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.
TotalEnergies suministrará 400.000 toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) a la central de ciclo combinado que Enadom está construyendo en la República Dominicana.
El contrato, que durará 15 años, entrará en vigor a mediados de 2027, prevé fijar el precio del combustible sobre el índice Henry Hub. El gas alimentará la central de ciclo combinado de 470 megawatios que se está construyendo en el país para “aumentar su capacidad de producción de electricidad”.
Además, gracias al GNL pretende contribuir a la transición energética y disminuir la dependencia del carbón y del fuel con una fuente energética menos emisora de gases contaminantes. Edwin de Santos, director general de Enadom, empresa conjunta de AES Dominicana y Energas, consideró que el contrato marca la confianza en su empresa y su apuesta por “una energía fiable, competitiva y respetuosa con el medio ambiente”.
FES Iberia 2025 ya comienza a marcar el pulso de la agenda energética de este año. La tercera edición del encuentro, que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, reunirá a referentes estratégicos del sector renovable europeo y latinoamericano.
Entre los nombres confirmados se destacan Joao Costeira, Executive Managing Director Low Carbon Generation de Repsol; Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp; y Carolina Nester, Head of Operations Iberia de Sonnedix.
Estos líderes, junto a muchos otros del sector, protagonizarán espacios clave de debate en la jornada, consolidando el posicionamiento del evento como el principal foro de tendencias y oportunidades del sector.
Además, se suman como partners estratégicos del encuentro empresas con fuerte presencia en el desarrollo tecnológico y la cadena de valor de las energías renovables: Wattkraft, 360 Energy, Risen, Chemik, Yingli y BLC Power Generation.
Ya están disponibles las entradas con beneficios Early Bird a través del sitio oficial: Entradas FES Iberia 2025
Consultas y acreditaciones disponibles en: commercial@strategicenergycorp.com
El epicentro renovable de Europa y Latinoamérica
FES Iberia no solo representa un espacio de networking y análisis, sino que se ha consolidado como la plataforma donde se diseña el futuro del mercado energético.
La edición 2025 tendrá un fuerte enfoque temático en offtakers y en las oportunidades en el Sur de Europa, ampliando el alcance de las discusiones y abriendo espacio para compradores de energía que analizarán la evolución del mercado.
La cumbre de este año dará continuidad a lo que fue una edición 2024 histórica, donde participaron empresas como Iberdrola, Nextracker, Engie, Grenergy, Statkraft, Acciona Energía y EDP Renewables. En aquella ocasión, más de 400 ejecutivos intercambiaron perspectivas sobre almacenamiento energético, generación distribuida, energía solar y eólica, y estrategias de inversión para grandes proyectos.
Entre los panelistas del año pasado destacaron Julio Castro (Iberdrola Renovables), Rafael Esteban (Acciona Energía), Rocío Sicre (EDP Renewables), Anton Martínez Rodríguez (Enagás Renovable) y Loreto Ordóñez (Engie España). Además, se analizaron sinergias entre fotovoltaica y almacenamiento, así como oportunidades en la cadena de valor del hidrógeno verde.
Chile enfrenta una brecha estructural en su infraestructura de transmisión eléctrica. El apagón del pasado 25 de febrero, junto a los constantes vertimientos de energía renovable y precios marginales cero, dejaron en evidencia algunos puntos críticos en la materia.
La Asociación de Transmisoras de Energía de Chile alertó que el país se encuentra similar que antes del reciente blackout, con condiciones de seguridad que no han variado demasiado, pero también con falencias en los procesos para atraer inversiones.
“Faltan redes de transmisión y la magnitud de los cambios en redes es más importante y requiere más tiempo de lo previsto. Construir una línea de transmisión en el país demora entre 7 a 10 años, de los cuales tres años son de construcción, mientras que el resto de permisos y los pasos previos para poder construir una línea”, señaló Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile.
“Chile requiere invertir USD 2000 millones en redes hasta el año 2040. El país necesita 2000 MW adicionales de capacidad de transmisión Y para ponernos al día en el corto plazo, se necesitan cerca de 900 MW, pero no depende de las empresas sino de lo que haga el planificador”, agregó.
Para Tapia, la raíz del problema se arrastra desde hace años, vinculados a la capacidad institucional para ejecutar esta transformación y a los extensos plazos de los procesos actuales que agravan los tiempos y, por tanto, la escasez de la capacidad de transmisión y transformación.
“En Chile tenemos una sobreplanificación de lo que tenemos que hacer en redes. Los plazos legales de la planificación anual dura más de un año, por lo que partimos mal desde la ley. También partimos mal en la ejecución, ya que contamos con un déficit de 3 GW (900 millones de dólares) pero debemos invertir 2000 millones de dólares que incluyen una línea HVDC hacia el sur, entre otras, en transmisión nacional, sin almacenamiento y sin incluir la transmisión zonal”, apuntó.,
También advirtió que hay procesos retrasados desde la planificación del 2023-2024, a la par que las empresas deben detallar las obras urgentes y necesarias si las autoridades lo requieren, lo que dificulta aún más la preparación; que junto a malas señales para el mercado, derivan en falta de competencia dentro de la industria.
Tal es así que los números que maneja la Asociación son contundentes: 167 obras en construcción hoy día, de las cuales 140 están atrasadas, a su vez que “este año deben licitarse otros 50 proyectos de transporte eléctrico”.
«Por otro lado, hoy día el modelo tarifario de transmisión no paga los cambios tecnológicos. Entonces se han hecho pruebas que implican desembolsar USD 800.000 con beneficios sistémicos por USD 8.000.000, pero el desembolso sale del bolsillo de las empresas”, subrayó el director ejecutivo de Transmisoras de Chile.
