencias en la adquisición de las empresas sujetas a privatización a quienes ya sean propietarios de parte del capital social y a quienes sean empleados del ente a privatizar, de cualquier jerarquía, con relación de dependencia, organizados o que se organicen en un Programa de Propiedad Participada. Ambas posibilidades están descartadas.
Las tensiones geopolíticas que se registraron a nivel global en las últimas semanas por la guerra comercial que inició el gobierno de Donald Trump volvieron a mostrar su impacto en el sector energético. Prueba de ello fueron los vaivenes que sufrió el precio del petróleo. En ese contexto, las implicancias para la Argentina, y en particular para el desarrollo de Vaca Muerta, se ubicaron en el centro del análisis. Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de Boston Consulting Group (BCG), analizó el impacto de estas dinámicas globales sobre el sector energético argentino. En diálogo con EconoJournal, el especialista hizo foco en la resiliencia de Vaca Muerta frente a un escenario volatilidad en el precio del petróleo.
También, remarcó la necesidad de mantener la competitividad y la importancia de continuar con las obras de infraestructura para apuntalar el crecimiento sostenido de la formación. En su mirada, si bien el entorno internacional impone desafíos, también podría abrir oportunidades: “Las recientes medidas comerciales en EE.UU. podrían abrir una ventana de oportunidad para la Argentina, pero será clave consolidar ventajas propias”, sostuvo De Lella.
Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG
—En las últimas semanas se registró una caída en todas las bolsas del mundo por la aplicación de aranceles por parte del presidente de EE.UU., Donald Trump, lo que también provocó un cimbronazo en el precio del petróleo. ¿Cómo analiza este escenario? ¿Qué cree que va a ocurrir en las próximas semanas?
–Lo que estamos viendo en el mercado es el resultado de un shock doble, tanto del lado de la oferta como de la demanda. Por un lado, OPEC+ sorprendió al triplicar su incremento de producción previsto para mayo, elevándolo a 411.000 barriles por día, lo que equivale a tres meses de subas acumuladas en un solo movimiento. Por el otro, la nueva ronda de aranceles impulsada por la administración Trump generó una escalada en la guerra comercial global, con represalias significativas por parte de China y otros países. Ambas decisiones se produjeron casi en simultáneo, lo que amplificó la reacción del mercado. La consecuencia inmediata fue una caída inicial abrupta del precio del Brent, que perforó los US$ 60, con una baja de casi US$ 10 por barril en solo dos días, uno de los descensos más relevantes desde la era de los US$ 100 por barril.
Esta situación no solo responde a la percepción de un excedente de oferta, sino también a una mayor incertidumbre sobre la demanda global futura, particularmente por el impacto que las nuevas barreras comerciales podrían tener sobre el crecimiento económico y el consumo energético.
En el corto plazo, es probable que persista un entorno de precios bajos y alta volatilidad, al menos hasta que haya señales claras de reversión de políticas (por parte de la Administración Trump o de OPEC+ o una corrección del mercado). La siguiente reunión de OPEC+ a inicios de mayo será un hito clave a seguir. Ante un escenario de menor generación de caja, algunas compañías del sector ya están ajustando planes, con revisiones a la baja en capex, recortes de costos y foco en disciplina de capital, especialmente en el segmento upstream. Aquellas inversiones de ciclo corto, como el no convencional, pueden verse particularmente desafiadas.
—El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta se puede desarrollar a 45 dólares, ya que aseveró que la formación no convencional es resiliente a un precio del barril bajo. ¿Cómo evalúa esta situación? ¿Cree que será posible un óptimo desarrollo con este nivel de precios?
–La afirmación refleja en buena medida la evolución positiva que ha tenido Vaca Muerta en los últimos años. El desarrollo no convencional en la Argentina ha venido ganando competitividad año tras año, tanto en términos de costo de desarrollo (asociado al capital invertido) como de lifting cost (asociado a los costos operativos). Hoy, estas mejoras de productividad hacen que Vaca Muerta esté a la par de otros plays de shale a nivel global y, en muchos casos, el desarrollo puede sostenerse con precios incluso en torno a los US$ 45 por barril. Aunque ese nivel teórico de precios esté cerca del punto de equilibrio y no sea viable para todos los bloques o proyectos, los precios actuales no comprometen la viabilidad estructural de Vaca Muerta. Sin embargo, una caída en el precio internacional reduce los márgenes y puede condicionar el ritmo de desarrollo, en especial para compañías con portafolios diversificados que deben reasignar capital entre distintas geografías. En síntesis, Vaca Muerta ha demostrado resiliencia y competitividad. Aun así, si se ingresara en un entorno prolongado de precios sustancialmente más bajos, se podrían ralentizar algunas decisiones de inversión, incluso cuando la mayoría de los proyectos sigan siendo económicamente viables.
—¿Cuál cree que será el impacto que esto tendrá para la Argentina?
–El impacto para la Argentina dependerá principalmente de la duración del actual entorno de precios y del nivel en el que finalmente se estabilicen. Si bien no veo una amenaza estructural al desarrollo de Vaca Muerta, un escenario prolongado de precios más bajos podría ralentizar la asignación de algunas inversiones, especialmente en compañías que enfrenten restricciones de caja en el nuevo escenario o que compitan por capital dentro de portafolios internacionales. No obstante, vale destacar que los fundamentos de Vaca Muerta siguen muy sólidos: la competitividad de sus proyectos ha mejorado, y su potencial sigue siendo estratégico tanto para la seguridad energética del país como para su balanza externa. Por eso, más allá del ruido coyuntural, el desarrollo a escala de la formación no está en duda, aunque exista un riesgo de moderación temporal en el ritmo de perforación y fractura.
Desde una perspectiva estructural, no considero que la Argentina deba modificar su estrategia energética por este contexto. El desarrollo de Vaca Muerta seguirá siendo rentable para la mayoría de los operadores, incluso si las utilidades se ven afectadas. El foco debería mantenerse en garantizar la continuidad de las inversiones y asegurar estabilidad para los proyectos de largo plazo, como los de infraestructura. El marco actual, con herramientas como el RIGI, configura un entorno favorable.
En lo que respecta al gas, no anticipo impactos inmediatos derivados de este contexto. El foco de las empresas debería seguir puesto en capturar oportunidades de monetización vía exportaciones, en particular con GNL. De hecho, una potencial implicancia positiva del contexto actual es la reducción de competitividad del GNL de EE.UU. o demoras potenciales en algunos proyectos. Sin embargo, no se trata de una ventaja estructural para la Argentina y es importante seguir incrementando la competitividad y la viabilidad de los proyectos, en una situación competitiva global muy exigente.
—En los últimos meses hubo récord de producción y en etapas de fractura, ¿cree que con el escenario global esto se ralentizará?
–La mejora sostenida en productividad y eficiencia operativa ha sido clave para alcanzar los niveles récord que vimos recientemente en Vaca Muerta. Esa curva de aprendizaje sigue avanzando, con operadores que incorporan tecnología de punta y acumulan mayor conocimiento sobre la formación. No veo amenazas estructurales a ese proceso: de hecho, en contextos más desafiantes, la presión por ganar competitividad puede acelerar aún más la adopción de mejores prácticas y la búsqueda de la excelencia. Ahora bien, en términos de actividad, si el escenario actual se mantiene, es posible que algunas compañías ajusten su ritmo de inversión en respuesta al nuevo contexto de precios y a restricciones de caja. Incluso si estas decisiones se concretaran, no considero que se trate de un freno estructural, sino de ajustes tácticos frente a un entorno más volátil.
—¿Qué ocurrirá con las obras de infraestructura que aún faltan y deben llevar a cabo las empresas para apuntalar el desarrollo de la formación?
–Los proyectos de infraestructura son fundamentales para sostener el crecimiento de Vaca Muerta y permitir su escalado hacia una plataforma de exportación. En el caso del petróleo, el proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS) -que incluye un nuevo oleoducto hacia la costa atlántica y una terminal de exportación- ya está en una etapa avanzada de desarrollo. No percibo riesgos concretos, dado su grado de madurez y su alineamiento con la estrategia de las compañías involucradas. Para el gas, el desarrollo de infraestructura sigue siendo una condición necesaria para ampliar los mercados de destino. Los avances en GNL, como el proyecto liderado por PAE y los anuncios recientes de YPF, son señales positivas, aunque todavía se requiere mejorar la competitividad estructural para atraer decisiones de inversión finales (FID) en un entorno global competitivo. Las recientes medidas comerciales en EE.UU. podrían abrir una ventana de oportunidad para Argentina, pero será clave consolidar ventajas propias, sin depender de factores que podrían ser transitorios.
A los avances en GNL se suma la reversión del Gasoducto Norte, que habilitó recientemente exportaciones hacia Brasil por primera vez, un hito de gran relevancia. El desafío ahora es sostener una visión de largo plazo, que permita avanzar con proyectos de infraestructura más allá de los ciclos económicos o políticos, y consolidar a Vaca Muerta como un vector de desarrollo sostenido para el país.
Tecpetrol, productora líder en gas no convencional en Argentina, realizó exportaciones en modalidad interrumpible para fomentar la integración energética regional, a través de dos comercializadoras de gas natural, la del grupo Cosan y la del grupo J&F.
A través de un acuerdo con EDGE, empresa brasilera promotora de la transición energética y en particular del mercado libre de gas, y otro con MGAS, gestora e importadora de gas, la compañía Tecpetrol -brazo energético del Grupo Techint- se sumó a las exportaciones de gas natural argentino con destino a Brasil vía Bolivia. Para ello se utilizó el sistema de gasoductos existente en los tres países.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, destacó que “Nuestro principal objetivo es abrir nuevos mercados regionales, generando y haciendo subir la demanda para la oferta creciente de gas en el país, en particular con el potencial que desata Vaca Muerta. Hay una oportunidad enorme, y se están realizando y planeando ampliaciones de capacidad de transporte, que nos permitirán abastecer en forma competitiva y segura a todos nuestros países vecinos”.
Los volúmenes aproximados de estas primeras exportaciones de Tecpetrol fueron del orden de 150 Mm3/d para EDGE y de 100 Mm3/d para MGAS.
Tecpetrol tiene una capacidad de producción total propia de 25 MMm3/d en Argentina, donde opera dos yacimientos gasíferos convencionales en la Cuenca Noroeste y el principal yacimiento de gas no convencional en la Cuenca Neuquina (Fortín de Piedra), desarrollado en tiempo récord y que provee más del 16 % del gas que se consume en el país.
Se espera que Vaca Muerta produzca 246 millones de m3/día al 2030, una vez desarrollados los mercados regionales y los proyectos de LNG.
Sobre Tecpetrol
Tecpetrol es una empresa del Grupo Techint. Es líder regional de energía, y trabaja para el desarrollo de los países de América Latina, con una filosofía de compromiso a largo plazo con las comunidades vecinas. Cuenta con más de 20 áreas operadas en Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú y México. www.tecpetrol.com
Desde la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) lamentamos profundamente el fallecimiento del Papa Francisco, el primer pontífice argentino y latinoamericano.
Acompañamos a la comunidad católica argentina en este difícil momento y a los millones de fieles que encuentran en su legado una fuente de inspiración.
A lo largo de su papado, el Papa Francisco promovió valores como el cuidado del ambiente, la solidaridad y el diálogo, dejando una huella significativa en la historia reciente.
Acerca de ADEERA La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país.
Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de la consultora EcoGo; Flavia Royon, ex secretaria de Energía y Minería de la Nación; y Juan José Carbajales, titular de la consultora Paspartú, analizaron en la última emisión de Dínamo el impacto que podría llegar a tener la salida del cepo cambiario en el precio de las tarifas, los combustibles y la continuidad del desarrollo de Vaca Muerta.
Dal Poggetto remarcó que el Gobierno nacional tratará de contener la inflación de cara al período electoral que se viene. “Imagino que usará todos los grados de libertad posibles para mitigar el traslado a precios del salto cambiario”, señaló. No obstante, aclaró que “en rigor, la salida del cepo brinda una flexibilización cambiaria mucho mayor para las personas humanas, manteniendo en gran medida los controles de capitales para las empresas.
En términos de política energética, intervino Carbajales, los márgenes de libertad de las autoridades para gestionar algunos temas puntuales ya no son tan grandes como antes del acuerdo con el FMI. “Me refiero, por ejemplo, a cuestiones como la privatización de las empresas públicas contempladas en la Ley Bases, la normalización del Mercado Mayorista Eléctrico (MEM), la eliminación de los fondos fiduciarios extrapresupuestarios y la supresión de la segmentación tarifaria”, enumeró.
Salir del cepo es, antes que nada, una buena señal para seducir a los inversores, de acuerdo con la mirada de Royon, quien cree que herramientas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) no alcanzan por sí solas para provocar masivamente el arribo de capitales extranjeros al sector energético local.
La mayor incógnita del actual contexto económico pasa, a su entender, por la verdadera incidencia a nivel sectorial de la caída en la cotización del barril Brent. “Actualizar las proyecciones energéticas con el nuevo valor significa para el país 1.600 millones de dólares menos”, cuantificó.
Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de la consultora EcoGo
Dosis de incertidumbre
No menos inquietante, acotó Royon, es saber qué sucederá con grandes proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o los anuncios asociados al gas natural licuado (GNL) si la cotización internacional del crudo no se recupera pronto. “La contracara es que con este tipo de cambio y esta tasación del barril no debería observarse una suba significativa en el precio de los combustibles, sino todo lo contrario”, anticipó.
En su opinión, sería deseable que la revisión tarifaria y el traslado de la devaluación se aplicaran con elevados niveles de gradualismo. “Hay que tener en cuenta el factor estacional, sobre todo en las facturas del servicio eléctrico”, aseguró.
Flavia Royon, ex secretaria de Energía
Emperador Milei
Entre los primeros efectos de la salida del cepo en la economía argentina, según Carbajales, ya pueden visualizarse dos: la liberación de las barreras del comercio exterior, por un lado, y la consolidación de un nuevo clima político y social, por otro. “El Gobierno ya no tiene la hegemonía en la discusión pública”, manifestó.
A criterio de Dal Poggetto, el esquema político no puede estar supeditado a la próxima elección. “Si en lugar de armar una coalición para gobernar lo que se intenta es armar un partido político para hegemonizar, eso sólo puede funcionar -lo digo provocativamente- con Milei como emperador de la Argentina”, enfatizó.
Director de la consultora Paspartú, Juan José Carbajales
La solución para los problemas del país, sintetizó Royon, está en el desarrollo de un sólido plan exportador. “Actualmente contamos con sectores productivos con suficiente potencial como para traer los dólares que nos faltan”, recalcó.
Se trata de un mensaje interesante, coincidió Carbajales, para enviarle a la centroizquierda. “El movimiento nacional y popular que en algún momento fue gobierno, hoy es oposición y eventualmente volverá a gobernar no debe limitar su acción a repartir lo que hay: tiene que pensar cómo exportar más”, sostuvo.
Necesidad de crédito
De acuerdo con Dal Poggetto, hoy el mercado de cortísimo plazo ve que hay disponibilidad de dólares y que se despejan los próximos pagos de deuda. “Pero este esquema sólo cerrará con acceso fluido al crédito para refinanciar los vencimientos”, advirtió.
La economía impacta en la política, sentenció, mientras que la política lo hace en lo financiero y lo financiero, en la economía. “En caso de que los flujos aparezcan, el riesgo país bajará a un nivel que permitirá el acceso al crédito. No obstante, eso requerirá dos cosas: que se compren dólares sin priorizar la baja en el tipo de cambio para contener la inflación y que el Gobierno sostenga su caudal político hasta las elecciones”, completó.
Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, realizó su primera exportación de gas natural de Argentina a Brasil vía Bolivia, mediante un acuerdo con EDGE, empresa brasilera promotora de la transición energética y en particular del mercado libre de gas, y otro con MGAS, compañía gestora e importadora de gas. Para completar el procedimiento y que el recurso de Vaca Muerta llegue al mercado brasilero, se utilizó el sistema de gasoductos existente en los tres países. Los volúmenes aproximados de estas primeras exportaciones fueron del orden de 150 Mm3/d para EDGE y de 100 Mm3/d para MGAS, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, aseveró: “Nuestro principal objetivo es abrir nuevos mercados regionales, generando y haciendo subir la demanda para la oferta creciente de gas en el país, en particular con el potencial que desata Vaca Muerta”.
A su vez, el ejecutivo destacó que “hay una oportunidad enorme, y se están realizando y planeando ampliaciones de capacidad de transporte, que nos permitirán abastecer en forma competitiva y segura a todos nuestros países vecinos”.
Producción
Tecpetrol tiene una capacidad de producción total propia de 25 millones de m3/d en la Argentina, donde opera dos yacimientos gasíferos convencionales en la Cuenca Noroeste y el principal yacimiento de gas no convencional en la Cuenca Neuquina, es decir, Fortín Piedra que provee más del 16% del gas que se consume en el país. Asimismo, se espera que Vaca Muerta produzca 246 millones de m3/d al 2030, una vez desarrollados los mercados regionales y los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).
A través de esta iniciativa, Tecpetrol se sumó a las compañías que están exportando el recurso de Vaca Muerta hacia los países vecinos para lograr la integración regional. Tal como sucedió con TotalEnergies, que concretó la primera exportación de gas argentino hacia Brasil a través de Bolivia utilizando la infraestructura existente de gasoductos en Bolivia durante los primeros días de abril. Una operación que implicó una articulación previa con YPFB para que el Bolivia sea el nexo fundamental que permita el que recurso de Vaca Muerta llegue hacia el mercado industrial brasileño.
Wael Sawan, CEO de Shell, precisó que crecerá 3 veces más rápido que la demanda de gas vía gasoductos y la Secretaría de Energía completó una instrucción pendiente de la Ley Bases. La semana que pasó trajo buenas noticias para las perspectivas de Vaca Muerta y las exportaciones energéticas de la Argentina. El precio del petróleo, que tambaleó hasta caer por debajo de los 60 dólares el barril en medio de las tensiones generadas por las medidas arancelarias de EEUU y la “guerra comercial” de EEUU con China, se recuperó, con el precio del Brent, de referencia para la Argentina, […]
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En un contexto donde Chile mantiene firme su compromiso con la descarbonización, desde la Asociación de Generación Renovable (AGR) advirtieron que los proyectos utility scale enfrentan barreras regulatorias estructurales que impiden su desarrollo masivo.
Jaime Toledo, presidente de AGR, aseguró que se requiere una reforma urgente al mercado eléctrico para corregir distorsiones y que permita competir de igual a igual a las ERNC de gran escala con las centrales fósiles y los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
“Las empresas que utilizan combustibles fósiles cobran todos sus costos variables de operación y los PMGD acceden a un precio estabilizado garantizado de casi USD 70 MWh, pero a los proyectos renovables utility scale, se les paga cero por la energía limpia que producen durante más de 3.000 horas al año, sumado a que deben pagar parte del precio estabilizado de los PMGD y por las operaciones fuera del orden económico de las centrales fósiles”, apuntó en diálogo exclusivo con Energía Estratégica.
Desde la AGR alertaron que no se podrá desarrollar el pipeline de proyectos de más de 12.500 MW de capacidad de energía verde por parte de las empresas asociadas a AGR, en caso que no se eliminen las actuales asimetrías a la competencia en el mercado eléctrico.