La visión a largo plazo: inercia institucional
Este desfase entre la planificación y la acción impide resolver la escasez de capacidad estructural que afecta al sistema. “Nos quedamos en un balance hace demasiados años y seguimos con escasez de disponibilidad de transporte”, sostuvo Tapia
En ese contexto, insistió en que el problema no es sólo técnico, sino institucional. Por lo que la pregunta es qué garantizará que no vuelva a ocurrir un apagón en el cortísimo plazo ante las mismas condiciones de operación.
Sungrow, fabricante de inversores y soluciones de almacenamiento líder en electrónica de potencia, anticipa una recuperación significativa en el desarrollo de proyectos para finales de este año.
“Somos muy optimistas. Yo me voy de este viaje, y los líderes en Sungrow también, con una visión de que este es un mercado definitivamente que se va a reactivar”, aseguró Héctor Núñez, director comercial para el norte de Latinoamérica de Sungrow.
Durante su visita al país, el referente empresario reveló que en los últimos encuentros que sostuvo con promotores y utilities, notó “claras señales de que va a haber una apertura del mercado”, a pesar de los desafíos que aún persisten en el contexto político y regulatorio. “Entendemos que ha habido un cambio de administración y por supuesto es natural que los primeros meses sea un poco de adecuación y revisión”, expresó el ejecutivo.
Desde la perspectiva de Sungrow, el desarrollo de proyectos no dependerá únicamente de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sino que también habrá un papel clave del sector privado en el impulso de nuevos parques solares y soluciones de almacenamiento, tecnología que va ganando terreno en el país.
“Hay una necesidad de México por energía, y la manera más rápida y económica de incrementar esas bases instaladas es a través de sistemas fotovoltaicos (…) Tenemos muy buenas expectativas más allá de los proyectos que se generen a través de CFE, los proyectos que puedan generar los privados”, afirmó Núñez.
El ejecutivo destacó como un hito reciente la publicación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) vinculadas al almacenamiento, las cuales considera una señal positiva.
“Ya la señal de las DACGs, en mi opinión, es muy positiva y definitivamente creo que tendremos mucho trabajo los que estamos aquí presentes”, subraya Núñez.
Durante su participación en el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), detalló cómo el avance tecnológico en almacenamiento y fotovoltaica ha cambiado el escenario actual frente a lo que ocurría hace unos años.
“Hoy en día tenemos unas tecnologías bastante más desarrolladas, sobre todo en temas de almacenamiento. Las redes o las líneas de transmisión nunca se construyen tan rápido como las plantas fotovoltaicas, pero ahora los sistemas de almacenamiento pueden acompañar desde cero a las plantas”, resalta.
Estas soluciones permiten almacenar energía en caso de curtailment y despacharla en horarios punta, lo cual mejora la rentabilidad y eficiencia del sistema. Además, Sungrow ya ha firmado más de 7 GWh en contratos de almacenamiento en Chile, de los cuales 2 GWh están operativos, demostrando la viabilidad de estas tecnologías a gran escala.
En México, si bien en los últimos años el foco estuvo en generación distribuida, Sungrow ya ha suministrado soluciones para detrás del medidor, y ahora se prepara para un nuevo ciclo donde el segmento utility scale recobrará dinamismo.
En concreto, el director comercial para el norte de Latinoamérica de Sungrow puntualizó que en sus 10 años de presencia en México ha acumulado 1 GW en proyectos utility y 60 MWh en sistemas behind the meter.
Nuevo ciclo de expansión con lo último en tecnología
Entre las tecnologías que la empresa prevé impulsar en México, se destaca el Power Titan 2.0, una batería de 5 MWh en un contenedor de 20 pies, que representa un salto cualitativo en eficiencia, compacidad y costos.
“Pasamos de tener una batería de 2,7 MWh en 30 pies a una de 5 MWh en 20 pies. Esta batería mantiene la arquitectura de refrigeración líquida y ya incluye dentro del contenedor los inversores PCS”, explicó Núñez.
La solución ofrece salida en AC directa hacia el transformador, lo que permite una integración simple y eficiente. Según Núñez, la nueva celda de 314 amperes incorporada en este modelo mejora sustancialmente el rendimiento y reduce los costos: “Hace un año las baterías costaban un poco más del doble de lo que hoy en día cuestan”.
Este equipo ha sido bien recibido en mercados como Chile, donde ya se han firmado más de 3 GWh con este modelo, y Sungrow espera que con la nueva regulación mexicana, también se impulse en el país. “Esta batería es capaz de hacer grid forming o incluso un Black Start, lo que será necesario para algunas aplicaciones”, apuntó el ejecutivo.
En cuanto a inversores, la compañía fabrica tanto tecnologías string como centrales. Al respecto, Héctor Núñez mencionó que una de las ventas más emblemáticas de Sungrow en México en el último tiempo fue el suministro de inversores centrales para la fase dos de Puerto Peñasco, que ya están preparados para conectar baterías en DC, cuando se requiera.
Solis, uno de los fabricantes de inversores solares más relevantes a nivel mundial, redobla su apuesta por Argentina como parte de su expansión en América Latina, una región donde ya cuenta con 13 años de operación.
En el marco de los cambios económicos impulsados por el nuevo Gobierno, la empresa observa condiciones particularmente atractivas para acelerar su crecimiento en el país.
“Hay facilidad de pago, y mejoras en temas de importación, sumado a que los costos de la electricidad se han sincerado a un precio real, lo cual hace muy atractiva la instalación de un sistema fotovoltaico”, manifestó Sergio Rodríguez Moncada, CTO para Latinoamérica de Solis, durante una entrevista destacada en el marco de la cumbre Future Energy Summit (FES) Argentina.
A partir de esta lectura del contexto, la compañía apunta a posicionarse como proveedor clave de tecnología solar en un país que, según proyectan, puede vivir una “ventana de oportunidad” en los próximos dos años bajo el gobierno actual.
Con presencia desde el norte de Estados Unidos y Canadá hasta el Cono Sur, Solis ofrece una gama completa de soluciones para el sector energético: desde pequeños equipos residenciales hasta productos para plantas de gran escala.
La empresa fabrica exclusivamente electrónica de potencia, el corazón y el cerebro de un sistema fotovoltaico, y cuenta con una de las mayores plantas de producción del mundo, con una capacidad superior a los 100 GW anuales, suficiente para abastecer la creciente demanda global de inversores solares.
En el caso argentino, la estrategia comercial se enfoca tanto en usuarios residenciales como en el segmento comercial e industrial, con énfasis en sectores como la agroindustria, donde ya hay proyectos en curso de 100, 200 y hasta 300 kW.
“El enfoque en Argentina está en ofrecer soluciones para la persona de pie y para el sector comercial-industrial, como por ejemplo una solución que se conecta plug and play a dos paneles solares y directamente a la red”, señaló Rodríguez Moncada.
Para atender esa demanda, la empresa está introduciendo inversores de bajo voltaje de 380 y 400 voltios, alineados con el estándar eléctrico local. En esta nueva oferta se incluyen equipos de 150 kW, y próximamente de 200 kW, ampliando las capacidades técnicas disponibles para integradores y clientes.
“También tenemos soluciones para grandes proyectos de más de 100 MW de capacidad. Por ende tenemos soluciones en toda la cadena”, complementó el CTO para Latinoamérica de Solis durante la entrevista destacada.
Otro frente estratégico es el de almacenamiento energético, donde Solis busca ganar terreno con tecnologías que aumenten la flexibilidad operativa de sus clientes. En ese sentido, este año la compañía presentó una nueva línea de inversores híbridos dirigidos al segmento comercial e industrial, con modelos de 30 kW y 50 kW, compatibles con baterías de litio de alto voltaje.
Estos equipos permiten configuraciones paralelas de hasta seis unidades, superando los 300 kW de almacenamiento, lo que los convierte en una opción ideal para centros comerciales, hoteles o plantas industriales con altos consumos eléctricos.
“La expectativa es buscar buenos clientes, vender y ofrecer esa democratización de energía a Argentina”, afirmó el ejecutivo. Con el apoyo de partners locales, Solis apuesta por capitalizar un entorno favorable, especialmente mientras se mantenga el actual marco económico.
Al comparar con otros países de la región, el CTO para LATAM de Solis destacó que Chile y Uruguay presentan mercados más maduros, pero también reconoce el dinamismo que está tomando Argentina.
Por lo que desde su visión regional, Solis no solo busca expandir su cuota de mercado, sino también contribuir al avance tecnológico de la transición energética en Latinoamérica, mediante productos diseñados para adaptarse a distintos niveles de demanda, y así ser un actor clave en la democratización del acceso a energías limpias.
La firma luxemburguesa SolarCleano, especializada en robótica para limpieza de paneles solares, desembarca en Argentina con el objetivo de mejorar la eficiencia de los parques fotovoltaicos y prevenir pérdidas que pueden alcanzar hasta el 30% de la generación.
La empresa, que ya opera en más de 90 países, busca posicionarse en el mercado local mediante soluciones una amplia gama de robots adaptables a distintos tipos de terreno, lo que permite una operación eficiente en proyectos de diversas escalas y configuraciones.
“Tenemos grandes expectativas de crecimiento en Argentina porque el mercado viene creciendo, ya se han implementado varios parques fotovoltaicos y el mantenimiento es clave en los proyectos”, manifestó el representante de SolarCleano, Francisco Bernardini.
“¿Por qué es fundamental? Porque un panel que tenga polución, polvo, tierra o cualquier otro tipo de residuo, genera una pérdida de generación entre un 5 y 30%, lo que afecta directamente los ingresos”, aseguró durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
Los equipos robóticos de SolarCleano están certificados por múltiples marcas de paneles, garantizando que la limpieza no compromete la vida útil ni las condiciones de garantía de los módulos. Este respaldo técnico se complementa con beneficios operativos y económicos, ya que la automatización del mantenimiento reduce significativamente la necesidad de personal en campo.
“Los equipos disminuyen la cantidad de operadores, lo que se traduce en más beneficios en costos operativos y mayor rendimiento”, señaló Bernardini.
La seguridad también se ve potenciada por el uso de robótica, ya que los operarios no entran en contacto directo con componentes energizados. Además, los robots están preparados para operar en condiciones variables de terreno, lo que permite mantener los estándares de limpieza en entornos desafiantes sin comprometer la integridad del sistema.
Uno de los aspectos más destacados de la tecnología de SolarCleano es su capacidad para realizar limpieza en seco, lo que implica una huella hídrica mínima. El uso de agua se limita a situaciones de suciedad extrema, haciendo de esta solución una herramienta sustentable, especialmente útil en zonas con estrés hídrico.
“Trabajamos permanentemente en innovaciones, tratando de lograr el máximo rendimiento con la máxima eficiencia en la utilización de agua”, subrayó su representante en Argentina durante el encuentro que reunió a más de 500 líderes de las energías renovables de la región.
“Tenemos equipos que pueden limpiar desde 1 MW hasta 10 MW por día, por lo que el tiempo depende del parque, de la estrategia de implementación. Esto permite una gestión personalizada del mantenimiento, ajustada a la necesidad de limpieza y a la disposición de los módulos en cada proyecto”, detalló.