“Resulta difícil mantener la sostenibilidad del negocio si no hay un cambio estructural en la forma que se tarifican las energías limpias”, insistió Toledo.
El gremio integrado por ACCIONA, Mainstream Renewable Power, Ibereólica y RWE también lanzó una advertencia directa sobre los contratos de suministro eléctrico firmados con distribuidoras, los cuales son los más económicos que abastecen a los clientes regulados del sistema.
“Es urgente preservar su sostenibilidad financiera. De lo contrario, podrían salir del mercado y ser reemplazados por contratos más caros abastecidos por energías fósiles”, anticipó el presidente de la asociación.
Otro foco de conflicto es el crecimiento acelerado de los PMGD, que acceden a un precio estabilizado garantizado cercano a los USD 70/MWh y que reducen la demanda equivalente del sistema eléctrico, dificultando la operación y afectando a las ERNC de mayor escala.
Toledo señaló que este fenómeno, lejos de estar regulado, “proliferó sin control y produjo un exceso de generación en la red, que profundizó la falta de transmisión”. Tal es así que la AGR ha sido clara en su llamado a resolver este panorama de forma urgente y que resulta indispensable establecer un compromiso explícito.
¿Qué esperar en términos de precios y vertimientos?
Es sabido que la falta de infraestructura de transmisión y la inacción en modernización de la red son algunos de los principales responsables de los curtailments de ERNC masivos, que aumentan paulatinamente y siguen rompiendo récords negativos para el sector.
Para enfrentar estos desafíos, la Asociación de Generación Renovable de Chile planteó avanzar en tres líneas clave: 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 Toledo insistió que para implementar automatismos o modernizar los criterios de operación de la red “se necesitan ajustes normativos más profundos” y pidió que estas temáticas sean abordadas por las autoridades con urgencia.
“Esperamos que la autoridad aborde dichas temáticas, porque de lo contrario seguiremos botando energía renovable equivalente al suministro eléctrico de 1.800.000 hogares, mientras que anualmente compramos en el extranjero entre USD 15.000 a – 20.000 millones en combustibles fósiles, lo que es un despropósito total”, subrayó el presidente de AGR
El directivo también compartió 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”.
Sungrow acelera su expansión en el mercado de almacenamiento de energía a gran escala con cifras contundentes. A nivel global, la firma china ya tiene 37 GWh contratados con esta tecnología, siendo 25 GWh fuera de China, y contabiliza 15 GWh entregados, de los cuales 9 GWh corresponden a mercados internacionales.
“Actualmente Sungrow tiene una capacidad de producción anual de 75 GWh, y estamos ampliando nuestra planta con 35 GWh más que estarán listos a fin de año”, informó Mariana Seabra, coordinadora técnica de ESS para LATAM de la compañía, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean.
“En América Latina tenemos más de 7 GWh contratados para proyectos BESS, de los cuales 6,9 GWh son en Chile, sumado a que tenemos el primer sistema en acoplamiento DC en Colombia (7 MWh), otros 40 MWh en República Dominicana y esperamos tener mucho más prontamente”, agregó.
La firma, que supera los 16.000 empleados a nivel mundial, destina un 40% de su fuerza laboral al área de I+D, y se posiciona entre las 50 empresas más innovadoras de China.
La solución PowerTitan 2.0 se presenta como una propuesta de alta eficiencia para sistemas de almacenamiento de energía, ya que cuenta cuatro niveles de protección entre el módulo y el PCS, e incorpora refrigeración líquida optimizada, con un diseño de flujo mejorado mediante válvulas inteligentes.
Los conversores de potencia PCS de PowerTitan 2.0 están diseñados para configurarse uno por RACK o cada dos RACKs. En palabras de Seabra, “como son PCS string, el usuario puede tener ese spare de sitio y corregir el factor y volver a los valores anteriores”, lo que otorga una ventaja operativa en el mantenimiento y la continuidad del servicio.
“A ello se debe añadir que la solución también es compatible con aplicaciones como grid-forming y servicios auxiliares, con referencias operativas ya activas a nivel mundial”, complementó Seabra.
El crecimiento del sector también se traduce en una evolución tecnológica acelerada. Según Seabra, hace dos años todo el mercado trabajaba con celdas de 280 amperios o menos; pero hoy Sungrow hace lo propio con celdas de 314 amperios y proyecta llegar a 600 amperios o más en los próximos años.
Además, mencionó que el uso de conversores de potencia no es nuevo, sino que ya está ampliamente adoptado en sistemas críticos como HVDC y líneas de transmisión en corriente continua a larga distancia.
Para acompañar esa expansión en Latinoamérica, la compañía ha establecido seis oficinas de servicio técnico en la región y un centro de monitoreo 24×7 con base en Santiago de Chile.
Y entre los proyectos emblemáticos donde Sungrow ha desplegado su tecnología, se destaca tres sistemas BESS desarrollados junto a ENGIE en la región de Antofagasta, Chile:
BESS Coya, que posee una capacidad de 139 MW y 638 MWh, que almacena la energía generada por la Planta Solar Coya de 181 MWac e inyecta energía a la red hasta 5 horas diarias
BESS Tamaya, de 68 MW/418 MWh de potencia y capacidad de almacenamiento de más de 5 horas. Sus 152 contenedores de baterías se cargan con la energía generada por la Planta Solar Tamaya (114 MWac).
BESS Capricornio: de 48 MW/264 MWh de capacidad junto a la planta solar Capricornio de 88 MWac.
Pampa Energía prepara dos nuevos proyectos de generación renovable que suman casi la mitad de su capacidad ERNC operativa en Argentina, y que podría lanzarlos cuando observe una clara oportunidad de mercado.
“Tenemos dos proyectos por más de 200 MW de potencia, que podríamos avanzar en cualquier momento, aunque dependerá fundamentalmente de las cuestiones económicas y del mercado argentino”, reveló Rubén Turienzo, director comercial de Pampa Energía, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“El primero es uno eólico de 150 MW, que sería el hermano mellizo del recientemente inaugurado Pampa Energía VI (PEPE VI), ya que se aprovecharán las instalaciones de 500 kV que desarrollamos. Mientras que el segundo es un proyecto solar más chico”, añadió.
El parque eólico mencionado se configura como una réplica del Parque Eólico Pampa Energía VI, inaugurado recientemente con una potencia instalada de 140 MW, compuesto por 31 aerogeneradores y conectado a una línea de 500 kV, la primera de este tipo para un proyecto eólico en Argentina, ya que la puesta en marcha implicó la construcción de una estación transformadora y una línea de extra alta tensión de 8 km.
Con esta adición, Pampa Energía opera actualmente más de 400 MW en energía eólica, distribuidos entre cuatro parques ubicados en el sudeste de la provincia de Buenos Aires: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW; PEPE IV de 81 MW; y Pampa Energía VI de 140 MW.
A ellos se suma el Parque Eólico Arauco II, de 100 MW, ubicado en la provincia de La Rioja, adquirido a PEA por un precio de 171 millones de dólares y como forma parte del ambicioso plan de Pampa, de focalizar sus inversiones en el desarrollo de los negocios centrales de la compañía.
Consultado sobre el potencial de crecimiento, Turienzo consideró que “proyectos en desarrollo en Argentina pueden ser casi infinitos para cada uno, debido a los recursos del país, aunque las condiciones puntuales regulatorias, económicas, y de la red nos van diciendo cuántos podemos colocar”.
En ese sentido, alertó sobre las limitaciones actuales de capacidad de transporte disponible, que dificultan el desarrollo de nuevos emprendimientos a gran escala a lo largo de todo el país.
“Para grandes proyectos, la cuestión es un poco complicada porque no hay capacidad de transporte disponible y el foco seguramente pasará por energía distribuida, donde las grandes compañías no son las mejor posicionadas para ello”, evaluó.
Durante su intervención en FES Argentina, Turienzo también se refirió al impacto del nuevo Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Si bien reconoció algunos beneficios, consideró que su alcance en materia renovable es acotado, al no ser una herramienta pensada para los proyectos renovables de Argentina.
“Para 200 millones de dólares se habla de un proyecto eólico de más de 150 MW o uno solar de más de 250 MW, que resultan difícil en esta coyuntura”, advirtió al analizar la viabilidad de utilizar este régimen en proyectos renovables, la cual está limitada por las condiciones actuales del mercado a término (MATER) y la demanda.
No obstante, destacó que “el RIGI puede ser una ayuda importante para la expansión de transmisión”, por lo que podría ayudar el mecanismo que prepara la Secretaría de Energía de la Nación para que el sector privado participe en la expansión de la red de transporte eléctrico.
Tuto Power, grupo independiente y privado 100% mexicano, con presencia en el mercado eléctrico desde 2016, mantiene como actividad principal el suministro calificado, pero también actúan en el ámbito de la energía solar distribuida y operan como generadores solares, con una planta emblemática de 405 MW en Puerto Libertad, Sonora.
Para este año, desde la compañía apuestan a un crecimiento sostenido en el suministro calificado en México, impulsado por la demanda cada vez más activa del sector industrial por soluciones sustentables. Al respecto, Darío Leoz, director general de la compañía, señaló que los clientes buscan asegurarse un suministro de bajo costo alineado a sus estrategias ESG.
“Cada vez están más preocupados por los certificados de origen, por la huella renovable y obviamente pidiendo además no solo certificados limpios por encima de sus requisitos sino también pidiendo IRECs de manera constante”, explicó Leoz.
Este crecimiento ocurre en paralelo al avance en energía solar distribuida. Leoz adelantó durante el encuentro Future Energy Summit México (FES México) que este año ejecutarán “6 MW en generación distribuida”, lo cual considera significativo entendiendo que no es su Core Business.
De allí, el referente empresario calificó su visión del sector como “moderadamente optimista”, una percepción que se sostiene en la continuidad en los negocios que está logrando su empresa y porque “los fundamentales de México para poder hacer nuevos proyectos están ahí”.
La moderación, aclaró “tiene que ver con la parte macroeconómica”. Según detalla, cuestiones geopolíticas y la baja en el nearshoring “en los términos en los que se estaba viendo”, producto de las políticas proteccionistas y aranceles, genera dudas sobre el establecimiento de nuevas industrias que podrían hacer dar un salto al suministro calificado y generación distribuida.
No obstante, la actual administración buscaría fomentar la incorporación de suministro limpio en nuevos polos y parques industriales, lo que podría ser aprovechado durante este sexenio por empresas del sector. Un gran punto de oportunidad serían las instalaciones aisladas de 20 MW, sobre las que también hizo hincapié el referente de Tuto Energy durante su participación en FES Mexico.
“Las plantas de 20 MW yo creo que se va a dar solución a situaciones de congestión en puntos concretos”, indicó, aunque observó que será un desafío su dimensionamiento en solar fotovoltaica en caso de que solo se les permita instalarse en el punto de consumo.
“Quizás van a tener más facilidad para colocarse respecto a la solar, plantas de motores pequeñas turbinas de gas para esa solución ya que son más son más fáciles de ejecutar sin tanta necesidad de terreno y además con un funcionamiento mucho más adecuado a la red. Y con esto no estoy diciendo que sea mi punto de vista más favorable a ello. No. Me encantaría hacer esa parte solar pero no todo el mundo va a tener ese terreno”, advirtió.
El aumento de proyectos de energías renovables en Perú, que viene desde años atrás y que se proyecta que continuará en expansión con mayor fuerza tras la modificación de la Ley 28832 a finales del 2024, plantea un reto técnico y normativo para el sistema eléctrico. Aunque no todos los proyectos RER alcanzan la etapa de ejecución, la cantidad de estudios de preoperatividad aprobados y en evaluación refleja un volumen de iniciativas en megavatios instalados que excede ampliamente la demanda requerida del país y la capacidad de transmisión de la red.
“Hay una proyección de 23.000 MW de capacidad RER (entre eólicas, solare e hidros) según los estudios en trámite y aprobados por el COES, que resulta en una apuesta de inversión arriesgada y no muy lógica, considerando que nuestra demanda actual es en promedio 7.500 MW”, advirtió Pedro Antonio Morales, abogado especialista del sector energético y asociado senior de la firma Miranda & Amado.
En diálogo con Energía Estratégica, explicó que el aumento en los desarrollos renovables, principalmente eólicos y solares, ya se observaba antes de la reforma normativa: “Esto ya se veía desde el año 2023” y el inicio de los problemas se evidenció más en 2024 cuando sus promotores se empezaron a topar con retos para su viabilidad técnica y comercial dentro de un sistema que no está preparado y adaptado para ello..
Uno de los principales cuellos de botella se encuentra en la capacidad del sistema interconectado, cuyo desarrollo e incremento con la ejecución de nuevos proyectos de transmisión no ha acompañado el ritmo de crecimiento de las renovables. “En el área operativa del sur del país, donde hay una gran demanda de proyectos eólicos y solares ya se han evidenciado problemas de congestión en las redes, por ejemplo, en la zona donde se ubica la subestación San José, Arequipa, el operador ha determinado que al 2032 habrá nueve proyectos RER por 1.750 megawatts cuya inyección en una operación normal implica la existencia de congestión y el vertimiento energético de producción RER ”, señaló Morales sobre la infraestructura de transmisión de la red troncal que se anticipa que estará congestionada.
Según explicó, el COES ya identificó este tipo de limitaciones al rededor del país en su último plan de transmisión: “Con la cantidad de proyectos RER que hoy, en teoría, deberían entrar a operar desde 2025 hasta el 2032, y aquellos que están con estudios de preoperatividad en revisión, ya estableció que hay determinados puntos, sobre todo en el sur del país, donde las líneas de transmisión no tienen la capacidad para poder exportar la energía que se inyecta a todo el sistema. Y por lo tanto, ya dijo, van a haber congestiones”.
A ello se suma un factor económico crítico: muchos desarrollos podrían ver comprometida su viabilidad financiera. “Los proyectos que se conecten a estos puntos no van a poder inyectar el 100% de su capacidad, al producirse vertimientos energéticos de producción RER. Con lo cual, van a tener una merma”, indicó. Y alertó que eso “perjudica a los proyectos que ya están en operación y desarrollo en dichas zonas, (…) y sobre los proyectos nuevos de repente si estos se piensan desarrollar con una proyección de que iban a entrar en el 2025, en el 2026, generando el 100% de su capacidad, no lo van a poder lograr y de repente muchos proyectos se van a tener que caer o al menos aplazar por la afectación en sus flujos proyectados”.
En ese escenario, cobra especial importancia el rol del regulador y del operador del sistema. Morales afirmó que no todo debe regularse, pero sí ordenarse o adaptarse: “En Perú hay un libre acceso, un acceso totalmente permitido para la generación, con lo cual el Estado no puede limitar, por ejemplo, que alguien quiera desarrollar un proyecto RER o no, ni tampoco el regulador”.
A su juicio, la clave estará en fortalecer las herramientas del operador del sistema. “Es el operador del sistema quien tiene que tener las herramientas y ahí es donde tiene que entrar, creo, el tema legislativo a tratar, que es la perfección de sus procedimientos técnicos, la posibilidad, por ejemplo, de que el operador del sistema pueda adoptar criterios técnicos adicionales para garantizar la seguridad y confiabilidad del SEIN”.
El abogado que en su momento fue asesor legal del operador del sistema recordó que en Perú los criterios de operación no se basan solo en obtener el mínimo costo en la operación, sino también es relevante el criterio de seguridad en la operación “Ambos tienen un equilibrio y ambos tienen la misma importancia”, sostuvo. Por eso, si bien las renovables aportan a la reducción de costos, también “inyectan al sistema una inseguridad” por su intermitencia y características. “Vulneran la confiabilidad si el sistema no está preparado para su atención”, puntualizó.
En consecuencia, Morales consideró indispensable que el COES “tenga las facultades necesarias para poder determinar cuándo entran, cuándo no o qué otros requisitos adicionales necesitan este tipo de proyectos que permitan el funcionamiento confiable del sistema”.
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En el marco del avance hacia la diversificación energética que propone la modificación de la Ley N° 28832, Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un megaevento de energías renovables en el Perú el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.
En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el sector energético aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.
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Según el Observatorio de Tarifas y subsidios IIEP perteneciente a la UBA_CONICET, en su informe de abril de 2025, un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), sin subsidios, debió destinar $142.548 para cubrir sus necesidades de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte. Esta cifra representa una reducción del 2,8% respecto de marzo, pero implica un aumento interanual del 42%. La disminución mensual se explica, fundamentalmente, por la baja estacional del consumo eléctrico y el impacto limitado de los aumentos tarifarios.
La estructura del gasto revela que el transporte representa la mayor proporción: $60.891 por hogar. Le siguen el agua con $28.987, la electricidad con $28.691 y el gas natural con $24.015. En conjunto, los usuarios del AMBA cubren en promedio el 60% del costo real de los servicios, mientras que el Estado afronta el 40% restante.
A nivel interanual, los aumentos más significativos se observaron en el transporte (49%) y en la electricidad (46%), seguidos por el agua (41%) y el gas natural (27%). No obstante, la tarifa de gas acumuló desde diciembre de 2023 un alza del 746%, superando ampliamente al resto de los servicios. En términos globales, la canasta de servicios públicos en el AMBA se incrementó 414% desde diciembre de 2023, frente a un 144% del nivel general de precios.
Este nuevo equilibrio tarifario se enmarca en un proceso de reconfiguración del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Unos 2,1 millones de hogares dejaron de pertenecer al segmento N2 de bajos ingresos, siendo reclasificados principalmente como N1 (altos ingresos). Este cambio alteró la cobertura promedio del costo de los servicios, al reducir el universo subsidiado y aumentar la proporción cubierta por el usuario.
La factura media de electricidad, por ejemplo, tiene una cobertura del 100% en los hogares N1, del 46% en los N3 (ingresos medios) y del 30% en los N2. En gas natural, la cobertura es del 88% para N1, 29% para N3 y 23% para N2. A pesar de los aumentos, ambas facturas –de electricidad y gas– continúan en términos reales por debajo de los niveles de 2019.
El peso de la canasta sobre el salario promedio estimado (RIPTE) se ubica en el 10,3%. Para los hogares N1, los servicios energéticos (gas y electricidad) representan el 4,7% del salario promedio, mientras que para N2 y N3 el peso es del 3,1% y 3,5% respectivamente. Si se considera el ingreso mínimo del segmento, los servicios energéticos implican el 1,6% en N1, 7% en N2 y 4,3% en N3.
Cobertura de costos de los servicios públicos desagregada
En lo relativo a los subsidios, el gasto acumulado al 17 de abril de 2025 mostró una reducción nominal del 53% respecto del mismo periodo del año anterior, lo que implica una caída real del 69%. Esta contracción responde a menores transferencias a CAMMESA (-58% nominal, -71% real), ENARSA (-95% nominal, -97% real) y al Fondo Fiduciario de Infraestructura del Transporte (-24% nominal, -54% real). En contraste, el Plan Gas.Ar tuvo un incremento del 171% nominal (67% real), reflejando el cambio estructural en la matriz energética por sustitución de importaciones.
En términos globales, los subsidios energéticos representaron el 52% del total de subsidios acumulados y experimentaron una merma real del 78%. Por su parte, los subsidios al transporte representaron el 48% y cayeron 42% en términos reales. De este modo, los subsidios a energía y transporte pasaron a representar solo el 3,4% del gasto primario de la administración nacional acumulado a marzo, la mitad que en igual período de 2024. El 9,4% del superávit fiscal primario del período se explica por la caída de estos subsidios.
La deuda flotante acumulada por el Estado Nacional, originada en la diferencia entre gastos devengados y pagos efectivos, ascendió a $114.106 millones en 2024, concentrándose en el Fondo Fiduciario del Transporte, que aportó el 80% del total. En cambio, CAMMESA y ENARSA no contribuyeron a esta deuda en el mismo período.
En cuanto al transporte público, en mayo se espera un nuevo aumento en las tarifas del AMBA, conforme al mecanismo de indexación que añade 2% al IPC mensual. La Ciudad de Buenos Aires y la Provincia registrarán un ahorro conjunto superior a $17.000 millones por la reducción de subsidios.
En el interior del país, tras la eliminación del Fondo de Compensación, las tarifas de colectivos superan los $1.000 en numerosas ciudades. El promedio ponderado es de $1.100, frente a un boleto mínimo de $371 en el AMBA. En consecuencia, el transporte del interior se torna proporcionalmente más oneroso en relación al salario mínimo, comparado con otras ciudades latinoamericanas como Santiago o San Pablo.
La interoperabilidad de medios de pago en el sistema SUBE, dispuesta por el DNU 698/2024, está cambiando el modo de financiar el transporte. La reducción de la comisión al 4,5% y la incorporación de nuevos adquirentes generaron competencia en las comisiones, beneficiando a los usuarios del Subte. La participación de pagos con tarjetas en este medio alcanzó un 20% en días hábiles de diciembre.
Finalmente, el costo técnico del servicio automotor del AMBA calculado por el IIEP asciende a $1.480 por pasajero, mientras que el costo reconocido por el Estado Nacional es de $1.019. Esta diferencia revela un desajuste metodológico más que una convergencia real de precios.
Unos cincuenta trabajadores de la empresa de servicios petroleros Weatherford recibieron telegramas de despido en las últimas horas en la ciudad de Comodoro Rivadavia, Chubut. La medida fue tomada en el marco de una reducción de actividades en la Cuenca del Golfo San Jorge y el reacomodamiento de la compañía en distintas regiones del país.
La resolución que definió la empresa es para los operarios que son parte de la dotación mínima que la compañía dejó en Comodoro Rivadavia tras un conflicto que se había desatado en 2022.
La situación motivó la intervención de la Subsecretaría de Trabajo, que dictó la conciliación obligatoria tras denuncias presentadas por representantes sindicales del personal de base y jerárquico.
Weatherford mantiene actualmente una dotación mínima en la base de Comodoro, y según trascendió en ámbitos del sector, la empresa tiene previsto retirarse también de otras localidades como Río Gallegos, Cañadón Seco y Las Heras. En Neuquén, ya concretó la venta de su unidad de fractura hidráulica a Pluspetrol, lo que refuerza la presunción de un repliegue general de la firma en el país.
La empresa de petróleo y gas natural Petrogas, instalada en la provincia de Neuquén y fundada en 1992, atraviesa un conflicto, hace ya varios días, con parte de su personal: despidieron a ocho trabajadores que estaban con licencia médica por un “mal asesoramiento jurídico”, según indicaron abogados de los empleados; esta situación derivó en juicios laborales en los que la empresa debería pagar casi mil millones de pesos.
Esta noticia sacudió no sólo al ámbito sindical, sino también a los sectores político y empresarial, debido que esta complicada situación impactaría en un área que es fundamental para la economía provincial.
Petrogas, creada por un grupo de trabajadores desvinculados durante la privatización de YPF en la presidencia de Carlos Menem, siempre se mantuvo fuerte debido a la amplia gama de importantes clientes, sin embargo, sindicatos que nuclean el sector mostraron preocupación por esta situación, que es el resultado de varios despedidos injustificados, y provocó demandas laborales en los Juzgados Civiles 1 y 2 de Cutral-Có, que están llegando a la etapa de sentencia.
Esta situación obligaría a Petrogas a derivar fondos de reserva para afrontar el pago de indemnizaciones e, incluso, uno de los juicios tendría una indemnización de “80 millones de pesos”, más intereses.
“El conjunto de indemnizaciones, intereses y costas que deberá afrontar Petrogas suma más de mil millones de pesos. Petrogas es sólida, pero tendrá que previsionar en balance una suma grande para pagar esos juicios y nos preocupa”, aseguraron desde uno de los gremios ligados a los petroleros.
A este escenario, se le suma el sector político debido a que, el abogado al que se le ataña esta “mala maniobra” jurídica es Cristian Perotti, actual presidente y ex -director del Ente Autárquico Intermunicipal Cutral-Có Plaza Huincul (ENIM). Por el momento, los empresarios, el sindicato de petroleros y el Gobierno neuquino esperan la resolución de los juicios laborales contra Petrogas SA.
La empresa Ternium, perteneciente al grupo Techint, comenzó la operación del parque eólico “Vientos de Olavarría”, ubicado en esa localidad del centro de la provincia de Buenos Aires. El parque, según se informó en un comunicado, le permite a la compañía “reemplazar el 90% de la energía total que adquiere en el país del sistema interconectado nacional”. Sus 22 aerogeneradores, suman 99 MW de capacidad instalada, con una producción de 470 GWh de forma anual.
La empresa destacó que la construcción del parque requirió una inversión superior a los U$S 220 millones. El inicio de la obra había sido anunciado en 2021, aunque posteriormente, en 2023, la firma informó su ampliación tras resultar adjudicataria de prioridad de despacho por 28,5 Mw en una licitación de Cammesa.
El proyecto se compone de 22 aerogeneradores con 4,5 MW de potencia, dispuestos en cuatro circuitos de entre cinco y seis torres cada uno a lo largo de 1,517 hectáreas del terreno. En conjunto, suman 99 MW de capacidad instalada con una producción de 470 GWh de forma anual, equivalente al consumo de 130.000 hogares (consumo medio de 300 KWh/mes).
“Un hito en nuestro plan de descarbonización”
“Este es el primer gran proyecto de energía renovable de Ternium. Representa un gran hito en el marco de nuestro plan de descarbonización, ya que permitirá aumentar nuestro consumo de energías renovables y avanzar hacia una operación cada vez más sustentable”, sostuvo Martín Berardi, presidente ejecutivo de Ternium Argentina.
Toda la operación del parque se realiza de forma remota, a 450 kilómetros de distancia, desde las instalaciones de la planta de Ternium General Savio, la más importante de la empresa en el país, ubicada en la localidad bonaerense de San Nicolás de los Arroyos. Según explicaron, los aerogeneradores transmiten información en tiempo real al centro de control, como la velocidad, dirección del viento y cuánta electricidad están generando.
El precio de los combustibles aumentó un 1,75% el 1º de abril en línea con la inflación y el crawling peg del tipo de cambio del 1% de marzo. Ese día el Brent cotizaba sobre los 74 dólares. Desde entonces, y como resultado de la guerra comercial desatada por la decisión del presidente estadounidense Donald Trump de fijar aranceles recíprocos a decenas de países (que luego fueron pausados por 90 días, con excepción de China), el importe del barril llegó a caer un 20% —el Brent cotizó por debajo de los 60 dólares la primea semana del mes— y este lunes abrió a 66 dólares.
La caída del precio internacional del crudo abre un interrogante acerca de qué pasará con el importe local de los combustibles e 1º de mayo. ¿Puede la baja del barril replicarse en una caída del precio de las naftas y gasoil en surtidor? A priori, si bien YPF esperará a ver qué sucede con el Brent durante los últimos 10 días de abril.
Habrá que esperar no sólo lo que suceda con el petróleo, sino también cómo evoluciona esta semana el tipo de cambio oficial tras el levantamiento del cepo para personas físicas. El dólar cerró el miércoles (antes del feriado extendido de Semana Santa) en 1160 pesos. Si la cotización de la divisa estadounidense se mantuviera por debajo de los $ 1200, habilitaría un descenso del precio de las naftas, pero resta saber qué hará el gobierno con los impuestos.
Con un Brent en la banda de los 65 dólares, el precio de paridad de exportación del crudo se ubicaría en torno a los 60 dólares (después de aplicar retenciones del 8% sobre el precio internacional). El crudo local se vendió a la baja en los últimos dos meses. Algunas refinadoras pagaron en abril por el el Medanito —el crudo que se extrae en Vaca Muerta– hasta 62 dólares, cinco dólares menos que en enero. Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, el Medanito podría pagarse 59/60 dólares siempre en función de lo que suceda con la cotización del Brent durante la última semana de abril.
Recomponer impuestos
Si el dólar oficial sigue cotizando por debajo de los 1200 pesos y el Brent navega sobre los 65 dólares, la intención del gobierno es aprovechar la baja del precio del petróleo —que en sí mismo explica 60% del costo de los combustibles antes de impuestos— para recuperar el cobro del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono, que arrastran un atraso desde que la administración anterior congeló el componente impositivo del valor final de los combustibles para mantener pisado el importe de las naftas y gasoil.
Según la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, para recuperar el atraso remanente del ICL, el litro de nafta debería en mayo aumentar 177,40 pesos y el de gasoil $ 102,50 (sin contemplar los biocombustibles). Eso implicaría aumentar los importes finales en surtidor entre un 12% y un 8%, respectivamente. No parece haber margen para validar un aumento de esa envergadura, pero sí para mejorar parcialmente la ecuación impositiva. Si el gobierno recuperara a pleno el valor del ICL, el Estado podría recaudar casi US$ 200 millones sólo en mayo, según estimaciones del último informe de la consultora Economía y Energía. A principios de marzo, en otro escenario internacional, el gobierno decidió alivianar el impacto en los surtidores bajando el ritmo de actualización impositiva.
Impuestos
Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC. Las refinerías deberían trasladar automáticamente la actualización del gravamen a los surtidores, pero eso no suele suceder, dado que el Gobierno va modulando la suba real del ICL en niveles que no afecten el plan anti-inflacionario del Ministerio de Economía.
A principios de 2024 el gobierno intentó realizar una actualización escalonada para completar los trimestres pendientes del gravamen. Pero, a partir de mayo del año pasado, modificó el esquema y aplicó subas parciales postergando la actualización total del impuesto.
Tal como publicó EconoJournal, la salida del cepo y el nuevo esquema cambiario podría impactar también en las tarifas de electricidad y gas. Milei y el ministro de Economía Luis Caputo deberán decidir cuánto aumentan las tarifas o si, por el contrario, el Estado absorbe el costo de la devaluación con más subsidios energéticos.
El gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva impulsa una reforma del mercado eléctrico en el Brasil. La iniciativa, que tiene como principal objetivo extender la libre contratación de energía a la totalidad de los usuarios eléctricos, también implica una fuerte expansión de los subsidios energéticos. La intención es ofrecer un bloque de consumo de hasta 80 kWh mensuales completamente gratuito que beneficiaría a unos 60 millones de habitantes en el Brasil.
El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, envió el jueves a la Casa Civil el borrador de un proyecto de reforma del sistema eléctrico. Según el ministro, la intención es que la propuesta sea remitida al Congreso en forma de una medida provisional, la cual entra en vigencia de inmediato, aunque Casa Civil será la que definirá la estrategia legislativa.
La reforma sectorial busca la apertura total del mercado libre eléctrico. En Brasil el mercado eléctrico se divide en dos grandes segmentos, el regulado y el mercado libre. Mientras que en el primero las generadoras venden la energía a las compañías distribuidoras a través de licitaciones organizadas por estas empresas y el Estado, en el segmento libre se permite la negociación y contratación de energía entre generadores, comercializadoras y consumidores.
En el mercado libre participan principalmente los grandes consumidores industriales de energía, que contratan potencias superiores a los 500 kV. La intención ahora es abrir el mercado a industrias y empresas que contratan poca potencia a partir del 1 de marzo de 2027, y finalmente a los consumidores residenciales a partir del 1 de marzo de 2028.
Alexander Silveira junto al presidente Lula da Silva.
Mayores subsidios a hogares de bajos ingresos
La propuesta del poder ejecutivo brasileño también implica cambios relevantes en la política de subsidios a la electricidad. El gobierno definió una mejora significativa en los subsidios a la energía eléctrica para los hogares de menores ingresos, que será financiado a expensas de los beneficios fiscales que actualmente reciben los usuarios autogeneradores de energías renovables, además de un aumento marginal del 1% para el resto de los consumidores de electricidad.
Concretamente, el gobierno propone modificar la tarifa social que actualmente beneficia a 17 millones de hogares de bajos ingresos, que representan un universo de 60 millones de personas. Los beneficiarios de la tarifa social actualmente reciben un descuento de 65% sobre los primeros 30kWh mensuales consumidos y un descuento de 40% en la franja entre 31 y 100 kWh.
Silveira impulsa que la nueva tarifa social subsidie por completo los primeros 80 kWh mensuales consumidos. Según los cálculos oficiales, unos 4,5 millones de hogares beneficiarios (16 millones de personas) dejarían de pagar por la electricidad, ya que tienen consumos mensuales inferiores a los 80 kWh.
Actualmente, la tarifa social cuesta 6500 millones de reales por año. Este subsidio es financiado a través de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE), un fondo para el financiamiento de políticas energéticas, cuyos ingresos provienen principalmente de recargos a los usuarios eléctricos de mayores ingresos y usuarios industriales. La CDE recolecta fondos por 40.000 millones de reales por año.
Sin embargo, el gobierno no quiere cubrir con recursos del Tesoro el mayor costo de supondría la nueva tarifa social. Por ese motivo, Silveira impulsa una mayor alocación de los recursos de la CDE para la nueva tarifa social a expensas de los beneficios que perciben los autoconsumidores de energía.
Actualmente, un consumidor de energía conectado en alta o media tensión puede optar por el mercado libre de energía y además obtiene la prerrogativa de ser autoproductor de energía. Para esto le basta con ser un socio minoritario de un proyecto de generación de energía. A cambio, se garantiza la exención de los cargos sectoriales según los volúmenes de energía generados.
Silveira califica de «oportunista» la práctica de importantes consumidores de energía de asociarse con pequeños generadores para obtener esos beneficios. «Es necesario regular la autoproducción oportunista, responsable de distorsiones e injusticias. En el modelo actual, la carga de los costos incluidos en las facturas recae enteramente sobre los hombros del consumidor regulado”, afirmó.
El gobierno quiere modificar la definición de usuarios autogeneradores para limitar los beneficios para los nuevos ingresantes y así incrementar los recursos que financian la CDE. También busca anular algunos incentivos existentes para los consumidores de energías solar y eólica que se financian con la CDE. Todo será en función de liberar más recursos de esta cuenta para el financiamiento de la nueva tarifa social.
El Mercado Electronico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/05/2025 al 11/05/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 21 ofertas por un volumen total de 13.950.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 3,91 por Millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, y de u$s 4,85 puesto en el Gran Buenos Aires. Los precios en el PIST fueron desde u$s 3,87 hasta u$s 4,16, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 4,53 hasta u$s 5,09 el MBTU.
Desde productores en Neuquén se formularon ofertas por un total de 4.750.000 m3/d; desde Tierra del Fuego llegaron 5 ofertas por un volumen total de 5.500.000 m3/d; desde la cuenca Noroeste llegaron 4 ofertas de abasto por un total de 1.800.000 m3/d; Desde Santa Cruz llegaron 2 ofertas por un total de 1.200.000 m3/d, y desde Chubut 2 ofertas por un total de 700.000 m3/día.
El proyectode cobre Los Azules, ubicado en San Juan que está a cargo de la empresa minera McEwen Copper del grupo canadiense McEwen Mining, recibió la visita de autoridades nacionales e internacionales este lunes 14 de abril. De la jornada participaron Dieter Lamlé, Embajador de Alemania en Argentina; Andreas Vollmer, Cónsul Honorario de Alemania en Mendoza; Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación; y Juan Pablo Perea, ministro de Minería de San Juan.
Las autoridades recorrieron las instalaciones del proyecto, conocieron los avances técnicos y pudieron interiorizarse sobre el enfoque sustentable, el compromiso con la comunidad y el potencial económico de Los Azules, uno de los yacimientos de cobre más prometedores de América Latina, destacaron desde la minera.
La visita
La visita tuvo como objetivo continuar fortaleciendo el posicionamiento del proyecto y de la minería argentina en el escenario global. “Estamos muy contentos de haber recibido a autoridades internacionales, nacionales y provinciales en Los Azules. Esta visita es muy significativa para nosotros, porque venimos realizando un gran esfuerzo por fortalecer los vínculos con la Unión Europea. Recientemente regresé de una gira por Europa, donde mantuvimos reuniones con potenciales inversores. Queremos que el mundo conozca el enorme potencial de este proyecto y que elijan invertir en San Juan y en Argentina”, expresó Michael Meding, gerente general de Los Azules.
Lamlé explicó: “Los Azules es uno de los proyectos más relevantes en la Argentina y, como muchos otros proyectos estratégicos, necesita inversión. Mi objetivo al venir aquí fue conocer de primera mano en qué están trabajando, para luego poder transmitir esa información y generar interés entre potenciales inversores en Alemania”.
La visita reafirma el interés global por el desarrollo de minerales críticos como el cobre, fundamentales para la transición energética y el crecimiento sostenible, y posiciona a San Juan como una provincia estratégica en esta nueva etapa de la minería, aseguraron desde la compañía a través de un comunicado.
El gobierno de Chubut autorizó a través del Decreto Provincial 325/2025, el otorgamiento de incentivos solicitados por la empresa Pecom Servicios Energía S.A.U para la explotación de reservas no desarrolladas mediante inyección de polímeros en el área Escalante – El Trébol. La normativa fija una reducción de regalías del 3 % sobre la producción base, y del 6 % sobre los incrementales obtenidos a partir de nuevas inversiones.
Al respecto, el gobernador Ignacio Torres sostuvo que “De esta manera, estamos asegurando el incremento de la actividad y la preservación de las fuentes de trabajo en el sector”. La medida se extenderá por un periodo de 10 años y establece la realización de inversiones de cumplimiento obligatorio.
“Es fundamental promover medidas de alivio fiscal que garanticen la sostenibilidad del empleo y la continuidad de las operaciones en la región”, indicó el mandatario y aseguró que, en el término de tres años, la producción podría incrementarse un 50%.“Esto redundará en beneficios tanto para la provincia como para los distintos actores de la cadena de valor”, añadió.
La reducción de regalías permitirá a la compañía llevar adelante un plan de inversiones aún más agresivo que el que oportunamente había planificado al momento de la adquisición del área, en octubre de 2024.
Mejores condiciones para los yacimientos maduros
El decreto se encuadra en la realización del proyecto “Incremental: Explotación de reservas no desarrolladas – Inyección de Polímeros El Trébol Bloque III”.
Las proyecciones realizadas indican que en el término de tres años la producción podría incrementarse en el 50 % desde el nivel actual. Si bien la alícuota de regalías es menor, el volumen incremental permite una mejora de la recaudación en el mediano plazo, al mismo tiempo que se garantiza la sostenibilidad laboral.