Por otro lado, desde la empresa remarcaron que el mantenimiento continúa siendo un aspecto subestimado dentro del ciclo de vida de las centrales solares a nivel nacional, algo que esperan revertir a partir de su llegada al país y que el mercado sea “más consciente” para generar mayor energía y lograr un retorno de inversión más acelerado.
Con una propuesta tecnológica avalada por el sector y probada en condiciones diversas a nivel global, SolarCleano busca consolidar su presencia en Argentina como un actor clave para potenciar la eficiencia energética de los proyectos fotovoltaicos y optimizar costos operativos.
El área energética del gobierno de Javier Milei está terminando de ajustar la letra chica del pliego licitatorio para reprivatizar el complejo hidroeléctrico del Comahue, que está integrado por cinco represas ubicadas en la cuenca de los ríos Limay y Neuquén en las provincia homónima y en Río Negro. Se trata de Piedra del Águila, El Chocón y Arroyito (que conforman un tándem), Alicurá, y Planicie Banderitas. En conjunto, las centrales aportan 4.107 megawatt (MW) de potencia, un 13% del parque de generación total de la Argentina.
El lanzamiento oficial del proceso licitatorio —que iba a presentarse la semana pasada— se dilató hasta fines de abril en parte porque las gobernaciones de las dos provincias patagónicas solicitaron un poco más de tiempo para interiorizarse de los pormenores del concurso, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa. Si bien las provincias reclamaban desde hace al menos dos años su derecho histórico para conservar parte del negocio hidroeléctrico del Comahue, el Estado nacional licitará el 100% del paquete accionario de las centrales.
Una imagen áerea de El Chocón, una de las represas que reprivatizará el gobierno.
El trazo grueso de la compulsa ya está definido. Se avanzará con un esquema de re-concesión en manos privadas por un plazo de 30 años, aunque el modelo de negocios que se diseñó posee rasgos particulares que obedecen a las necesidades contextuales del gobierno y también se explican por las condiciones de posibilidad que ofrece el funcionamiento actual del mercado eléctrico argentino.
Pragmatismo
¿Cuáles son los aspectos más salientes del esquema de negocios elegido? En primer lugar, el pliego establecerá que las empresas que se adjudiquen la titularidad de las centrales hidroeléctricas estarán obligadas a vender, durante los primeros dos años, la gran mayoría de la energía generada a distribuidoras que se encarguen de cubrir la demanda prioritaria (residencial) de electricidad.
Según las fuentes consultadas por este medio, se estipulará que, durante los primeros dos años de la nueva concesión, que se extenderá hasta 2055, los privados tendrán que comercializar cerca de un 95% de la energía producida en las represas con el mercado regulado domiciliario. La licitación contempla, a su vez, que esa energía tendrá un precio diferencial que estará fijado por la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti. Oscilaría entre los 15 y 20 dólares por MW por hora (MWh), es decir, por debajo de la mitad del costo real —monómico, en la jerga eléctrica— del sistema de generación, que en el primer trimestre de 2025 se ubicó en los 68 dólares.
El 5% restante que no esté obligatoriamente direccionado hacia las distribuidoras podrá comercializarse a precio libre en el Mercado a Término (MAT), aunque la creación y puesta en marcha de ese mercado recién está prevista para el último cuatrimestre del año. El pliego prevé que el porcentaje que los nuevos concesionarios puedan contractualizar libremente en el MAT aumentará en el tiempo: la cuota de ‘libre comercialización’ podría ampliarse un 10% adicional cada 12 o 24 meses.
Precio diferencial
La elección de un valor de 15/20 US$/MWh no es antojadiza: es la remuneración que en promedio recibieron las generadoras que despachan esas centrales a lo largo de 2024. El dinero que reciben está calculado bajo el paraguas de un esquema de costo-plus desde 2013: el Estado monitorea los costos de operación y mantenimiento (O&M) de las compañías y les autorizada una rentabilidad moderada.
La pregunta que se desprende, en función de eso, es: ¿por qué el gobierno eligió reprivatizar las represas del Comahue fijando un precio de la energía muy inferior que el del mercado, atentando, de ese modo, contra el nivel de las propuestas económicas de los privados para quedarse con los activos? La respuesta tiene una naturaleza pragmática: estableciendo un precio bajo para la energía producido en las represas, el gobierno busca evitar un encarecimiento del costo medio de la electricidad que lo pondría frente a la disyuntiva de a) aumentar las tarifas residenciales de energía para cubrir esos costos crecientes o, en caso de no querer hacerlo, b) solventar una masa más alta de subsidios al sector eléctrico.
“Permitir que los nuevos concesionarios puedan vender la energía a un precio de mercado (por caso, a 68 US$/MWh y no a 15 dólares) hubiese implicado que el costo monómico del sistema se encarezca cerca de un 30/35%, obligando al gobierno a aumentar más las tarifas o a ceder en las metas fiscales”, aceptó un alto directivo del sector.
Recaudación
¿Qué consecuencia directa tiene haber optado por reprivatizar con un modelo de negocios que evita una escalada del costo de la energía en la Argentina? En primer lugar, que el Estado recaudará menos fondos de lo que podría haber recibido por parte de los privados si permitía una libre comercialización de la energía.
Múltiples fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que por la privatización de las cinco represas del Comahue que el Tesoro podría recibir ofertas que en total sumen entre 400 y 700 millones de dólares. La Agencia de Transformación de Empresas Públicas, que dirige Diego Chaher, que reporta políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, contrató a una consultora que para valuar económicamente el negocio que se licitará en las próximas semanas. Los resultados —que fijarán el precio de referencia de los activos que se incluirá en el pliego— se conocerán en los próximos días.