Cabe recordar que la regalía standard que se abona en la provincia equivale al 12 % del valor de los hidrocarburos y, además, en Chubut se adiciona el pago del Bono compensación de los Hidrocarburos para el Desarrollo Sustentable, de igual naturaleza, que suma un 3 %, resultando en un total del 15 por ciento.
Adelanto de inversiones
Entre los considerandos de la norma se señala que la reducción de regalías posibilitará a la empresa potenciar el plan de inversiones inicial y adelantar la ejecución de los principales proyectos en cartera.
En su conjunto, los proyectos de recuperación secundaria y terciaria a desarrollarse contemplan la perforación 67 pozos nuevos, reparación 46 pozos inyectores, reparación de 46 pozos productores, montaje de dos plantas de inyección de polímeros, construcción de facilites de producción y la perforación de nuevas zonas profundas aun sin explotarse. La actividad física comprometida involucra una inversión estimada de 204 millones de dólares.
Yacimiento Escalante – El Trébol
La concesión de explotación Escalante – El Trébol inició su producción en la década del 30 y fue adquirida por Pecom en octubre del 2024. En términos de producción, diariamente se extraen 1.010 m3/d de petróleo a través de 673 pozos principalmente enfocados en la recuperación secundaria y terciaria.
A partir del traspaso de áreas, se reanudó la actividad contando hoy con 1.150 trabajadores directos e indirectos en función. Recientemente se incorporaron a la operación 6 equipos de torre, incluido un equipo perforador que son la base del desarrollo futuro que prevé la compañía.
Desde el Ministerio de Hidrocarburos de la Provincia se aclaró que la sanción de la nueva norma deroga el Decreto Provincial 166/2022, incorporando el incentivo de dicho programa al nuevo régimen con aplicación en toda el área de concesión.
Tres cámaras de biodiesel solicitaron mediante una carta a la Secretaría de Energía para expresar la preocupación con la coyuntura y a su vez pidieron una reunión con Maria Tettamanti para tratar los temas para evitar riesgos de desabastecimiento.
En concreto, la Cámara Argentina de Empresas Regionales Elaboradoras de Biocombustible, la Cámara Santafesina de Energías Renovables y la Cámara Panamericana de Biocombustibles Avanzados pidieron a la secretaria de Energía, Maria Tettamanti, que el precio del biodiésel para el mercado interno se publique en dólares para evitar que se generen crisis recurrentes cada vez que un insumo cambia su valor en dólares ya que el aceite de soja fluctúa constantemente o cuando lo hace la propia moneda estadounidense.
“El salto del dólar y la proporción de costos nominados en esa moneda tensan la ecuación económica de los productores, poniéndolos en jaque y junto a ellos a las entregas de biodiesel”, expresó la carta.
En este sentido, las tres cámaras indicaron en el escrito que la Resolución 3/2023 del 26/12/2023 de la Secretaría de Energía ajustó excepcionalmente el precio publicado basándose en “la modificación de los precios relativos en la estructura de costos del biodiesel”.
A este salto reciente del dólar agregaron que el precio del biodiésel ya se encontraba previamente atrasado un 9% y ante la nueva situación el atraso es de alrededor de 17%. “Con una industria que trabaja con márgenes de rentabilidad de 3%, semejante atraso imposibilitará continuar con las operaciones de no existir una adecuación a la realidad”, advirtieron.
“Estamos convencidos que un precio denominado en dólares es la mejor forma de quitar costos innecesarios -por ejemplo, coberturas de moneda- a los productores de biodiesel y dar previsibilidad a todo el sistema, como ocurre con el petróleo o el gas natural”, remarcaron. Por lo que propusieron que el precio se establezca con una fórmula para evitar las distorsiones.
Por último, en la misiva solicitaron una “urgente reunión para conversar conjuntamente los temas.
El gobierno de la provincia del Neuquén recibirá en los próximos días en Miami (Estados Unidos) un reconocimiento internacional en la Cumbre de Carbono de las Américas con motivo de la celebración de la Semana de la Tierra.
El gobernador Rolando Figueroa agradeció la invitación, pero no viajará por temas de agenda. En su lugar, el premio será recibido por el ministro de Planificación, Rubén Etcheverry. Es un reconocimiento internacional hacia la provincia del Neuquén y un incentivo para avanzar hacia la descarbonización a través de emisiones trazables.
Se trata de la Mención de Honor del Climate Positive Awards 2024, en la categoría Excelencia Conceptual por la iniciativa provincial: Vaca Muerta Net-Zero, que se presentó y desarrolló el año pasado.
El evento que se desarrolló en Cutral Co y donde se presentó esta iniciativa que apunta a lograr la sustentabilidad social y el cuidado del ambiente con la rentabilidad económica. Cumbre del Carbono de las Américas, es organizada por Green Cross UK y Carbon Pulse. 21 y el premio es otorgado por Green Cross UK es parte de Green Cross International, una organización no gubernamental (ONG) fundada por el Premio Nobel de la Paz Mikhail Gorbachev en 1993.
“Nos complace expresarles nuestros más cálidos deseos en nombre de Green Cross United Kingdom (en adelante Green Cross) y nos enorgullece anunciar que el Gobierno de Neuquén (en adelante, el Ganador) ha sido seleccionado para recibir el Reconocimiento a la Excelencia Conceptual en el Premio Climate Positive 2024 por su excepcional compromiso con el desarrollo sostenible”, expresa la carta de notificación del Premio Clima Positivo 2024.
Los Premios Climate Positive celebran y reconocen las iniciativas de desarrollo sostenible reuniendo a actores clave de los sectores público y privado. Reconocemos prácticas ejemplares, proyectos innovadores y tecnologías de vanguardia que abordan el cambio global, el cambio climático y el impacto humano y las áreas de interés son: Descarbonización; Economía circular; Evolución digital; Infraestructura/Arquitectura Sostenible; Diversidad e Inclusión; Moralidad sostenible de abajo hacia arriba y Comunicación y Concienciación.
BP está buscando resolver una crisis de identidad con un reajuste fundamental donde podría plantearse posibles acuerdos con Shell, ExxonMobil o Chevron. “No descartaría nada. El sector del petróleo y el gas se enfrenta a una crisis existencial”. El gigante petrolero bp se ha convertido en el centro de atención como uno de los principales candidatos a una adquisición, pero los analistas energéticos se preguntan si alguno de los posibles interesados estará a la altura de las circunstancias. El asediado gigante energético británico, que celebra su junta general anual mañana jueves, ha buscado recientemente resolver una crisis de identidad con […]
El buque sísmico operó unos 120 días en los bloques CAN107 y CAN109, a más de 200 kilómetros de las costas de Mar del Plata. Esto le permitió a Shell completar los compromisos de la fase inicial de la exploración asumidos con la Secretaría de Energía y ahora se abre una etapa de análisis de datos que debería determinar la conveniencia o no de avanzar con la perforación de un pozo para confirmar la existencia de hidrocarburos. La empresa Shell Argentina finalizó las tareas de prospección sismica en dos áreas de la Cuenca Argentina Norte identificadas como CAN107 y CAN109, […]
A través del decreto 325 de abril último, se autoriza la reducción de regalías al 6% para la producción incremental, es decir, a la mitad de lo habitual, mientras que la producción básica contará con una disminución del 9%. La disminución de regalías forma parte de una política de incentivo aplicada por el gobierno provincial, algo que ya estaba vigente para yacimientos marginales fuera de producción, pero que ahora se extrapola hacia las áreas de alta madurez, como las que cedió recientemente YPF. El decreto hace alusión al proyecto “Incremental: Explotación de reservas no desarrolladas – Inyección de Polímeros El […]
El Gobierno Nacional elimina una medida burocrática con más de 30 años de vigencia que exigía la tramitación del Certificado de Importación de Bienes Usados (CIBU) para ingresar equipamiento y maquinaria usada al país. Por medio del Decreto que saldrá hoy, también se eliminaron prohibiciones que existían para importar bienes en múltiples sectores de la industria, como por ejemplo máquinas para extracción de petróleo y gas, cortadoras industriales, moldes de matriceria (usados en la industria automotriz) y maquinaria para la industria gráfica, entre muchas otras. A partir de ahora, quienes necesiten importar podrán hacerlo de forma automática, sin la necesidad […]
Con un crecimiento del 22,3% en exportaciones durante 2024, el sector de Oil & Gas impulsa la demanda de soluciones logísticas cada vez más eficientes, seguras y especializadas. Por María Santos Desarrolladora de Negocios de Interborders El sector de Oil & Gas se consolida como uno de los pilares clave del comercio exterior argentino. Según un reciente informe de Alpes Energy, durante 2024 las exportaciones energéticas superaron los USD 9.600 millones, con un crecimiento interanual del 22,3% contribuyendo significativamente al superávit comercial nacional. Este avance no solo reafirma el potencial estratégico de Vaca Muerta y otras cuencas productivas, sino que […]
Con la adquisición de la participación accionaria de Petronas en La Amarga Chica, a cambio de unos US$ 1340 millones, Vista se convierte en el mayor productor independiente de la Argentina. La compañía creada por Miguel Galuccio, que lleva invertidos más de US$ 6000 millones desde 2018, pasará a producir 120.000 barriles diarios de crudo en Vaca Muerta. Vista, el segundo productor de petróleo no convencional de la Argentina, adquirió por unos US$ 1340 millones la participación accionaria de Petronas en La Amarga Chica, una de las áreas estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta, según pudo […]
Estados Unidos impuso sanciones a una refinería con sede en China por la compra de petróleo iraní y a una serie de buques responsables de facilitar estos envíos en el marco del aumento de las presiones a Teherán por parte de la administración de Donald Trump.
“Mientras Irán intente generar ingresos petroleros para financiar sus actividades desestabilizadoras, Estados Unidos exigirá responsabilidades tanto a Irán como a todos sus socios en la evasión de sanciones”, señaló la portavoz del Departamento de Estado, Tammy Bruce, en un comunicado.
En concreto, la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) sancionó a la refinería Shandong Shengxing Chemical, con sede en la provincia china de Shandong, por “recibir docenas de envíos de crudo iraní por valor de más de 1,000 millones de dólares” de parte de buques pertenecientes a la llamada ‘flota en la sombra’.
Según ha informado el Departamento del Tesoro, la Administración Trump también ha incluido en la ‘lista negra’ al buque ‘Reston’, con bandera de Camerún, así como a las embarcaciones con bandera de Panamá ‘Bestla’, ‘Egret’, ‘Nyantara’ y ‘Rani’. Las sanciones también afectan a los propietarios de los citados barcos.
“Cualquier refinería, empresa o intermediario que opte por comprar petróleo iraní o facilitar el comercio de petróleo iraní se expone a un grave riesgo”, ha dicho el secretario del Tesoro, Scott Bessent, agregando que Washington está comprometida a “desmantelar” a todos aquellos actores que apoyen las cadenas de suministro de Teherán.
Pensar un futuro sin hidrocarburos es la nueva ambición del oficialismo que busca impulsar la economía del conocimiento y generar empleo para los neuquinos. Neuquén avanza hacia nuevos destinos y desde el oficialismo han presentado una serie de proyectos con firma del gobernador Rolando Figueroa que pretenden enriquecer la matriz productiva en la región. Para ello, desde el Poder Ejecutivo enviaron cinco propuestas legislativas destinadas a favorecer la llegada de empresas y la contratación de neuquinos. Dos avanzaron y tres serán trabajadas en comisiones. “El gas y el petróleo se van a terminar algún día y hay que tener una […]
Permitirá registrar y hacer seguimiento a todas las iniciativas de energías renovables en la provincia. Se debatió la autoridad de aplicación y se busca garantizar acceso público a la información. La comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones de la Legislatura neuquina analizó un proyecto que propone la creación de un Banco de Proyectos de Energías Limpias, con el objetivo de dar previsibilidad y transparencia al desarrollo de iniciativas sustentables en el territorio provincial. Durante el debate, las y los legisladores acordaron incorporar una cláusula que identifique claramente en qué etapa de desarrollo se encuentra cada proyecto –operativo, en construcción, aprobado […]
El desarrollo busca centralizar la mayor cantidad de ofertas laborales del área en un único espacio. Se trata de una acción articulada entre la Secretaría de Modernización y el Ministerio de la Producción y Desarrollo Sustentable. Ya son 52 las empresas nucleadas en la Plataforma Digital de Oferta y Demanda Laboral para el Sector Minero. Esta estrategia, lanzada a mediados de marzo, fue producto de la articulación entre la Secretaría de Modernización y el Ministerio de la Producción, a través de la Secretaría de Minería. La iniciativa busca centralizar en un único espacio las ofertas laborales del sector. Asimismo, los […]
La especialización está destinada a docentes de todos los niveles y modalidades. Durante el ciclo lectivo 2024 certificaron más de 800 docentes en esta formación. La Dirección General de Escuelas (DGE), junto a la Dirección de Minería, lanzó este martes la segunda cohorte de formación docente denominada Nuestro suelo, maravillas minerales. El lanzamiento de esta formación se realizó en La Enoteca de la Ciudad de Mendoza y, desde la Dirección de Educación Superior, destacaron que esta iniciativa educativa está dirigida a todos los docentes de todos los niveles y modalidades de la provincia de Mendoza. La directora de Educación Superior, […]
Argentina cerró en marzo un nuevo mes con saldo positivo en su balanza comercial energética por 527 millones de dólares.
“Esto es posible porque, con menos trabas al comercio exterior, el país exportó USD 753 millones en combustible y energía, mientras que importó USD 226 millones”, informó la Secretaría de Energía.
En el primer bimestre del año, las exportaciones de combustible y energía habían alcanzaron los USD 1.757 millones, logrando un saldo positivo de la balanza comercial de USD 1.321 millones.
De este modo, el trimestre enero-marzo acumuló un saldo positivo de la balanza comercial de USD 1.848 millones y logró mantener el superávit energético con el que cerró 2024.
En el acumulado de 2025, las exportaciones energéticas ya suman USD 2.534 millones, lo que representa un incremento del 8% respecto al mismo período del año pasado. Este rubro explica el 13,8% del total exportado por el país en el primer trimestre. En tanto, las importaciones alcanzaron los USD 662 millones, un 3,8% del total de compras externas. Así, el saldo acumulado de la balanza energética es de USD 1.872 millones.
La compañía Vista Energy anunció la adquisición de la participación de la malaya Petronas en el bloque La Amarga Chica, en Vaca Muerta, lo que le permitirá aumentar un 50% su producción y alcanzar los 120.000 barriles equivalentes por día, consolidándose como el mayor productor independiente de petróleo del país.
La operación, valuada en USD 1.200 millones —900 millones pagados al cierre y otros 300 millones en dos pagos futuros— también incluyó el traspaso de 7.297.507 acciones de Vista a Petronas, que continuará presente en el país como accionista de la firma que dirige Miguel Galuccio.
El bloque La Amarga Chica es el segundo campo de mayor producción de shale oil en Vaca Muerta y cuenta con 247 pozos en operación y reservas probadas por 280 millones de barriles equivalentes de petróleo. Vista estima un potencial de 400 nuevos pozos a desarrollar sobre una superficie de 46.594 acres.
Con esta adquisición, Vista suma un total de 229.000 acres en Vaca Muerta y, por primera vez, participará en un activo sin ejercer la operación directa, delegada en YPF, que mantiene el otro 50% del bloque.
“Con esta adquisición ganamos una escala significativa en Vaca Muerta, incorporando un bloque premium con producción en crecimiento y bajos costos operativos”, afirmó Galuccio, presidente y CEO de Vista. “Esta operación incrementa nuestra rentabilidad y mejora nuestro portafolio de locaciones listas para perforar”, agregó.
La compañía lleva invertidos más de USD 6.000 millones en la Argentina desde 2018 y fue el segundo mayor productor de petróleo en Vaca Muerta en 2024, según datos de la Secretaría de Energía.
Un análisis de 336.406 comentarios publicados en perfiles de Google de estaciones de servicio expone las preferencias de quienes las utilizan con frecuencia. El combustible no lo es todo en una estación de servicio. ¿Qué buscan los clientes? Un análisis realizado por la empresa SearchMAS en base a los datos públicos de 336.406 reseñas y comentarios que durante todo el año pasado se volcaron a los 3.670 perfiles de estaciones de servicio operativas en la Argentina permitió conocer qué es lo que los clientes destacan y eligen valorar a la hora de escribir una reseña y puntuar su experiencia. Del mismo modo, difundió el ranking de estaciones de servicio mejores puntuadas.
Entre los aspectos mejor valorados se encuentran la atención al cliente, particularmente destacando rasgos como “empatía” y “conexión”, así como también la limpieza de los baños, que es uno de los temas que más inciden en las valoraciones de todas las compañías del sector. Asimismo, “café” surge entre las palabras más mencionadas por los usuarios. Esto desprende en que cada vez más las estaciones de servicio están haciendo foco en sus servicios, especialmente en el café.
La lógica de las estaciones de servicio pasó de convertirse en un lugar de paso, a un lugar de encuentro que los argentinos cada vez eligen más y tener buena reputación en las reseñas de Google se volvió un factor clave para los comercios a la hora de atraer y fidelizar clientes. En un escenario donde las decisiones se toman con el celular en la mano, la calificación y los comentarios de los usuarios aumentan la visibilidad y pueden definir cuál es la próxima parada para llenar el tanque de combustible y comer o tomar un café que permita seguir el viaje.
En cuanto al ranking general de las principales banderas, Axion energy lideró durante todo 2024, con un puntaje promedio de 4,52 sobre 5 para toda su red a nivel nacional. Le siguieron YPF (4,47), Puma (4,31) y Shell (4,06). Además, Axion energy se posicionó como la red que mayor porcentajes de calificaciones de 5 estrellas obtuvo en Google My Business, alcanzando el 72% -seguida por YPF, con el 71% y Puma, con el 62%- y con menor porcentaje de calificaciones negativas de una estrella.
“La experiencia del cliente está en el centro de toda nuestra operación, y por esa razón buscamos continuamente eficientizar no solo el trabajo que realizamos en torno a la calidad en la producción de nuestros combustibles, sino también la calidad de los servicios que brindamos a cada usuario en todo el país”, explicó Sandra Yachelini, vicepresidente Comercial y Marketing de Axion energy.
Por qué los clientes eligen una estación de servicio
En la misma línea, un estudio realizado por la consultora Moiguer sobre 1009 casos, si bien el principal motivo de elección de la estación de servicio a la que los consumidores visitan con mayor frecuencia es por su cercanía, ubicación o porque le queda de paso en su trayecto (53% de las respuestas), las dos razones que le siguen inmediatamente tienen que ver con el servicio. El 46% de los encuestados respondió que elige la estación de servicio cuando “el personal tiene un trato amigable”, y el 43% dijo que lo hace cuando recibe “una buena atención”.
En la misma línea, la actitud y la predisposición del personal de playa y de la tienda fueron los gestos mejor ponderados, junto con el saludo, además de la capacidad para responder consultas acerca del tipo de combustible y la imagen general del personal.