“Por la incertidumbre que existe a cómo funcionará la reforma del mercado eléctrico, es muy complejo estimar los ingresos futuros que podrá tener cada central. Es clave saber a qué precio se va a poder comercializar el porcentaje de la energía que no vaya para la demanda prioritaria de electricidad. Pero aún no sabemos cómo se va a determinar ese número. Sabemos que los primeros años, el negocio será de precios bajos, pero a medida que pase el tiempo puede convertirse en en un negocio interesante», indicó el gerente general de una empresa generadora que se apresta a participar de la iniciativa.
Se espera una licitación competitiva porque, como resultado del modelo de negocios que diseñó el gobierno, el ticket de entrada a los activos no será alto. Se descuenta que los actuales concesionarios —Central Puerto (Piedra del Águila), Alicurá (AES), Chocón-Arroyito (Enel) y Planicia Banderitas (Aconcagua Energía Generación)— participarán del proceso. A esa lista podrían sumársele otros jugadores del mercado eléctrico como Pampa, Genneia, MSU Energy e YPF Luz, entre otros, y no habría que descartar que algunas compañía petrolera que apuntale su estrategia de negocios en la transición energética —como por ejemplo la francesa TotalEnergies— evalúe participar de la compulsa.
«El pliego va a permitir que cada empresa se adjudique dos centrales. Con una inversión relativamente baja una empresa podría quedarse con más de 2000 MW de potencia», concluyó otro alto directivo que ambiciona con quedarse con uno de los activos hidroeléctricos.
Syngenta, empresa dedicada a la tecnología e innovación aplicada al agro, anunció un acuerdo con Genneia, la compañía líder en energías renovables en el país. A partir de esta colaboración, Syngenta ingresa al mercado eléctrico mayorista abasteciéndose de fuentes de energías renovables y contribuyendo al desarrollo de un sistema eléctrico más sustentable y diversificado.
El proyecto abarca las operaciones de ambas plantas de procesamiento de semillas ubicadas en Venado Tuerto, Santa Fe. Esta iniciativa se alinea con las prioridades de Syngenta, que ponen la sustentabilidad en el centro de la estrategia de negocio, e incluye un enfoque en Operaciones Sustentables, que busca reducir el impacto ambiental de las operaciones propias y de la cadena de suministro.
La colaboración con Genneia resulta fundamental para esta iniciativa. La compañía cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables.
Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo. El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.
“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en un 100% desde la entrada en vigor de este acuerdo», afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.
Por su parte, Gabriela Guzzo, gerente comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
Un proyecto emblemático en un parque industrial ubicado en Villanueva, San Pedro Sula, a tan solo una hora del dinámico Puerto de Cortés, el principal puerto marítimo de Honduras, ha concluido la instalación fotovoltaica sobre techo curvo más grande de Centroamérica.
Con más de 129,135 m² de espacio industrial construido y otros 109,625 m² en desarrollo, el parque alberga 10 bodegas que atienden a industrias como alimentos, textiles y tecnología. El sitio cuenta con 27 techos metálicos curvos engargolados autosoportantes, cada uno de aproximadamente 52 mx 16 m, que en conjunto generan 2.46 MW de energía solar.
Al tratarse de una zona industrial de libre comercio, el parque ofrece a las empresas una ubicación estratégica con importantes incentivos, como exenciones fiscales sobre mercancías de importación y exportación, además de procesos burocráticos simplificados.
“El nuevo sistema fotovoltaico, que utiliza módulos JinkoSolar e inversores SOLIS, permite a los inquilinos reducir sus costos de electricidad y al mismo tiempo fortalecer su compromiso con la sostenibilidad gracias a la huella ecológica de la energía solar—un atractivo incentivo para empresas que operan en zonas francas”, comentó Xavier Jara, Coordinador de Energía en SEL.
El proyecto fue desarrollado por SEL, la división solar de Corporación Dicoma, empresa de origen costarricense con amplia experiencia en instalaciones fotovoltaicas sobre techos metálicos industriales en latinoamérica.
¡El sistema solar de fijación directa fue instalado utilizando la solución de montaje S-5! PVKIT®, el primer sistema de fijación directa del mundo y el más reconocido para instalar módulos solares en toda América Latina.
“La instalación de un sistema solar sobre estos techos curvos representa un desafío importante debido a su diseño autosoportante y la ausencia de estructura de soporte inferior”, explicó Jara. “Esto exigió un análisis estructural previo minucioso para garantizar que las cubiertas pudieran soportar con seguridad la carga adicional del sistema fotovoltaico”.
Los propietarios no querrían modificar los techos existentes, por lo que se requeriría una solución ligera que pudiera apoyarse sobre la estructura ya construida. Sin una estructura de soporte debajo del techo, el proyecto debía ajustarse a estrictas limitaciones de peso, descartando el uso de sistemas con rieles. Además, no se permitiría que más de tres trabajadores estuvieran sobre un mismo techo al mismo tiempo. El preensamblaje y la instalación por etapas fueron claves para distribuir el peso de forma uniforme y evitar sobrecargas en puntos específicos. La curvatura de los techos añadió complejidad, ya que dificultaba mantener los aproximadamente 10 cm de separación requerida entre los módulos y la superficie del techo.
La impermeabilidad también fue una prioridad, ya que algunos arrendatarios requerían ambientes completamente sellados para proteger sus productos. El riesgo de filtraciones era inaceptable, y la solución debía ser estética, seguir la curvatura del techo y mantener el rendimiento del sistema.
“La solución de montaje solar S-5! PVKIT junto con la abrazadera S-5-H Mini —ideal para techos curvos autosoportantes— fue elegida sobre otras alternativas gracias a sus ventajas clave”, señaló Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!. «Con solo tres componentes, el sistema de fijación es 85% más liviano que los sistemas con rieles tradicionales. Su diseño liviano y preensamblado cumple con las restricciones de peso de las cubiertas, permitiendo un transporte e instalación eficiente sin sobrecargar puntos específicos, asegurando así la seguridad y el rendimiento del sistema. Esta estrategia también mejoró la flujo del trabajo al reducir el tiempo de instalación y minimizar la necesidad de repetir trabajos.»