En este sentido, Yachelini agregó: “Buscamos siempre que nuestros clientes vivan una gran experiencia en nuestras estaciones de servicio; para eso capacitamos constantemente a nuestros vendedores, ofrecemos productos de excelente calidad y descuentos a través de ON, nuestro programa de descuentos y beneficios”.
La encuesta también incluyó observaciones que pudieran contribuir a mejorar la atención general de las estaciones de servicio, y la velocidad de la atención, tanto en la carga como en el cobro, fue la más destacada, seguida por la cordialidad en el trato personal.
Llega Semana Santa y muchas familias viajan para pasar unas Pascuas en familia o simplemente descansar unos días. Para esto, es imprescindible tener los chequeos del auto al día. ¿Los recordás todos?
La carga de combustible, la presión de los neumáticos y la documentación necesaria son algunos de los elementos más frecuentes que las y los conductores revisan antes de emprender un viaje por las rutas argentinas, pero existe un chequeo fundamental para el cuidado del motor que no siempre es tenido en cuenta.
Un sobrecalentamiento o el desgaste prematuro de piezas claves se puede evitar llevando un control regular del estado del lubricante del motor, a fin de evitar una fricción excesiva en su interior. Entonces, ¿cuál es la mejor forma de chequear el buen estado del aceite?
Existe el mito de que el aceite debe cambiarse cada 5.000 kilómetros, independientemente del tipo de motor o lubricante; sin embargo, el intervalo de cambio está determinado por distintos factores. Por ejemplo, las condiciones de uso, en especial aquellas de conducción severa tales como el tráfico urbano, trayectos cortos o condiciones climáticas extremas, pueden requerir un cambio anticipado del lubricante respecto al intervalo máximo sugerido.
Asimismo, la calidad del combustible favorece la formación de depósitos y la aparición de ácidos en el aceite, especialmente si contiene altos niveles de azufre o contaminantes. Esto puede provocar que el motor presente desgaste interno, consumo elevado de aceite o pérdidas por sellos deteriorados, acelerando de esta manera el proceso de degradación del lubricante.
Por otro lado, el mercado automotor de hoy tiene motores de mayor complejidad, como los turboalimentados, los que funcionan a alta compresión o los start-stop, que requieren lubricantes que estén por encima de las normas mínimas de la industria. En este sentido, “Castrol EDGE supera múltiples estándares internacionales y cumple con especificaciones de fabricantes líderes a nivel internacional, asegurando el cuidado del motor ante cualquiera de los factores que pudieran condicionar el tiempo de duración de un lubricante”, señaló Javier Alaman, Gerente Ejecutivo de Lubricantes de Axion energy, la compañía que produce la línea de lubricantes Castrol en Argentina.
En este sentido, es fundamental seguir las indicaciones del manual del auto. Cada motor posee sus propios intervalos de cambio definidos y esta información siempre es comunicada por el fabricante a través de la guía del vehículo, por lo que se aconseja seguir al pie de la letra las recomendaciones.
Allí también se puede encontrar información sobre el tipo de lubricante, dado que no todos son iguales. Los de tipo mineral suelen requerir cambios entre 5.000 y 7.000 kilómetros, mientras que los semisintéticos lo necesitan entre los 7.000 y 10.000 kilómetros, y los sintéticos pueden durar hasta 15.000 kilómetros o incluso más. Alternativas sintéticas de línea premium como Castrol EDGE, por ejemplo, son elegidas por importantes fabricantes automotores a nivel global dado que permiten duplicar la resistencia de la película de aceite bajo presión extrema, reduciendo así hasta un 20% la fricción del motor.
De esta manera, la calidad del aceite es una manera de asegurar rendimiento, durabilidad y eficiencia, siempre bajo la supervisión de un mecánico y bajo las recomendaciones del fabricante del vehículo.
¿El color es un indicador válido para saber el estado del aceite?
Existe la creencia entre muchos conductores de que el hecho de que el aceite no se vea “negro” o “sucio” es un indicativo de que aún se encuentra en buen estado. Sin embargo, se trata de un criterio relativo y poco confiable para definir el momento de cambiarlo.
El color del aceite puede oscurecerse naturalmente debido a su función de limpieza, al atrapar los residuos, pero también es posible que un aceite que se vea claro ya se encuentre degradado, perdiendo así su viscosidad y capacidad de lubricación. En el caso particular de los motores diésel, por ejemplo, es común que el aceite se torne negro rápidamente debido a la presencia de hollín, lo que no necesariamente implica que se encuentre en mal estado.
El método único y completamente preciso para evaluar la condición del lubricante es a través de un análisis de laboratorio que incluya pruebas de viscosidad, oxidación, contenido de contaminantes y nivel de aditivos remanentes. En definitiva, no se debe proceder a cambiar el aceite únicamente basándose en su color, ni dejarlo en uso por considerarlo visualmente “limpio”, sino que es fundamental seguir los intervalos de cambio recomendados por el fabricante.
La distribuidora de gas por redes del área metropolitana de Buenos Aires, MetroGAS, la mayor del país en el rubro, aparece por primera vez en el top 40 del ranking de las 100 mejores empresas que lideran la transformación en Argentina, y se ubica en el segundo puesto en el rubro de servicios públicos.
El registro surge de una muestra que elabora desde hace seis años una consultora tecnológica con sede en Nueva York y que analiza en base a la Inteligencia Artificial a cada compañía por la presencia en medios, la interacción digital, el networking y la participación en eventos.
Los cinco primeros puestos del estudio realizado por Horse Consulting pertenecen a dos bancos, una automotriz, la petrolera YPF y Mercado Libre, mientras que MetroGAS ocupó la ubicación 37. Si se tienen en cuenta solo a las empresas que brindan un servicio público, la distribuidora de gas ocupa la segunda posición.
La nueva edición de “100 Thougth Leaders” que realiza Horse Consulting es un ranking anual que está basado íntegramente en la Big Data, Inteligencia Artificial (IA) y análisis real de posicionamiento.
Según señala la consultora, “100 Thougth Leaders” es la única medición basada en la herramienta Eminence Score, que analiza la presencia de cada empresa en medios, la interacción digital con el público o el cliente, el networking y la participación en eventos.
“Al utilizar Big Data, eliminamos los sesgos y ofrecemos un ranking transparente y basado en evidencia, que refleja verdaderamente la influencia y el liderazgo intelectual de las empresas y los CEOs en la realidad actual, marcada por una reconfiguración de los principales impulsores de reputación”, afirmó Juan Pablo Daniello, quien junto a Cristian Marchiaro, son cofundadores de Horse Consulting.
Santander, Ford, Galicia, YPF y Mercado Libre lideran el ranking de las cinco empresas con mejor posicionamiento en Argentina, luego de analizar las múltiples dimensiones de transformación.
En las primeras cinco ediciones del estudio realizado, MetroGAS no aparecía en el radar, pero a partir de esta última muestra se ubicó por encima de compañías como Salesforce, SAP, Arcor, Disney, PAE, Total, Vista, ExxonMobil, Chevron, Profertil y Camuzzi, entre otras.
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Abarca una superficie de cobertura de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Vista Energy adquirió la participación de Petronas en el bloque La Amarga Chica (Vaca Muerta), con lo que lleva su producción diaria de hidrocarburos a 120.000 barriles equivalentes de petróleo (“boe/d”). A partir de esta transacción, Vista se asociará con YPF, propietaria del 50 % restante y operador del bloque.
La Amarga Chica es el segundo campo de mayor producción de shale oil en Vaca Muerta, con aproximadamente 80.000 boe/d al último trimestre del 2024.
Vista se convierte así en el mayor productor independiente de petróleo del país. La compañía lleva invertidos más de U$S 6.000 millones en la Argentina desde el inicio de sus operaciones en 2018.
En la operación de compra ahora anunciada Vista abonó 900 millones de dólares en efectivo al cierre de la operación y abonará otros 300 millones en dos pagos iguales en los años 2029 y 2030. Además, Petronas recibió 7.297.507 acciones de Vista, y de esta forma la empresa malaya seguirá presente en el país (a través de Vista), y apuesta a seguir capturando el valor del crecimiento rentable de Vaca Muerta, se detalló.
La Amarga Chica inició sus operaciones en 2014. Son 46.594 acres en la ventana de shale oil donde hay 247 pozos en producción, y reservas probadas estimadas a finales del año 2023 de 280 millones de barriles equivalentes de petróleo. Vista estima que hay 400 pozos en el inventario para ser desarrollados.
Con esta adquisición Vista consolida una superficie total de 229.000 acres en Vaca Muerta. Esta es la primera compra que realiza la compañía en la que no será operador del activo, lo que refleja la confianza en Vaca Muerta como un shale play de calidad mundial, y en YPF como operador, se describió.
Miguel Galuccio, Presidente y CEO de la Compañía destacó que “Con esta adquisición ganamos una escala significativa en Vaca Muerta, incorporando un bloque premium con producción en crecimiento y bajos costos operativos, lo que nos permite acelerar el plan de largo plazo y fortalecer nuestro perfil de generación de flujo de caja libre. La operación no solo incrementa nuestra rentabilidad, sino que también mejora nuestro portafolio de locaciones listas para perforar en el área central de Vaca Muerta”.
Galuccio agregó que “Es especialmente relevante que, en el actual contexto macroeconómico global y de precios del petróleo, estemos consolidando un activo de alto margen y bajo punto de equilibrio, con fuertes sinergias con nuestra operación actual, lo que refleja nuestra visión constructiva de largo plazo sobre la dinámica de oferta y demanda de crudo. Estoy convencido de que ésta es una oportunidad única para generar valor a largo plazo para nuestros accionistas”.
Vista es una compañía de petróleo y gas enfocada en el yacimiento No Convencional Vaca Muerta, ubicado en la Cuenca Neuquina. Fundada en 2017, actualmente cotiza en la Bolsa Mexicana de Valores y en la Bolsa de Valores de Nueva York.
Según la Secretaría de Energía de Argentina, en 2024 Vista fue el segundo mayor productor de petróleo en Vaca Muerta y el tercero de Argentina.
Más de 1000 MW de nueva capacidad de generación eléctrica serán incorporados este año en República Dominicana, según confirmó el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez, durante una entrevista audiovisual en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).
“Nuestra Ley de Estrategia Nacional de Desarrollo establece un 25% de energía renovable al 2025 que va a ser cumplida ahora”, aseguró el viceministro Rodríguez.
En tal sentido, desde el Viceministerio de Energía, bajo la órbita del Ministerio de Energía y Minas, aseguró que avanzan en un monitoreo detallado del Plan Energético Nacional, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), para garantizar el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.
En atención a las metas de este año, el funcionario reveló que en 2025 se pondrá en marcha una planta térmica de 460 MW y se interconectarán en el orden de 700 MW de energía renovable que les permitirá alcanzar del 25% de integración de renovables durante este año. Pero aquello no sería todo.
Rodríguez enfatizó que para avanzar con la meta del 30% de renovables al 2030 no se limitarán a la incorporación de generación, sino que están planificando un fortalecimiento integral del sistema eléctrico. Esto incluye la expansión de redes, el marco legal, el almacenamiento y también el rol estratégico de la generación térmica.
De allí, en exclusiva para FES Caribe anticipó que este año se inaugurará la expansión de una línea de transmisión del noroeste a 345 KV. Esta infraestructura será clave para mejorar la integración de generación en el país, en miras a prepararse para lograr la meta de integración de un 30% de renovables al 2030, para lo cual ya se discuten nuevas regulaciones y esquemas de integración.
“Ya tenemos en República Dominicana las resoluciones que establecen que ahora mismo todas las concesiones de proyecto fotovoltaico requieren un 50% de almacenamiento de batería”, detalla el viceministro. A esto se suman otros instrumentos normativos de la Superintendencia de Electricidad como aquel que habilita a los agentes térmicos a invertir en sistemas de almacenamiento para regulación de frecuencia, con el objetivo de una mayor incorporación de servicios auxiliares.
Otro eje clave será el lanzamiento de una nueva licitación para proyectos de generación y almacenamiento a través de las distribuidoras eléctricas, actualmente bajo control estatal. Si bien los pliegos definitivos aún no fueron publicados, el Ministerio trabaja junto con actores del sector para diseñar un esquema que tome en cuenta las lecciones aprendidas en América Latina.
“Estamos tomando todas las iniciativas y todas las experiencias de las licitaciones que se han realizado principalmente en Latinoamérica y no hacer un proceso desde cero sino tomar todo lo que ha pasado mal y corregimos”, sostiene Rodríguez.
Además de buscar un equilibrio entre contratos PPA y financiamiento bancario, el proceso considera la publicación de precios de referencia por parte de la CNE, los cuales podrán ser utilizados como guía para inversionistas y desarrolladores.
“Existen proyectos en el día de hoy que han sido construidos sin necesidad de un PPA, pero también entendemos que muchos bancos requieren esa figura”, aclara el funcionario. El objetivo es que las distribuidoras, como principales offtakers, lideren aquel proceso de manera sostenible y atractiva para el sector privado.
Desde el Ministerio aseguran que el crecimiento del parque de generación será suficiente para responder al dinamismo económico, liderado por sectores como el turismo y la industria. “Podemos asegurar que el ritmo de la economía de República Dominicana puede ir creciendo y será satisfecha la demanda de energía”, concluye Rodríguez.
El almacenamiento energético cuenta con al menos 17 aplicaciones posibles, según el Laboratorio Nacional Sandia de Estados Unidos, y desde Seraphim consideran que muchas de ellas aún no han sido contempladas en los marcos regulatorios vigentes en América Latina. Así lo señaló Nicholas Serrano, Technical Manager Latam de la compañía, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).
“No solo hay que ofrecer una aplicación de los sistemas de baterías, sino también pensar en la migración hacia otras aplicaciones donde pueda haber un beneficio económico a futuro”, manifestó el ejecutivo.
La necesidad de ampliar la visión regulatoria fue uno de los ejes centrales de su exposición. Si bien países como República Dominicana ya avanzaron en normativas para arbitraje y regulación de frecuencia, existen otras funcionalidades críticas como el peak shaving, el black-start o el control de rampa que aún no se consideran de forma estructural en la remuneración de proyectos.
“Solamente se está enfocando en regulación de frecuencia, cuando hay más aplicaciones”, subrayó Serrano. En ese sentido, planteó la necesidad de contemplar mercados paralelos o sistemas de subastas que valoren esas otras funcionalidades, ya sea por disponibilidad, potencia entregada o número de intervenciones, como sucede en mercados maduros como Gran Bretaña.
Adaptabilidad y seguridad: pilares clave para el almacenamiento
Para el referente técnico, cualquier estrategia de desarrollo debe considerar las particularidades de cada mercado. “No es lo mismo tener un proyecto en República Dominicana que en Honduras o en Guatemala”, explicó, aludiendo a los distintos recursos naturales, condiciones geográficas y regulaciones nacionales. Por eso, destaca la importancia de traducir estos factores en propuestas técnicas adaptadas a cada cliente.
La normativa también debe contemplar un horizonte de largo plazo y ser compatible con nuevas tecnologías. Serrano enfatiza que la regulación debe tener una “columna vertebral sólida” que permita la incorporación de tecnologías futuras como el hidrógeno o las hidroeléctricas reversibles, sin necesidad de rehacer completamente los marcos legales existentes.
En paralelo, advierte sobre un aspecto central para los bancos y aseguradoras: la seguridad en los sistemas de almacenamiento. “El tema de seguridad contra incendios, por ejemplo, es lo más importante bajo la norma NFPA 855. La vida está por encima de todo”, sostuvo.
En definitiva, desde Seraphim insisten en que la rentabilidad y masificación del almacenamiento dependerá de regulaciones claras, estables y técnicas, capaces de incentivar múltiples usos de las baterías y facilitar la entrada de nuevas tecnologías sin obstáculos estructurales. Para ello, apuestan por el conocimiento aplicado y la cooperación con cada mercado.
“Es importante entender en cada mercado la regulación existente y las normativas que cada país tiene”, señaló Serrano.
Consultado en FES Caribe sobre los mercados más atractivos para almacenamiento, Serrano indicó que Chile, República Dominicana y Guatemala lideran en la región, tanto por sus avances regulatorios como por sus condiciones técnicas aunque aún tengan retos para su incorporación.
De igual modo, destacó los aprendizajes extraídos de estas experiencias. Por ejemplo, mencionó el caso de República Dominicana, que ya exige 50% de almacenamiento en proyectos solares arriba de los 20 MW, como una política que podría ser emulada por otros países.
Sin embargo, aclara que la visión de Seraphim no se limita a estos tres mercados. La intención es transferir el conocimiento adquirido hacia países que aún están dando sus primeros pasos, como Argentina o Colombia, con foco en asistencia técnica y desarrollo de marcos regulatorios adaptados.
Tecnología, producción y visión estratégica
Seraphim, tradicionalmente reconocido por sus paneles fotovoltaicos, expandió su modelo de negocio al almacenamiento energético a través de una alianza estratégica con la firma CRRC. Esta última, conocida por construir los trenes bala en China, aporta capacidad tecnológica y de producción con 25 GWh de capacidad anual y más de 45 GWh ya entregados globalmente, según datos compartidos por la empresa.
El portfolio de soluciones de almacenamiento incluye en sus containers, baterías de primera línea, sistemas de conversión de potencia (PCS), monitoreo y control (BMS, EMS), subestaciones prefabricadas y acoplamiento AC/DC, con foco en soluciones modulares y seguras.
Desde el punto de vista tecnológico, la firma también trabaja en la mejora del rendimiento energético, la densidad de almacenamiento y la reducción del consumo auxiliar, con una visión integral que incluye el análisis del ciclo de vida de los equipos (LCA). “Estamos trabajando con inteligencia artificial para que estos sistemas de monitoreo tomen las acciones preventivas antes que las correctivas”, comentó Nicholas Serrano.
La República Dominicana avanza en la incorporación de energías renovables en miras a dar cumplimiento a metas concretas que buscan transformar su matriz energética con base en la sostenibilidad.
“Nosotros somos ahora mismo el país líder en ese sentido”, resaltó Betty Soto, viceministra de Innovación y Transición Energética, al explicar el crecimiento del sector en los últimos años. Desde 2020, el país duplicó su capacidad de generación renovable, pasando de 600 MW a casi 1.400 MW al cierre de 2024.
Según señaló Soto, las proyecciones para concluir 2025 contemplan la incorporación de otros 700 MW. Así, el país alcanzaría el 25% de generación renovable, con un 22% proveniente de grandes proyectos y un 3% desde generación distribuida. “Hay un compromiso real con la diversificación de la matriz al 2030”, subrayó la funcionaria.
Este esfuerzo no es aislado, sino parte del cumplimiento de los compromisos internacionales asumidos por República Dominicana en sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) y esta administración de gobierno iría por más.
La transición energética dominicana se fundamenta en políticas inclusivas, marcos normativos modernos y apertura al capital extranjero. Para Soto, avanzar en estos frentes es crucial para garantizar una transformación energética sostenible y justa.
“Definitivamente también hay un compromiso real de mantener esos incentivos y promover la aceleración de la transición energética”, afirmó. La actualización del marco regulatorio es otro de los pilares que destacó: “Una transición energética que cuente con un marco regulatorio robusto y actualizado a lo que son las nuevas tecnologías es fundamental”.
Además, uno de los objetivos principales del actual gobierno es cerrar las brechas en el acceso a la energía. “Disminuir la brecha de aquellas poblaciones que aún no tienen acceso a la energía” es una prioridad que se canaliza a través de programas de electrificación rural, desarrollados por el Ministerio de Energía y Minas en conjunto con organismos multilaterales.
Entre los principales retos técnicos actuales, la viceministra identificó un desbalance entre el crecimiento de la generación renovable y el desarrollo de la infraestructura de transmisión: “La velocidad con la que crece el sector generación no es la misma velocidad con la que crece la red de transmisión”.
Por eso, uno de los focos prioritarios de esta administración es fortalecer la infraestructura de transmisión hacia el 2030, para garantizar la integración eficiente de las nuevas fuentes de generación al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.
Además, Soto señaló el rol estratégico del almacenamiento: “Ya desde nuestros organismos […] se ha adoptado la necesidad de incorporar sistemas de almacenamiento en estos proyectos de generación de fuentes renovables”, explicó, destacando que esto permite dotar al sistema de mayor seguridad y estabilidad.
Estas declaraciones de Soto fueron brindadas en el marco de un panel de autoridades del sector público de la región durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), en el que República Dominicana ofició como sede y referente.
“Un inmenso placer ser sede de un evento para el sector energético tan importante como lo es el Future Energy Summit”, expresó la viceministra, quien remarcó que el país ha sido anfitrión en ediciones previas de este encuentro líder para stackeholders de Centroamérica y el Caribe.
Frente a un auditorio con presencia de más de 500 actores estratégicos del sector energético regional, la viceministra reiteró el compromiso del país con la inversión extranjera. “Vengan a República Dominicana porque es un país que garantiza una estabilidad política, una estabilidad económica y una estabilidad social”, afirmó.
Y concluyó con una visión de futuro: “Nosotros como país quisiéramos ser reconocidos en un futuro por mantenernos siendo líderes y punteros en la transición energética”, destacando que uno de los legados de esta gestión debe ser la sostenibilidad de la matriz, el acceso universal a la energía y la confianza de los inversores.
Guatemala se consolida como uno de los mercados energéticos más atractivos de Centroamérica. Con una experiencia acumulada en licitaciones a través del Plan de Expansión de Generación (PEG) —actualmente en la antesala de su quinta edición— el país promueve un entorno de inversión basado en transparencia, competencia y estabilidad jurídica.
Así lo destacó Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), quien compartió su visión durante un panel de debate en el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean.
“Tenemos un buen mercado eléctrico, es un mercado maduro, tiene ya 30 años de haberse reformado”, subrayó Alvarado de Córdoba.
Este marco se apoya en una Ley General de Electricidad robusta. “Privilegiamos la certeza jurídica que da eso y todos los ajustes regulatorios se hacen a nivel de regulaciones secundarias para no trastocar el marco regulatorio que ha sido tan exitoso”, explicó la referente del AMM.
Un ejemplo claro de la confianza que deposita el inversor privado en el mercado es la convocatoria a la reciente licitación PEG 4, donde se ofertaban 235 MW de potencia y energía, pero el interés superó ampliamente las expectativas: “Habían en la sala de la subasta más de 1.200 MW de oferta para hacer vía subasta inversa electrónica”, detalló la directiva. Según explicó, este sistema garantiza un proceso “muy transparente, muy competitivo”, lo que permite afirmar que “tenemos verdaderamente un sistema de compra de potencia y energía que funciona muy bien”.
En miras a la PEG-5, Guatemala avanza hacia la modernización de su regulación y normativa para adaptarse al avance tecnológico y contemplar nuevos desarrollos que pudieran querer participar de la nueva convocatoria. Como parte del trabajo, el AMM dividió en tres fases el diseño normativo para incorporar el almacenamiento energético. “El primero que está aprobado y está vigente es en atención a cómo vamos a darle el tratamiento a las centrales solares y eólicas que incorporen almacenamiento tanto para fines de arbitraje o para servicios auxiliares”, indicó Alvarado de Córdoba. Esta normativa, que ya cuenta con su código de red, representa una señal clara de previsibilidad para los potenciales inversionistas de proyectos híbridos.
En cuanto a la visión de largo plazo, Silvia Alvarado de Córdoba enfatiza que los cambios recientes en el perfil de demanda también demandaron ajustes técnicos importantes. “Durante 30 años tuvimos una curva de demanda con un pico en la noche, eso cambió y no podíamos dejar que venga una nueva licitación sin ajustar eso”, comentó. La flexibilidad institucional para adaptar el sistema a las nuevas condiciones es, a su juicio, una garantía para el inversor: “Tienes que darle certeza al que va a poner inversiones de millones, o miles de millones en el caso del gas natural”.
Con una nueva licitación en puerta —PEG 5, prevista para lanzarse tras Semana Santa— el país proyecta adjudicar hasta 1.500 MW de capacidad. No obstante, el dinamismo del mercado libre y la apertura al almacenamiento y energías renovables convierten al sistema eléctrico guatemalteco en un escenario atractivo para inversiones sostenibles.
Y es que el sistema ofrece condiciones macroeconómicas favorables: “En Guatemala todas las transacciones se pagan en dólares, no hay un problema cambiario”. A esto se suma una historia sin precedentes de cumplimiento: “Ha sido un sistema absolutamente líquido, no ha habido deudas, no ha habido defaults de pago en los casi 30 años que lleva el mercado de haber sido reformado”, precisó la presidente de la Junta Directiva del operador eléctrico nacional.
Otro aspecto clave es la segmentación del mercado entre demanda regulada y no regulada, este último también con grandes oportunidades para el inversor privado. Actualmente, cerca del 40% de la demanda del país es no regulada, con más de 1.300 grandes usuarios activos. Esto se traduce en aproximadamente 800 MW de demanda adicional por fuera de la licitación oficial, según datos del propio AMM.
“Ese volumen de transacciones está disponible para todas las empresas que quieran venir a ofrecer esos servicios”, señaló Silvia Alvarado de Córdoba.
Este bloque de mercado se vuelve cada vez más estratégico para los desarrolladores, especialmente tras los picos de precios registrados en 2023. “El año pasado tuvimos un sistema estresado y los precios se dispararon hasta más de US$350 el spot”, recuerda. Como consecuencia, los grandes usuarios buscan certeza de largo plazo y estarían evaluando nuevas formas de contratación. “Yo lo que les he recomendado que hagan es que se asocien y que lancen licitaciones privadas porque la licitación PEG 5 no compra potencia de energía para toda esa demanda”, aconsejó Alvarado de Córdoba.
Para los inversionistas, los incentivos no están solo en la estructura del mercado, sino también en la competencia entre comercializadores. Con 35 firmas activas, se abre una ventana de oportunidades de venta de energía incluso a precios por debajo del sistema tradicional. “Estas empresas son muy competitivas, se disputan hasta cinco centésimas del centavo”, remarcó. En ese sentido, añadió que es posible obtener condiciones “hasta un 30% menos del precio que consiguen con la distribuidora”.
El Banco Popular Dominicano fue una de las grandes entidades financieras que se presentó en el mega evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean, a fin de dar a conocer su participación consolidada en la transición energética de República Dominicana
Laura Sanchis, gerenta de división del Área de Banca de Inversión del Banco Popular Dominicano, reveló que, hasta la fecha, la entidad aprobó préstamos por casi USD 900 millones para proyectos renovables que suman alrededor de 800 MW de capacidad.
“Y si también se incluyen los servicios de agencia colateral y agente administrativo, el portafolio sube a más de 1200 MW de potencia y más de USD 1600 millones en préstamos estructurados”, aseguró durante el tercer panel de debate de la segunda jornada del encuentro.
Este respaldo financiero no solo representa volumen, sino también impacto directo en la expansión de la infraestructura energética limpia del país.
Un ejemplo concreto de esta apuesta es el contrato de préstamo por hasta USD 100 millones firmado hacia fines de 2023 con Cotoperí Solar FV, una sociedad liderada por ACCIONA Energía y Cotosolar Holding, para el desarrollo del Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar I, II y III.
Ubicado en Guaymate, La Romana, este complejo mantiene una capacidad instalada de 162.6 MWp, distribuida en tres instalaciones de 54.20 MWp cada una, lo que lo posiciona como uno de los mayores parques fotovoltaicos de Centroamérica y el Caribe.
No obstante, más allá del volumen de financiamiento, la entidad también busca establecer criterios claros para asegurar la bancabilidad de los proyectos. Uno de los principales factores es la previsibilidad de los ingresos futuros, condición imprescindible para aprobar operaciones.
“Es de vital importancia para un banco la seguridad de los ingresos, con lo cuales se repagará el préstamo. Por lo tanto, es esencial la necesidad de contratos PPAs que puedan realmente rentabilizar la inversión en baterías y reflejar ese retorno suficiente en la inversión, tanto para que al inversionista se le haga atractivo como para que a los bancos le dé seguridad en el repago del préstamo”, sostuvo Laura Sanchis.
“Sin PPA no miramos un proyecto con almacenamiento, ya que es muy cuesta arriba financiar un proyecto sin un contrato de compraventa de energía, a menos que esté ubicado dentro de una empresa que tiene otras fuentes de ingresos consolidadas y verificadas históricamente, donde el préstamo dependa del balance completo de la empresa”, subrayó.
Otro de los aspectos clave para acceder al financiamiento es el momento en que se presenta el proyecto al banco. Desde la experiencia de la institución, un error recurrente por parte de los desarrolladores es iniciar la negociación en etapas demasiado tempranas, sin claridad técnica ni financiera, donde todavía no se ha definido específicamente la tecnología que se utilizará y por tanto no hay seguridad del presupuesto.
Esta indefinición afecta no solo la eficiencia del proceso, sino también la capacidad del banco de evaluar adecuadamente el riesgo. Por lo que la especialista remarcó la importancia de contar con reportes detallados sobre la planificación, el presupuesto y las decisiones tomadas en cuanto a tecnología, construcción y operación.
Con esta hoja de ruta clara para viabilizar inversiones sostenibles, y una cartera que ya supera los USD 1.600 millones estructurados, el Banco Popular Dominicano no solo actúa como un actor financiero, sino como un facilitador estratégico de la transición energética en el país.
Costa Rica marca un nuevo precedente en materia de almacenamiento energético con la instalación de la solución BESS más grande del país, un proyecto de 11 MWh y 6 MW de potencia conectado a una empresa de distribución eléctrica y acoplado a un parque eólico existente, que ha sido impulsado por CFS en su rol de EPC.
La iniciativa, presentada por Diego Quirós Ramos, gerente de desarrollo de negocio de CFS, durante el Future Energy Summit Central America & the Caribbean, representa un paso decisivo el el rol del almacenamiento hacia la consolidación de la flexibilidad del sistema eléctrico nacional y la integración eficiente de energías renovables variables.
“Es el proyecto de almacenamiento más grande de Costa Rica conectado a una utility y acoplado a un parque eólico”, introdujo Quirós Ramos ante un auditorio de más de 500 profesionales del sector energético regional.
CFS, con más de 25 años de experiencia en soluciones para generación y transmisión, lidera un proceso de expansión regional apalancado en innovación tecnológica, digitalización y gestión inteligente de redes. Su concepto X2Grid, que integra generación, cargadores eléctricos, movilidad e industria con sistemas de almacenamiento, refleja ese enfoque integral.
Almacenamiento como solución al cambio climático
Costa Rica, históricamente reconocida por alcanzar un 99% de generación renovable durante cinco años consecutivos, enfrentó en el último año un llamado de atención.
“Tuvimos un susto con el cambio climático y una sequía muy fuerte. Eso despierta nuevamente los retos respecto a una matriz energética renovable”, advirtió el ejecutivo durante su keynote denominada «transmisión y almacenamiento como catalizadores del desarrollo renovable».
El Lago Arenal, tradicional sistema de almacenamiento plurianual del país, demostró ser vulnerable ante fenómenos climáticos extremos. En ese contexto, las baterías emergen como complemento clave para mitigar la intermitencia.
“El almacenamiento de baterías surge como una alternativa y como un complemento a toda la matriz energética”, señaló Quirós Ramos.
Uno de los proyectos que se impulsó para resolver estos retos del sistema es aquel impulsado en una empresa de distribución eléctrica y acoplado a un parque eólico preexistente.
El sistema instalado el pasado lunes 31 de marzo consta de tres contenedores de almacenamiento y tres adicionales para la conversión de energía y conexión a media tensión. El proyecto combina soluciones y servicios provistos por CLOU (BESS + PCS + MV), ETP (EMS) y la propia CFS (BOP y EPC).
Según precisó el referente de CFS, este sistema inicialmente operará para arbitraje energético, cargando en horas de baja demanda y despachando en picos, pero está diseñado para brindar otros servicios complementarios, como regulación de frecuencia.
Las oportunidades para el almacenamiento energético van en crecimiento. Más aún si se consideran las rápidas evoluciones tecnológicas y las reducciones de costos históricas que se han dado en el último tiempo.
“Hace tres o cuatro años se hablaba de los famosos US$1.000 por kWh. Hoy, incluyendo interconexión, se puede hablar de US$250 por kWh”, detalló Diego Quirós Ramos.
Además, la densidad energética de los sistemas está mejorando de forma exponencial. De acuerdo con el experto de CFS, donde antes se requerían siete contenedores para 3,5 MWh, hoy se alcanza 11 MWh con solo seis, y las nuevas tecnologías ya permiten 5 MWh en un solo contenedor de 20 pies.
“La tecnología está cambiando muchísimo. Las aplicaciones que antes no daban por temas financieros se están rentabilizando”, afirmó.
Para Quirós, el sistema ya operativo es una muestra concreta del potencial del almacenamiento y un llamado a acelerar su adopción.
“El sistema eléctrico está preparado para recibir almacenamiento y la tecnología va a contribuir a la transición eléctrica”, concluyó.
FMO, banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés y cuenta con participación de bancos comerciales holandeses, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean.
Charlotte Bruyer, senior investment officer energy de FMO, reveló los criterios de financiamiento para proyectos renovables que mantienen desde la entidad, a partir de la certeza contractual, la sostenibilidad ambiental y la mitigación de riesgos técnicos y financieros.
La entidad ya comprometió más de USD 250.000.000 en líneas de crédito activas en República Dominicana, entre ellos uno que incorpora un sistema de almacenamiento con baterías, pero para calificar a este tipo de financiamiento, FMO exige como condición estructural la existencia de un contrato de compraventa de energía de largo plazo.
“No financiamos sin un PPA. Necesitamos un modelo financiero que demuestre que existe suficiente certeza sobre los ingresos para pagar la deuda. Necesitamos más seguridad, por lo que definitivamente para lanzar y desarrollar los proyectos con BESS esperaremos los PPA”, aseguró Bruyer.
“Sin embargo, como banco de desarrollo, estamos dispuestos a asumir riesgos adicionales y ayudar más en el país”, añadió frente a un auditorio de más de 500 líderes del sector.
En ese marco, la entidad puede considerar plazos más largos que coincidan con los PPA para lograr mayor amortización, cofinanciar junto a bancos locales a fin de encontrar una combinación adecuada, o consensuar términos más flexibles.
Por ejemplo, en nuevas fases o expansiones de proyectos ya operativos, FMO puede considerar esquemas alternativos siempre que exista base técnica y comercial sólida, analizando la previsión del precio spot y la calidad de los nuevos componentes.
El esquema de debida diligencia implementado por FMO incluye una revisión profunda desde la etapa inicial, incluyendo desde cronogramas de obra y experiencia de los proveedores, hasta garantías y certificaciones de seguridad.
“Como banqueros, cuando aportamos el 70% u 80% del coste total del proyecto, realizamos una diligencia debida exhaustiva para intentar mitigar todos los riesgos potenciales durante la construcción, pero también durante todo el período de operaciones”, explicó Bruyer.
En el caso de proyectos con baterías, el análisis se extiende a los parámetros técnicos que inciden en la vida útil del sistema, y los supuestos utilizados, en particular para la batería y que la tasa de degradación asumida en el modelo financiero se mantenga y refleje la realidad.
“Además, todos los aspectos ambientales y sociales, las evaluaciones de impacto, deben tenerse en cuenta desde el inicio del proyecto, comenzando incluso con la elección del terreno, que debe evaluarse adecuadamente para limitar el impacto en el clima, el medio ambiente y las comunidades circundantes. Mientras que en una segunda etapa, el proyecto también deberá ser resiliente al clima y al cambio climático”, detalló la senior investment officer energy de FMO.
El caso de República Dominicana se convierte así en un mercado y condiciones clave donde se conjugan nuevas tecnologías, alianzas locales y exigencias estructurales para viabilizar proyectos renovables con impacto a largo plazo.
El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile publicó en su sitio web un nuevo panel de datos que recopila información de los proyectos que declaran actividades vinculadas a alguna etapa de la cadena de valor del hidrógeno verde y sus derivados, incluyendo generación renovable, producción de H2, acondicionamiento, almacenamiento, transporte y reconversión.
De acuerdo a la información del organismo, 17 proyectos ingresaron al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), que suman más de USD 27560 millones en posibles inversiones para el país, siendo la mayor parte para el sector energético (9).
Sin embargo, de la totalidad de los emprendimientos registrados, sólo 6 ya tuvieron el visto bueno de la entidad (4 en Antofagasta, 1 en Valparaíso y 1 en Magallanes), presentados por las compañías INNA Soluciones Renovables, Transmisora Tal Tal, HIF Chile, Engie, ENAEX y GNL Quintero.
Los proyectos aprobados abarcan inversiones por alrededor de USD 954 millones, a fin de instalar 512 MW de capacidad fotovoltaica, 353,4 MW eólicos y 36 MW de potencia nominal de electrolizadores; y con ello producir 5.030 toneladas de hidrógeno verde por año.
Proyectos aprobados
Parque Terra ERNC (INNA): 512,5 MW FV y 350 MW eólicos
Línea de alta tensión Terra Parinas (Transmisora Tal Tal)
Proyecto piloto de descarbonización y producción de combustibles carbono neutral (HIF): 3,4 MW eólicos para producir 175,2 tH2V/año, 1423,5 t/año metanol + 255,5 t/año de e-diesel.
HyEx – producción de H2V (ENGIE): 26 MW de electrolizadores y producción estimada de 3255 tH2V/año
HyEx – síntesis de amoniaco verde (ENAEX): 18.000 t/año de producción estimada de NH3
Bahía de Quintero (GNL Quintero): 10 MW de electrolizadores para 1600 tH2V/año
Por otro lado, existen otros 6 proyectos en etapa de calificación dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, pertenecientes a las firmas HIF, Eólica Faro del Sur, SUSTERRA, Volta Hidrógeno, ASOE Chile Diez e INNA Soluciones Renovables, que declararon una inversión conjunta de USD 25253 millones.
Dicha infraestructura acarrean el mayor grueso de capacidad y producción declarada de H2V y derivados, ya que involucra 2287 MW solares, 2318 MW y 5822 MW de capacidad en electrolizadores.
El objetivo final de los proyectos en calificación es producir casi 890.000 ton/año de hidrógeno verde, 173.600 t/año de metanol, 3.759.000 t/año de amoníaco, 70.000 t/año de e-gasolina y otros 8.030 toneladas por año de e-gas licuado (eGL).