Para optimizar la distribución de carga y los puntos de fijación, se inició un espaciamiento entre columnas FV de 5 a 6 metros, alineado con el diseño estructural del techo y enfocado en mejorar la estabilidad del sistema y su eficiencia. La solución de montaje proporcionó la separación necesaria entre módulo y cubierta, adaptándose a la curvatura sin perforar el techo. Su diseño estético y de bajo perfil se integró perfectamente con la apariencia del edificio, ofreciendo además la impermeabilidad requerida.
“Nuestro equipo de tres personas instaló 148 módulos por día”, comentó Jara. «La seguridad y durabilidad del sistema en techos metálicos curvos autosoportantes representa un avance significativo para la industria solar. Pudimos agilizar el proceso, fijando el sistema de montaje mientras instalábamos los módulos simultáneamente, lo que redujo el tiempo de instalación en al menos un 30% en comparación con los sistemas tradicionales basados en rieles. El uso de menos componentes de fijación ajuste el peso del sistema de montaje hasta en un 85%, asegurando la viabilidad del proyecto desde la fase de diseño hasta su finalización.» Este proyecto innovador marca un nuevo estándar para las instalaciones solares en Centroamérica.”
Paraguay podría ver limitado su crecimiento económico y sufrir cortes frecuentes de luz si no se construyen centrales termoeléctricas a gas natural antes de 2030. La advertencia surge de un reporte publicado esta semana por la Unión Industrial del Paraguay (UIP). El diagnóstico también es compartido por la cartera energética del gobierno de Santiago Peña, que impulsa la construcción de un gasoducto que conecte a la Argentina, Paraguay y Brasil. También están bajo análisis otros posibles ductos dedicados a generación eléctrica con gas argentino, indicaron desde la cartera energética ante una consulta de EconoJournal.
El Centro de Estudios Económicos de la Unión Industrial del Paraguay (UIP) publicó un informe sobre el panorama de la generación y demanda eléctricas. La UIP resaltó que la demanda de potencia y el consumo de elecricidad en el país en los últimos años superaron los pronósticos de la Administración Nacional de Energía Eléctrica (ANDE) debido al fuerte crecimiento de la economía.
La ANDE había proyectado para el período 2019-2030 un escenario medio de moderado crecimiento industrial de 5,3% del PBI por año. Sobre esa proyección, se estimó un crecimiento de la demanda máxima de potencia eléctrica de 6,6% anual y de 6,8% anual en la demanda de electricidad.
Sin embargo, las proyecciones fueron superadas. Por ejemplo, el año pasado el consumo de electricidad fue de 26.143 GWh, superando la previsión de 24.725 GWh. La demanda máxima de potencia también superó la prevista.
Hacia adelante, la UIP advirtió que la demanda eléctrica será mayor que la oferta disponible, desencadenando un escenario crítico de escasez eléctrica entre 2030 y 2035. Si esto sucediese, se estima que Paraguay perdería alrededor de un 60% de su potencial de crecimiento económico. «Si no se toman decisiones urgentes, nos encaminamos hacia una situación donde la energía será el principal cuello de botella del desarrollo nacional», advirtió en el reporte.
Generación a gas natural
Frente a ese escenario de déficit eléctrico, la entidad gremial industrial paraguaya subrayó que la opción más factible de corto plazo es la generación termoeléctrica con gas natural importado por gasoductos. Consultado por EconoJournal, el viceministro de Minas y Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano, coincidió con la lectura de la UIP.
«De tener en los últimos 20 años aproximadamente un crecimiento promedio en la demanda eléctrica del 7% anual, el pasado año se disparó al 20%. Con el deseo de seguir creciendo macroeconómicamente y microeconómicamente de la manera que viene haciendo Paraguay y con un plan más ambicioso aún, realmente las provisiones o la falta de generación va a hacer que tengamos que recurrir a las térmicas para poder acompañar este crecimiento«, dijo Bejarano.
Por ese motivo, Paraguay empuja la construcción de un gasoducto para importar gas de Vaca Muerta y también exportarlo al Brasil. «La idea principal que tenemos con el gasoducto bioceánico es la introducción de moléculas para convertirlas en electricidad. Esa es una prioridad y, por otro lado, hay otros posibles ductos que pueden venir para generación térmica«, dijo el viceministro.
«Existe la posibilidad de cruzar el río y conectar con el GNEA (gasoducto del Noreste), en Formosa. Eso podría tener un impacto rápido, de bajo costo, y que podría ya estar convirtiéndose las moléculas en electrones y proveniendo sobre todo a partir de 2029 en las puntas nocturnas», se explayó el titular de la cartera energética.
La generación a gas también es vista como el complemento indispensable para la generación fotovoltaica. «Deseamos acompañar a la alternativa que vamos a ir poniendo, especialmente la solar fotovoltaica. Otro incentivo que tenemos con el gasoducto bioceánico es que la exploración de nuestro gas natural se incentive a partir de la apertura de un mercado como el brasilero», concluyó Bejarano.
El Gobierno nacional avanza en el proceso de venta de las represas hidroeléctricas de la región Comahue, para lo cual envió el lunes 14/4 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 pasaron cinco hasta que, 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 263 del 10 de abril, 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”, señala un comunicado del gobierno neuquino.
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, puntualizó el gobierno de Neuquén en un comunicado.