Y de acuerdo a la información proporcionada por el SEA, el término del proceso de calificación ambiental se daría entre fines de abril y noviembre del corriente año, dependiendo del proyecto en cuestión.
Proyectos en calificación
Planta de combustibles carbono neutral Cabo Negro (HIF): 242 MW electrolizadores y producción estimada 24.500 t/año de H2V + 173.600 t/año de metanol + 70.000 t/año de e-gasoil + 8030 t/año eGL.
Parque eólico Faro del Sur (Eólica Faro del Sur): 384 MW eólicos
Planta de producción de H2V para el distrito minero de Calama (SUSTERRA): 200 MW electrolizadores y producción de 32.797 t/año de H2V
Proyecto Volta – planta de H2 y NH3 (Volta Hidrógeno): 600 MW solares y 700 MW de capacidad de electrolizadores, para producir 110.000 t/año de H2 y 620.000 t/año de NH3
Proyecto integral para la producción y exportación de NH3 – HNH ENERGY (ASOE Chile Diez): 1400 MW eólicos + 3000 MW electrolizadores para producir 467.000 t/año de H2V y 2.409.000 t/año de NH3
La empresa Shell Argentina finalizó las tareas de prospección sismica en dos áreas de la Cuenca Argentina Norte identificadas como CAN107 y CAN109, luego de 120 días de operación del buque PXGEO 2, las que les habían sido adjudicados en 2019 junto a su socio QatarEnergy. Shell también está presente en la Cuenca Norte en el bloque CAN 100, en el cual es socia de YPF y Equinor, esta última la operadora a cargo que hace un año completó la perforación del pozo Argerich, el cual arrojó resultados negativos en cuanto a la presencia de hidrocarburos.
Fuentes de la compañía angloholandesa informaron que el buque explorador cumplió su tarea sin inconvenientes y ya se retiró de la zona delimitada en el Mar Argentino, cuyo punto de adquisición sísmica más cercano se encontraba a 213 kilómetros de distancia de la ciudad de Mar del Plata. Se estima que todas las tareas tuvieron un costo cercano a los US$ 100 millones.
A partir de ahora comienza una etapa de al menos de tres a seis meses -aunque puede extenderse a un año-, en la cual se realizará el análisis detallado de los datos recogidos en la prospección y que, a la larga, aportarán a tomar la decisión de avanzar en una nueva instancia exploratoria que incluya al menos la perforación de un pozo.
Fase inicial
Con esta actividad, Shell cumplió con los compromisos de la fase inicial de la exploración, y en el caso de querer renovar la licencia a partir del resultado del análisis de la información que da los indicios necesarios sobre si un área es prospectiva y si hay chances de que un petróleo o gas estén acumulados y en qué parte exactamente.
La empresa, en ese caso, tendrá que planificar y proponer a la Secretaría de Energía un nuevo plan de trabajo y se planea un pozo para confirmar de manera directa la presencia de hidrocarburos. Se estima que en el Mar Argentino se han perforado más de 400 pozos hasta la fecha. Si se logra determinar con certeza si la zona contiene gas o petróleo, se perfora en pozos de evaluación y finalmente se diseñan y construyen plataformas petrolíferas y oleoductos para extraer y transportar el hidrocarburo, lo que podrían demandar los próximos cinco años en condiciones normales.
La actividad sísmica es un ejemplo de un método indirecto utilizado tempranamente en la exploración de un área para visualizar las estructuras del subsuelo. Este estudio se realiza en conjunto con otros estudios indirectos, como entender la geología de la superficie y métodos potenciales, como la gravimetría y la magnetometría.
Para esta tarea, el puerto marplatense fue la terminal utilizada como base desde la cual se dio apoyo a las operaciones, y mientras el buque sísmico se mantuvo aguas adentro los últimos cuatro meses trabajando las 24 horas, otro navío logístico de menor porte fue el encargado de asistirlo cada seis semanas promedio para abastecer de combustible, comida e insumos. Otro buque escolta fue el encargado de que las operaciones y la navegación del buque sísmico sean seguras, operando en cercanía y en constante comunicación con otros navíos que estén en la zona operativa para que no haya interferencias ni riesgos.
Sísmica
El PXGEO 2 llevó a bordo 6 observadores marinos y también operadores de monitoreo acústico pasivo, que es personal externo a Shell y que fueron capacitados en la Argentina. Ellos son los expertos que monitorearon los animales marinos que entran dentro del área operativa, especialmente los mamíferos, y los responsables de parar la operación en caso de ser necesario.
Esta nave está equipada con las fuentes acústicas, remolca los hidrófonos, que son los cables de muestreo de aproximadamente 8 kilómetros de largo, y también recolecta los datos geofísicos. Su navegación se diseñó de tal manera que el buque sísmico no adquiera datos ni maniobre dentro de la zona común de pesca entre la Argentina y Uruguay.
En 2018, el Gobierno argentino a través del decreto 872 lanzó una licitación pública internacional para explorar hidrocarburos en el mar, a través de 38 bloques que sumaban 225.000 kilómetros cuadrados las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste. En 2019, se adjudicaron 18 áreas a 13 empresas, entre ellas YPF, Equinor, Tecpetrol, Qatar Petroleum, ExxonMobil, Total, Pluspetrol, Wintershall, British Petroleum, Shell, Tullow, Mitsui y ENI.
La expectativa es que la Cuenca Norte sea el espejo de los yacimientos que están en plena exploración -con resultados inicialmente auspiciosos- frente a las costas de Namibia, en África. Allí operan empresas como Shell, Qatar y Total, también presentes en aguas profundas de la Argentina.
Oscar Scarpari, CEO de Techint Ingenieria y Construccion, habló sobre la necesidad de encontrar socios en la parte tecnológica relacionada con la construcción de proyectos de exportación de gas natural licuado. La empresa constructora del Grupo Techint viene trabajando en un potencial proyecto de GNL en México y está atenta a oportunidades en la Argentina, el resto de Latinoamérica e inclusive Estados Unidos.
«En el caso del GNL nuestro nivel de conocimiento hoy puede ser menor al mundo. Seguramente es un área donde vamos a trabajar con partners, donde tenemos un set de capacidades y nos tenemos que complementar con especialistas«, explicó Scarpari en una entrevista a EconoJournal durante el CERAWeek 2025. El ejecutivo también señaló que Techint podría ingresar en un proyecto de cobre antes del 2030.
Oscar Scarpari.
–¿Cómo ve a Argentina posicionada de cara a la posible exportación de GNL?
-El tema del GNL va a ser parte de la agenda de las próximas décadas, sin dudas. Eso para la Argentina es una buena noticia. Obviamente al país le va a costar alcanzar escala en GNL porque las inversiones son grandes. Pero me parece que los primeros pasitos van a acontecer antes del final de la década, que vamos a tener el título de exportador de GNL de baja escala. Me parece que algunos de los proyectos son proyectos no tan grandes y que después empiezan a destrabar cosas.
—En función de esta realidad tan cambiante a nivel internacional, con la resurrección de los aranceles, la guerra en Ucrania, una transición energética donde conviven distintas tecnologías, ¿cómo se diseña la estrategia desde una constructora que es líder en la Argentina y tiene presencia en la región?
–Nuestro desafío de siempre es ver qué es lo que nos falta incorporar. Me parece que nuestro set de capacidades está bastante bien alineado con lo que hace falta. No solo en construcción, sino en ingeniería. Por nuestra historia lógicamente tenemos zonas de más conocimiento y zonas donde tenemos menos conocimiento. En el caso del GNL nuestro nivel de conocimiento hoy puede ser menor al mundo. Seguramente es un área donde vamos a trabajar con partners, donde tenemos un set de capacidades y nos tenemos que complementar con especialistas. Por ejemplo, lo que llamamos la caja fría, en donde se reduce la temperatura del gas de forma dramática, probablemente ahí vamos a necesitar de compañías que trabajen con nosotros en algunos temas. Me parece que será mucho case by case, porque depende mucho del tamaño de la planta y de alguna preferencia muchas veces tecnológica que puede tener el desarrollador. Después, dentro del mundo del GNL, todo lo que es la capacidad de compresión, muchas de las capacidades que requiere una planta ya las tenemos.
—¿Esto lo piensan mirando la agenda argentina o pensando que Estados Unidos está levantando las restricciones a la autorización de nuevos proyectos de exportación?
–Venimos trabajando en un proyecto de GNL en México. Cotizamos un proyecto de GNL hace aproximadamente 5 años, que finalmente no lo capturamos. Pero durante toda esa etapa de oferta trabajamos con un partner. Después con Mexico Pacific venimos trabajando hace casi 3 años. Venía este último tiempo en slow motion por el cambio de la administración en Estados Unidos ,porque tiene que dar los permisos de exportación. Obviamente también en México, porque el proyecto está en México. Habiendo ocurrido los cambios de administración en los dos países, lo que estamos esperando es alguna definición, si el proyecto va adelante y en qué formato, pero es algo que nosotros venimos trabajando ya hace varios años y es parte de la agenda. Puede ser Argentina, puede ser México.
—¿No se ven jugando en el mercado estadounidense?
–Como mercado siempre es interesante pero más difícil. Las oportunidades son infinitas. Tal vez podamos tener algún rol secundario en algún proyecto haciendo ingeniería. No con los roles típicos nuestros de liderar un proyecto. La planta de Bay City la construyó Techint pero con un esquema de coordinación. En Estados Unidos lideran Bechtel y otras compañías, no vamos a competir con ellas, que han instalado el mayor porcentaje mundial del GNL, pero podemos intentar colaborar con ellos.
—¿Hay algo en el deployment del proyecto Vaca Muerta Sur que le preocupe fundamentalmente?
–Desde el punto de vista técnico no. Me parece que es muy similar a lo que hemos hecho en los últimos años. Desde el punto de vista de la relación con la provincia me parece que este es un proyecto tan importante para el país que todos los actores nos vamos a poner de acuerdo para que salga. No digo que no me preocupe, pero estoy seguro que entre todos lo vamos a resolver de forma satisfactoria.
—Uno de los denominadores comunes que se vio en el CERAWeek es la problemática del aumento de costos. En la Argentina con el tema cambiario siempre es un problema pero a nivel global se discute que los proyectos están más caros. ¿Como se gestiona esa realidad?
–Es algo que nos preocupa y me parece que los anuncios que hemos escuchado de que Estados Unidos quiere potenciar su infraestructura energética traccionada por una decisión estratégica o también por una necesidad de incrementar la oferta de energía para todo lo que son los data centers y la inteligencia artificial, pondrá un estrés en toda la cadena de supply chain, no solamente en costo sino en plazo. Nos tiene que preocupar y la industria nuestra debería poder encontrar soluciones a través de la productividad y de la modularización. Con la productividad yo siempre digo que tiene un conflicto sano con el pedido de lo que todos queremos, que es desarrollar proveedores y recursos locales. La curva de aprendizaje siempre la paga el primer proyecto y eso siempre es un punto de tensión.
—La minería es otro sector que puede ser estratégico para la Argentina. ¿Tienen la expectativa de ingresar en algún proyecto de cobre?
–Sigo pensando que antes del 2032 podemos tener un proyecto de cobre en producción, quizás dos años antes que eso. Quizás podría ser un proyecto pequeño o uno de los grandes.
ENGIE Chile, en conjunto con su filial GNL Mejillones (GNLM), llevaron a cabo una jornada de conmemoración de los 25 años de la llegada del gas natural al norte del país, a través del Gasoducto NorAndino.
Con una longitud de más de 1.060 km, el Gasoducto NorAndino opera desde octubre de 1999 el transporte de gas natural conectando la región de Antofagasta en Chile con la provincia de Salta.
La jornada, que se realizó en las instalaciones de GNLM, fue encabezada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile, junto a ejecutivos de ambas compañías; y contó con la presencia de diversas autoridades chilenas, entre ellas el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos; el alcalde de la comuna, Marcelino Carvajal; la Cónsul de Argentina en Antofagasta, Ana Carolina Massuh; la Superintendenta de Electricidad y Combustibles, Marta Cabeza; y el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Marco Antonio Mancilla.
En la oportunidad se destacó el aporte del Gasoducto NorAndino, el cual ha permitido diversificar la matriz energética chilena, reducir la dependencia de combustibles más contaminantes y fortalecer la competitividad de las industrias del norte. Además, ha jugado un rol clave como integrador energético de Chile con Argentina.
Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile, subrayó la importancia de estos logros en el marco de la transición energética que vive el país. “El gas es importante para la matriz energética del mañana, pero también hoy. Para nosotros, en Chile es una solución para la transición y ejemplo de ello es que vamos a reconvertir una de nuestras unidades a carbón del Complejo Térmico de Mejillones para generar energía en base a gas”.
“Esto refleja nuestro compromiso con impulsar la transición energética en Chile, y ofrecer a nuestros clientes soluciones flexibles, más limpias, seguras y a su medida”, agregó.
Por otra parte, el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, destacó que: “La transición energética de Chile debe equilibrar sostenibilidad, seguridad y competitividad. En este escenario, el gas natural como combustible de transición aporta estabilidad a la matriz, flexibilidad operativa y reduce las emisiones, cumpliendo un rol clave para avanzar hacia la carbono neutralidad”.
“ENGIE Chile y GNL Mejillones han sido fundamentales para la descarbonización de la comuna y de toda la región, y esperamos que continúe operando con la mirada puesta en la modernización y el avance hacia energías más limpias, como el hidrógeno verde y el almacenamiento de combustibles limpios, para que la transición energética sea justa, ordenada y genere oportunidades para los habitantes de Mejillones”, agregó.
En la instancia, también se celebraron los 10 años de operación del estanque de almacenamiento de gas de GNLM, el cual ha asegurado un suministro estable de gas para la generación eléctrica, la industria y la minería.
Desde GNLM, Gustavo Schettini, Gerente General de la compañía, resaltó el papel estratégico del terminal en la seguridad del suministro energético.
“A lo largo de los años nuestra infraestructura ha sido clave para garantizar un abastecimiento confiable de gas natural en la región. Seguimos comprometidos con mantener un servicio de excelencia y contribuir a la transición energética del país”.
Marcelino Carvajal, alcalde de Mejillones recalcó “Creo en la integración, creo en la alianza estratégica entre el mundo público y el mundo privado. Sigamos avanzando en los cambios frente al calentamiento global, que nos trae muchos desafíos, uno de ellos es que el progreso industrial vaya de la mano con el desarrollo de la comuna y nuestros vecinos”.
A través de la innovación y la colaboración, ENGIE Chile y GNLM continúan trabajando para asegurar un futuro energético más limpio y eficiente, contribuyendo a la transición energética de Chile, se destacó.
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Conectando Vaca Muerta, el evento anual de networking clave para la industria de Oil & Gas, se prepara para su edición estableciendo otro récord: superaron los 200 inscriptos faltando más de 10 días para su inicio. “A desarrollarse en el parque industrial privado Distrito Industrial Río Neuquén, la cuarta edición de Conectando Vaca Muerta se posiciona nuevamente como el encuentro de relacionamiento por excelencia de la industria, convocando a empresas y empresarios no solo de Neuquén y alrededores, sino también del resto del país”, destacaron desde la organización.
Lucas Albanesi, gerente comercial de Gran Valle Negocios -organizadora del evento junto a Distrito Industrial Río Neuquén y TSB-, destacó la importancia de esta cuarta edición: “Conectando Vaca Muerta se ha consolidado como un evento único y fundamental para el sector. Este año, el interés y la respuesta de las empresas de la región, de compañías de todo índole y tamaño, confirman que estamos frente a otro éxito absoluto, esperado y celebrado por toda la industria.”
La jornada
Una de las grandes novedades de esta edición es la implementación de una aplicación exclusiva para potenciar el networking entre los participantes. Albanesi explicó su funcionamiento: “Hemos desarrollado una APP a través de la cual los interesados se postulan para una reunión con las operadoras. Una vez inscripto, el participante se descarga la aplicación, ingresa y puede chequear qué otras empresas están anotadas, buscar coincidencias y agendar reuniones de manera ágil y efectiva, ¡antes de que empiece el evento!”.
El interés por participar en Conectando Vaca Muerta 2025 no se limita al ámbito empresarial. “Estamos muy contentos de ver el gran interés de periodistas y medios de comunicación por cubrir el evento y participar activamente de esta experiencia”, agregó Albanesi. “Esto demuestra la relevancia que ha adquirido Conectando Vaca Muerta como plataforma de referencia para la industria y su impacto en el desarrollo de la región”.
La iniciativa
Conectando Vaca Muerta nació con una idea simple pero poderosa: crear un espacio genuino de relacionamiento y gestación de negocios. Un lugar donde los diferentes actores del ámbito industrial de Vaca Muerta puedan generar contactos valiosos, explorar nuevas oportunidades y fortalecer los lazos que los unen en pos de objetivos y necesidades comerciales comunes.
Esta edición se centra aún más en generar vínculos activos y reales oportunidades de negocios. Conectando Vaca Muerta reúne a empresarios de diversos sectores de Vaca Muerta, propiciando un ambiente de networking dinámico y efectivo.
Conectando Vaca Muerta 2025 contará con cuatro dinámicas principales:
Speed Networking 1-1: Encuentros cara a cara de 15 minutos con responsables de empresas de diversos rubros, agendados previamente a través de la plataforma exclusiva del evento.
Ronda de Negocios: Un espacio para intercambiar puntos de vista sobre temáticas puntuales y generar contactos estratégicos para abrir nuevas oportunidades comerciales.
Workshops Exclusivos: Charlas informativas sobre tendencias e información de la industria del Oil & Gas, a cargo de referentes del mercado.
Reuniones con grandes compradores
La oportunidad de conectar comercialmente de manera directa con referentes de grandes empresas de la industria. Conectando Vaca Muerta ofrece en 2025, a través de la plataforma o aplicación, la posibilidad de solicitar reuniones con empresas denominadas “Grandes Compradores”, las cuales se harán efectivas luego de la aprobación de las compañías en cuestión.
Sponsors
Más allá de las empresas y empresarios y periodistas que ya aseguraron su asistencia mediante inscripción, la edición 2025 de Conectando Vaca Muerta vuelve a contar un importante número de empresas que pugnan por estar presentes en calidad de sponsors:
+Nuevo Sur
+FEPCO
+Max Capital
+Banco Comafi
+BPN
+TAO Paneles
+La Casa del Instalador
+KEISER Group
+Sancor Seguros
+DINA Limpieza
+Estudio Muguerza
+Box Rental
+JV
+Sancor Salud
+Depósito Fiscal y Aduanero de Neuquén
+AFV Avales (RICSA)
+Telespazio
+CENOVA
+SAMPE
+CIMC
+DACTO SA
+Consultores de Empresas
+Proshale
+RDA Mobility
Ubicación
Conectando Vaca Muerta 2025 se llevará a cabo en Distrito Industrial Río Neuquén, el parque industrial privado ubicado en el kilómetro 3,5 de la Ruta Provincial 51, a mitad de camino entre Neuquén y Añelo.
El titular de la petrolera de bandera YPF, Horacio Marín, se refirió a los nuevos programas presentados en las últimas semanas tras firmar un acuerdo con la italiana Eni para exportar GNL de Vaca Muerta.