Resta saber qué grado de participación tendrán estas provincias en el diseño del pliego licitatorio, y qué se establecerá en materia de regalías y de precios de la energía generada por estas centrales, para Neuquén y Río Negro.
Se trata de centrales hidroeléctricas construidas por el Estado Nacional sobre ríos de las dos provincias, cuya operación y mantenimiento fueron concesionadas al sector privado por treinta años, en la década del noventa.
En el balance 2024 TotalEnergies registró un 21% menos de beneficios respecto de 2023.
Si en el conjunto del año cayó un 14% el Ebitda hasta los 43.100 millones de dólares, en el cuarto trimestre fue positivo, un 5% más que en el mismo periodo de 2023, hasta los 10.500 millones de dólares.
La actividad de gas natural licuado fue el motor de la actividad del grupo en los últimos tres meses del año pasado, con un 35% más de beneficios gracias a la subida de los precios en Europa, mientras que el refinado subió un 32%. En el conjunto del año, el grupo vio crecer un 2% la producción de hidrocarburos y de un 4 % la de gas natural específicamente, gracias al incremento de actividad en algunos de sus yacimientos, como los de Mero 2 y 3 en Brasil y otros en Azerbaiyán y Omán.
TotalEnergies consideró que el contexto de precios para 2025 seguirá siendo “volátil”, como apuntan los primeros compases del año con la política de equilibrio decidida por los países de la OPEP para contrarrestar la aceleración de producción de Estados Unidos, Guyana o Brasil.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) abrió la convocatoria para la segunda edición del Premio OLADE a la Excelencia Energética, un reconocimiento regional que distingue a los proyectos del sector energético en América Latina y el Caribe.
El galardón tiene como objetivo visibilizar y premiar a instituciones, comunidades, organismos y empresas que promueven un uso racional y sustentable de los recursos energéticos en los países miembros de la organización.
En su edición del año 2024, realizada durante la IX Semana de la Energía en Asunción, Paraguay, OLADE recibió 71 postulaciones provenientes de toda la región y premió 28 proyectos de diversas escalas y sectores, tanto públicos como privados. Los proyectos fueron valorados por su impacto positivo en eficiencia energética, procesos de descarbonización y aprovechamiento de energías renovables.
Para 2025, la organización ha incluido una nueva categoría orientada a la educación, con el fin de reconocer iniciativas que impulsen la formación técnica, la transferencia de conocimiento y la conciencia energética en la región.
Las categorías de postulación este año 2025 son:.
.Eficiencia Energética
.Descarbonización
.Energías Renovables
.Educación
La convocatoria está abierta a todo tipo de actores de la comunidad energética regional, es decir: organizaciones públicas o privadas, grandes o pequeñas, académicas o comunitarias. Las postulaciones estarán abiertas hasta el 27 de julio de 2025 y deberán enviarse por correo electrónico a: premio.excelenciaenergetica@olade.org.
Postular al PremioExcelencia Energética OLADE representa una oportunidad única para obtener reconocimiento regional, compartir buenas prácticas y contribuir activamente al desarrollo sostenible del sector energético en América Latina y el Caribe.
En marzo, un derrame de petróleo en la provincia de Esmeraldas, al norte de Ecuador, ha dejado a 150.000 personas en una situación crítica que requiere ayuda humanitaria, mientras se reporta un aumento de enfermedades respiratorias y gastrointestinales, según la alerta emitida por Naciones Unidas este lunes.
Stéphane Dujarric, portavoz de la Secretaría General, se pronunció sobre el “derrame masivo de petróleo” durante la rueda de prensa diaria, indicando que el equipo de la organización está realizando mediciones de la contaminación por hidrocarburos y metales pesados en los ríos, plantas de tratamiento y en los mariscos de la región afectada.
Dujarric señaló que la Oficina para la Coordinación de Asuntos Humanitarios (OCHA) identifica al menos 150.000 personas necesitadas de ayuda y advirtió sobre el alarmante incremento de enfermedades respiratorias y gastrointestinales. Los sectores de la pesca, agricultura y marisquería son los más perjudicados.
Más de 37.000 mujeres, especialmente mariscadoras, han visto comprometidos sus medios de vida, lo que genera mayores riesgos para su salud y las expone a situaciones de violencia de género.
El portavoz adicionalmente comentó que la coordinadora residente en Ecuador, Lena Savelli, se encuentra en contacto con el Gobierno, compartiendo datos y recomendaciones para facilitar la asistencia necesaria.
El 13 de marzo se rompió la tubería principal del Sistema de Oleoductos Transecuatoriano (Sote) en Esmeraldas, lo que provocó el vertido de aproximadamente 25.000 barriles de crudo, según lo informado por Petroecuador. Una semana después, el 25 de marzo, se produjo la ruptura de uno de los diques diseñados para contener el derrame.
Este evento, aparentemente desencadenado por un deslizamiento de tierra, tuvo lugar en el municipio de Quinindé, impactando los principales ríos de la provincia y dejando a varias ciudades, incluida Esmeraldas, sin suministro de agua potable.
Con un sistema de generación solar el Gobierno de Río Negro logró extender de 16 a 24 horas la disponibilidad del servicio en Cañadón Chileno. Este nuevo sistema de energía renovable mejora la calidad de vida de diez familias, un centro comunitario, un destacamento policial, y una escuela del paraje, gracias a una inversión provincial de $21 millones.
Esta mejora forma parte del plan de expansión de energías renovables que impulsa la gestión del gobernador Alberto Weretilneck, con el objetivo de resolver problemas estructurales en zonas rurales y garantizar condiciones de vida dignas para todas las rionegrinas y rionegrinos.
El nuevo sistema abastece de energía no sólo a las diez familias, sino también a la escuela del paraje, un destacamento policial y un centro comunitario de este paraje ubicado al sur de Laguna Blanca y al norte de Comallo.