En su regreso al país, el presidente de la petrolera destacó en diálogo con Radio Mitre que “el cambio en Argentina ya estaba andando”, aunque reconoció que en este último tiempo “todo esto es mejor”.
“Todos ven a Argentina muy pujante. En Italia ven a Argentina como un lugar para invertir y quieren venir, así que estamos muy contentos”, remarcó Marín, quien consideró que “esto es muy virtuoso, por eso hay resultados buenos”.
“Hay condiciones macro, condiciones de estabilidad fiscal, estabilidad tributaria, y tenemos Vaca Muerta. Estamos muy contentos de que estamos haciendo las cosas correctamente entre todos”, aportó Marín.
Consultado por Eduardo Feinmann sobre el incremento de la venta de YPF en el mundo, Marín reiteró “esto es virtuoso. Como el presidente Javier Milei está haciendo un excelente trabajo, a mí se me hace mucho más fácil todo”.
“Sin una política como la actual, por más que vaya al mundo de vuelta, los resultados no hubiesen sido como los que estamos obteniendo”, consideró.
El Gobierno nacional avanza en el proceso de venta de las represas hidroeléctricas de la región Comahue, para lo cual envió este lunes a las provincias de Neuquén y Río Negro el borrador del pliego de bases y condiciones para la correspondiente licitación.
Los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck habían pedido al menos 30 días para analizar los pliegos, pero desde Nación solo otorgaron 15 días, de los cuales ya han pasado cinco porque recién este lunes se envió la información. “Están haciendo esto en forma un poco apresurada, en un tema que es sustancial para la Provincia”, expresó el ministro de Planificación, Rubén Etcheverry.
En 2024, a través de un decreto, Energía Argentina S.A. (Enarsa) y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) constituyeron cuatro sociedades anónimas: Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A., Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A., Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. y Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A.
La norma legal dispuso que, dentro de los 180 días corridos desde su entrada en vigencia, la secretaría de Energía de la Nación debía convocar a un Concurso Público Nacional e Internacional para la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de estas sociedades. A través de un nuevo decreto, se resolvió que también participe de esa tarea la Agencia de Transformación de Empresas Públicas.
Finalmente, por el decreto Nº 263 del 10 de abril pasado, se estableció un plazo de 15 días para iniciar el llamado al concurso público, garantizando la participación de las provincias de Neuquén y Río Negro, así como de los organismos interjurisdiccionales involucrados. Este paso busca resguardar los intereses de la Nación y de las provincias afectadas.
Es por eso que la dirección nacional de Generación Eléctrica ha enviado a las provincias el borrador del Pliego de Bases y Condiciones con sus anexos para análisis. Este documento será clave para definir los términos del concurso y avanzar en el proceso de transferencia de acciones.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) recortó ligeramente su previsión de crecimiento de la demanda mundial de crudo ante el impacto de la incertidumbre generada por la guerra arancelaria en el crecimiento de las principales economías, lo que ha llevado al cartel petrolero a recortar de forma generalizada sus proyecciones macroeconómicas.
En este sentido, si bien la economía mundial mostró una tendencia de crecimiento constante a principios de año, “la trayectoria a corto plazo está ahora sujeta a una mayor incertidumbre dada la reciente dinámica arancelaria”, señala la OPEP en su boletín mensual de abril.
De este modo, la proyección de crecimiento económico mundial se revisa una décima a la baja tanto para 2025 como 2026, hasta el 3% y el 3,1%, respectivamente, con un recorte de tres décimas este año para Estados Unidos, hasta el 2,1%, y de una décima el siguiente, hasta el 2,2%, mientras que para la eurozona se espera una expansión del PIB del 0,8% en 2025, una décima menos, y del 1,1% en 2026, en línea con la anterior previsión.
De este modo, la OPEP ha revisado ligeramente a la baja su previsión de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2025 a 1,3 millones de barriles diarios (mb/d), lo que supone unos 150.000 barriles menos al día, hasta un consumo total estimado de 105,05 mb/d en promedio.
“Este pequeño ajuste se debe principalmente a los datos recibidos para el primer trimestre de 2025 y al impacto esperado en la demanda de petróleo debido a los aranceles estadounidenses recientemente anunciados”, explicó la OPEP.
Energía de Misiones culminó el montaje y puesta en servicio de una nueva línea de media tensión que conecta al Parque Solar Fotovoltaico de San Javier con la Subestación Transformadora de la localidad, lo que permite la transmisión del 100% de la energía limpia generada en el predio gracias a la tecnología y a la luz solar.
Este avance posibilita que el Parque opere a su máxima capacidad (4.25MWp), mejorando notoriamente la disponibilidad de energía y potencia equivalentes al consumo de 2540 hogares, es decir, más del 40% de la demanda total de la zona.
La línea se extiende por 2,5 kilómetros desde el Parque a la Subestación. Se trata de una infraestructura de 33kV con conductores compactos y protegidos de 120 mm2 que le otorgan resistencia y durabilidad, minimizando el riesgo de interrupciones del suministro.
Cabe recordar que en el predio de 8 hectáreas se montaron 6384 paneles de 665Wp cada uno; 19 inversores y dos estaciones transformadoras compactas (STS) de importante capacidad, que son los equipos que elevan la tensión que generan los paneles para inyectar esa energía al Sistema Interconectado Provincial a través del nuevo tendido.
La culminación de la línea era la obra que quedaba pendiente para cerrar el círculo en torno de sacar el máximo provecho del Parque, por lo que las familias de San Javier ya cuentan con el resultado de una inversión estratégica del Gobierno de la Provincia en colaboración con Energía de Misiones y la municipalidad local.
El Parque Solar Fotovoltaico de San Javier generará unos 7GWh/año, un aporte importante que afianza el perfil de vanguardia de la provincia en energías renovables que contribuyen a reducir la huella de carbono y mejorar la infraestructura energética.
El jefe comunal de San Javier, Matías Vilchez, destacó la importancia de la obra ya que “permitirá el abastecimiento energético para las familias y un desarrollo comercial, industrial y habitacional sin presentes en la localidad”. Asimismo, subrayó que la energía renovable posiciona a la provincia como un Estado amigable con el medio ambiente.
“La inversión estratégica del Gobierno de la Provincia, ejecutada por Energía de Misiones en conjunto con la Municipalidad de San Javier, representa un salto cualitativo en términos de calidad del servicio eléctrico”, finalizó.
El Gobierno nacional formalizó la simplificación de la importación de bienes de capital usados, profundizando “la libertad de mercados”, mediante el Decreto 273/2025 publicado este miércoles en el Boletín Oficial.
La normativa dispuso una serie de modificaciones al Régimen de Importación Definitiva para Consumo de Bienes Usados, eliminando la tramitación del Certificado de Importación de Bienes Usados (CIBU) para ingresar equipamiento y maquinaria usada al país.
Asimismo, también se dieron de baja prohibiciones que existían para importar bienes en múltiples sectores de la industria, como por ejemplo máquinas para extracción de petróleo y gas, cortadoras industriales, moldes de matriceria (usados en la industria automotriz) y maquinaria para la industria gráfica, entre muchas otras.
Al argumentar los cambios introducidos, el Ejecutivo expresó en el texto oficial que “permitirán profundizar el proceso de apertura económica y reactivación de la economía, contribuyendo decisivamente a la superación de la emergencia económica”.
Además, sostuvo que “en tal sentido, se tiene en miras profundizar la libertad de mercados con el objeto de afianzar la estabilización de los precios y provocar la disminución de aquellos artificialmente elevados que provocan falta de competencia y de transparencia en los distintos mercados”.
En la misma línea, remarcó que “la existencia de numerosas intervenciones previas que padecen las importaciones constituye una traba al desarrollo del comercio e incrementa los costos administrativos de productores, por lo que esta medida es indispensable en la perspectiva de mejorar la competitividad interna de la economía argentina”.
Ante el escenario planteado, consideró que “razones de eficiencia, facilitación del comercio y agilización de los trámites y procesos administrativos vislumbran necesaria la revisión integral del marco normativo aplicable a la importación de bienes usados clasificados entre los Capítulos 84 a 90 de la Nomenclatura Común del Mercosur (N.C.M.), eliminando barreras u obstáculos al desarrollo productivo”.
A partir de ahora, el CIBU será reemplazado por “una declaración jurada a cargo del importador con análogos propósitos y alcances”, cuya validación no estará sujeta a que no existan fabricantes locales de bienes similares, como sucedía previamente.
Al destacar la medida, el Gobierno sostuvo que “la norma beneficiará a los sectores que, al no tener la posibilidad de acceder a bienes de capital nuevos, podrán optar por importar bienes usados, para producir de manera más competitiva, incorporando tecnología a sus procesos productivos a un costo más bajo”.
Al mismo tiempo, resaltó que “también es un beneficio para los sectores estratégicos, como el minero, el energético o el hidrocarburífero, porque podrán contar con procesos ágiles para la importación de maquinarias usadas, sin la intervención del Estado limitando sus decisiones empresariales para llevar a cabo las inversiones”.
El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, presentó oficialmente este lunes el proyecto de reconversión del área de Cerro Dragón en una concesión no convencional de hidrocarburos por parte de la empresa Pan American Energy. Como parte de las distintas operaciones que desarrolla en la provincia, la compañía comprometió una inversión cercana a los 250 millones de dólares para la ejecución de un plan piloto con objetivo shale en el Golfo San Jorge, asegurando así el sostenimiento de la actividad y los puestos de trabajo en el sector.
“Lo más importante es cortar con la espiral de destrucción del empleo”, expresó el mandatario chubutense tras la presentación y posterior rúbrica de un acta acuerdo con las máximas autoridades de la empresa; y reveló que “logramos la calidad institucional necesaria para poder garantizar a los empresarios que en esta provincia se puede invertir y trabajar con la tranquilidad de tener seguridad jurídica, paz social y un esquema de alivio fiscal”.
Cabe señalar que la compañía comprobó la existencia de shale gas en Cerro Dragón y obtuvo la autorización de la provincia del Chubut para reconvertir el área, pudiendo de este modo desarrollar actividad convencional complementaria, por lo que la nueva producción de shale gas resultante permitirá contrarrestar el declino natural de áreas maduras y trazar un nuevo horizonte de inversión.
En el acto desarrollado en el Centro de Convenciones del Museo Egidio Feruglio de Trelew, participaron además el vicegobernador Gustavo Menna; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; el Group CEO de PAE, Marcos Bulgheroni; el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el representante legal de la compañía, Rodolfo Díaz; el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; y el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce.
También estuvieron presentes los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar; del Sindicato de Camioneros, Jorge Taboada; y de la Unión Obrera de la Construcción (UOCRA), Raúl Silva; así como legisladores nacionales y provinciales, intendentes, referentes de Cámaras Empresariales; funcionarios del gabinete provincial y miembros de fuerzas de seguridad, entre otras autoridades.
Previsibilidad y calidad institucional
Luego de la firma del acuerdo, el gobernador manifestó que más allá “de las expectativas en lo productivo y económico, tenemos que ser conscientes del contexto”, e indicó al respecto que “hace algunas semanas nos encontramos con un barril casi negativo, donde no solo el sector podía estar muy condicionado sino también la provincia”.
Consideró que “en Argentina estamos acostumbrados a la incertidumbre, a estos cortoplacismos económicos de la macro que constantemente nos proponen nuevos desafíos para garantizar inversiones”. Sin embargo, apuntó el mandatario, “como provincia entendimos que podíamos dar muestra de previsibilidad, de calidad institucional y sobre todo de confianza”.
Torres expresó que en medio de un contexto de “mucha volatilidad y de una guerra arancelaria que pocos entienden, fuimos contrastando todos esos obstáculos y en poco más de un año pudimos salir de estar últimos en el ranking de transparencia y entendimos que si le quitábamos la pata encima a la producción y al trabajo el efecto iba a ser multiplicador, con más inversiones, con un aumento en la recaudación y con la generación de más puestos de trabajo”, remarcó.
Agenda de desarrollo
El titular del Ejecutivo instó no solo “a aprender de nuestra experiencia sino también de los errores”, y precisó en ese aspecto que “me tocó asumir en medio de un contexto muy complicado y aun así logramos algo histórico: por primera vez esta provincia logró ponerse de acuerdo, donde absolutamente todos los intendentes, todos los gremios acá sentados, el empresariado, y el gobierno de la provincia estamos hermanados para forjar una agenda de desarrollo que les permita a las futuras generaciones vivir en una provincia mejor”.
Torres señaló que “la calidad institucional es clave para que el que venga a invertir sepa que en esta provincia va a tener la garantía de que no se van a poner palos en la rueda y que hay un Estado que siempre va a apuntar a facilitar los procesos”.
Ante un auditorio colmado, el mandatario remarcó asimismo que “tenemos el orgullo de poder ser la generación que siente definitivamente las bases de una provincia pujante, de una provincia bendecida, y que podemos ser una provincia productora no solo de petróleo sino también de gas. Depende de los sindicatos, las empresas y del gobierno que este proceso sea exitoso”.
Acuerdo de competitividad
Torres se refirió además al encuentro que en los próximos días mantendrá en Comodoro Rivadavia con intendentes, dirigentes gremiales y representantes de Cámaras Empresariales. “En medio de una situación compleja, por primera vez en la historia de la provincia vamos a estar firmando un acuerdo de competitividad que nos lleva a levantar la vara institucional y a mostrar que los errores del pasado no los vamos a volver a cometer nunca más”, reveló.
En el tramo final de su discurso, el mandatario consideró que “no son muchas las oportunidades que tenemos de mostrarle a la ciudadanía que pueden volver a confiar en la dirigencia”, e indicó que “este acuerdo social que estamos haciendo nos va a llevar a una agenda de desarrollo que sea sostenible en el tiempo”.
Finalmente, el gobernador instó a “seguir por este sendero del orden público, de la austeridad, de la responsabilidad para volver a poner a la provincia en ese lugar preponderante que nunca debió haber perdido”.
Hito
En el marco de la presentación, el vicegobernador Gustavo Menna manifestó que se trata de “un hito de reconversión en la Cuenca del Golfo San Jorge en un escenario internacional complejo y donde se puede alumbrar un acuerdo que permite dar seguridad, dar tranquilidad a las empresas, a la cadena de producción, a los trabajadores y a la comunidad”.
La firma es “fruto de un trabajo extenso que fue posible porque previamente hubo un trabajo de recuperación de las cuentas públicas y de terminar con ese círculo vicioso de endeudamiento para gastos corrientes”, expresó Menna e indicó que el acuerdo “implica marcar un hito para que la cuenca siga siendo ese gran soporte de la energía, del crecimiento y de desarrollo no solo de Chubut sino de toda la Argentina”.
Recursos, tecnología y desarrollo
Pan American Energy reconvirtió el área de Cerro Dragón en una concesión no convencional de hidrocarburos tras verificar la existencia de shale gas dentro de la formación D-129. La compañía comprobó que estos recursos se encuentran accesibles con la tecnología actualmente disponible en el área de Cerro Dragón. PAE continuará con la actividad convencional que desarrolla desde hace casi 70 años en la provincia del Chubut.
La empresa comprobó la existencia de shale gas mediante la interpretación de sísmica 3D, el análisis de los datos de pozos preexistentes y la perforación de un pozo, que en conjunto verificaron la presencia de intervalos de entre 70 y 150 metros de espesor en áreas ubicadas a menos de 3.500 metros de profundidad dentro de la formación D-129. Adicionalmente, el pozo perforado confirmó el pronóstico del tipo de hidrocarburo esperado (gas húmedo) y que el intervalo objetivo se encuentra en un nivel de sobrepresión favorable para la productividad en yacimientos no convencionales.
En base al resultado de los estudios geológicos obtenidos, PAE ejerció el derecho otorgado por la Ley Federal de Hidrocarburos 17.319 y el Decreto Nacional N° 1057/24 en sus artículos 27 bis y 30, respectivamente, solicitando a la provincia del Chubut la reconversión de la concesión de Cerro Dragón en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la cual fue autorizada por decreto provincial por un plazo de 35 años.
Dado el largo plazo requerido para el desarrollo no convencional y por aplicación del artículo 35 de la Ley 17.319, en orden a la magnitud de la inversión, se adicionan 10 años al plazo indicado.
Pan American Energy fundamentó la solicitud de reconversión en la ejecución de un plan piloto con objetivo no convencional que incluye la perforación de 5 pozos de hasta 3.500 metros de profundidad en su eje vertical y de hasta 3.000 metros en su eje horizontal. El primero de ellos ya fue perforado con 1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura espaciadas cada 60 metros comprobándose la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. Adicionalmente, PAE implementará técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos, comprometiendo una inversión cercana a los 250 millones de dólares.
Vista, el segundo productor de petróleo no convencional de la Argentina, adquirió por unos US$ 1340 millones la participación accionaria de Petronas en La Amarga Chica, una de las áreas estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta, según pudo confirmar EconoJournal. La compañía creada por Miguel Galuccio, que lleva invertidos más de US$ 6.000 millones en la Argentina desde el inicio de sus operaciones en 2018, se asoció, de ese modo, con YPF, propietaria del 50% restante y operadora del bloque.
La adquisición les permite crecer estratégicamente en Vaca Muerta convirtiéndose en la mayor petrolera independiente del país. Vista venía produciendo hasta el momento unos 80.000 barriles diarios (bbl/d) y suma ahora un 50% de los 80.000 bbl/d que produce La Amarga Chica. De este modo, alcanzará una producción total de 120.000 barriles diarios, convirtiéndose en el mayor productor independiente de petróleo, sólo por detrás de YPF.
La Amarga Chica es el segundo campo de shale oil de Vaca Muerta en términos de producción, con unos 80.000 barriles equivalentes de petróleo diarios. Está ubicada estratégicamente entre Aguada Federal y Bajada del Palo Oeste, dos áreas operadas por Vista con las que existe la posibilidad de concretar sinergia en aspectos clave del negocio. Además, el área cuenta con infraestructura de tratamiento por 160.000 barriles diarios (bbl/d) de crudo, lo que le aporta un valor adicional.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista.
Para poner en blanco sobre negro el tamaño de la operación, basta decir que La Amarga Chica registró el año pasado un EBITDA (ganancias antes de impuestos) de US$ 670 millones y posee 247 pozos de petróleo en producción. Además, tiene otros 400 pozos ya delineados a perforar.
La ingeniería financiera
Con la adquisición de La Amarga Chica, Vista incrementa su producción de petróleo en alrededor de un 50%. Se espera que sus reservas probadas se incrementen en la misma magnitud. La empresa pagó US$ 900 millones en efectivo a Petronas y transfirió a la petrolera malaya 7.297.507 acciones, que equivalen a otros US$ 300 millones si se toma en cuenta el valor de la cotización de Vista en la actualidad.
A su vez, Vista desembolsará otros US$ 300 millones en dos pagos que se completarán en 2029 y 2030. En términos nominales la venta se cerró por US$ 1500 millones, pero en valor presente la cifra se reduce a US$ 1340 millones.
En el marco del avance hacia la diversificación energética que propone la modificación de la Ley N° 28832, Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un megaevento de energías renovables en el Perú el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.