El sistema instalado incluye 20 paneles solares de 275 watts, tres inversores, dos reguladores de carga, un banco de baterías de 48 volts y 1000 amperes, además de un grupo electrógeno a gas que queda como respaldo.
“La idea es bajar el consumo de gas y empezar a desarrollar estos sistemas renovables”, explicó Federico Hernández, responsable del área de Generación Aislada de la Secretaría de Energía y Ambiente.
Ahorro energético
Con esta solución, las familias de Cañadón Chileno pasaron de tener luz durante 16 horas a contar con suministro eléctrico todo el día. Además, se prevé una importante reducción del uso de gas, lo que representa un ahorro estimado del 50% para la provincia.
“El grupo electrógeno va a funcionar menos horas. Cuando funcione el sistema solar, la energía que consuma la gente va a ser íntegramente renovable”, remarcó Hernández.
“La energía cambia cosas cotidianas: poder conservar alimentos, calentar agua, mantener conectividad o simplemente prender una luz a cualquier hora. Este tipo de obras marcan un antes y un después para la vida de muchas familias”, concluyó Hernández.
En declaraciones periodísticas el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, se refirió (martes 15/4) al precio de los combustibles en el mercado local y su relación con la baja internacional del barril de petróleo (Brent-WTI) anotada en las últimas semanas.
Al respecto, puntualizó que “lo que estamos haciendo desde que llegamos (a la compañía de mayoría accionaria estatal) es que estamos viendo el precio de la nafta una vez por mes, y tenemos que entender es que tenemos 4 factores (para considerar): el precio del crudo, el tipo de cambio, los impuestos, y el precio de los biocombustibles”.
“Si a fin de mes hay que bajar la nafta, se bajará”, afirmó en relación a los items que componen la ecuación de precios.
En el arranque del mes se actualizó el precio de los biocombustibles que las petroleras utilizan para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils; el tipo de cambio (peso-dólar) se movió fuerte a partir del lunes 14; y el gobierno viene moderando la aplicación del ICL procurando morigerar la suba de la inflación.
Los subsidios energéticos estaban estimados para este año en unos US$ 4433 millones, apenas un 0,7% del PBI, según el último dato difundido por Economía & Energía. Sin embargo, ese pronóstico contemplaba un tipo de cambio oficial de 1175 pesos para diciembre. La devaluación que vino de la mano de la salida del cepo dejó viejo ese número. Lo que debe definir el gobierno ahora es quién pagará la cuenta adicional, si el Estado con más subsidios o los usuarios con mayores aumentos de tarifas.
El informe de Economía & Energía anticipó que, si el tipo de cambio a fin de año fuera un 10% superior a los 1175 pesos proyectados para diciembre en el escenario base, los subsidios deberían incrementarse US$ 233 millones llegando entonces a US$ 4666 millones, siempre y cuando el gobierno decidiera no introducir modificaciones en la política tarifaria.
Con la salida del cepo, ese 10% adicional del tipo de cambio por sobre el escenario base podría alcanzarse en este mismo mes de abril, pues el dólar ya cotiza en torno a los 1230 pesos. Eso hace suponer que en el año la divisa estadounidense quedará bastante por encima de los 1175 pesos del escenario base que había sido trazado en línea con el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Banco Central.
Quien paga la cuenta
El precio del gas en boca de pozo está dolarizado. Por lo tanto, el productor petrolero trasladará de modo automático la suba del 10% que registró el dólar oficial. Si el gobierno autoriza que ese precio vaya a la tarifa, tendría un impacto cercano al 5% porque la incidencia final del precio del gas en la factura final está en torno al 50%, antes de impuestos.
Eso es sin contar la recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben las distribuidoras y el Valor Agregado de Transporte. Durante los últimos meses, esos dos componentes regulados se han venido ajustando en línea con la inflación y el gobierno trabaja en la elaboración de un índice para que ese ajuste también sea automático. Ese índice va a contemplar el Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el Índice de Precios Mayoristas (IPIM), aunque todavía no está claro que ponderación recibirá cada uno de esos dos componentes.
Si finalmente avanza con la puesta en marcha de ese índice, en junio los segmentos de transporte y distribución se verían ajustados por la variación que haya registrado el índice en abril, ya que se actualiza con dos meses de retraso. En ese mes se sentiría el impacto de la suba del dólar, fundamentalmente del IPIM.
Además, el gobierno tenía previsto otorgarles a transportistas y distribuidoras un incremento adicional surgido de la Revisión Quinquenal Tarifaria que, según dejaron trascender, en el caso de los hogares no superaría el 10% en la boleta final por sobre la suba de precios promedio prevista para este año. Según adelantó EconoJournal, ese porcentaje se prorratearía de modo mensual a partir de mayo y durante los próximos 12 meses.
La combinación entre la suba del precio del gas en boca de pozo, el ajuste de los márgenes de distribución en base a IPC e IPIM y la recomposición prevista en la RQT deja planteado un escenario complejo porque ese aumento tarifario impactaría fuerte en los hogares, justo en la recta final de la campaña electoral.
El presidente Javier Milei y el ministro de Economía Luis Caputo son los que deberán decidir si ese esquema se aplica tal como está previsto o si el Estado el que absorbe el costo con más subsidios, al menos hasta las elecciones del 26 de octubre. Luego de esa fecha todo hace suponer que serán los usuarios los que absorban el costo, pues el acuerdo con el FMI contempla entre sus puntos principales el recorte de los subsidios energéticos, fundamentalmente para los sectores medios.
Tras cuatro meses de intensa actividad, culminó la primera etapa de la exploración sísmica en los bloques CAN 107 y CAN 109, ubicados aproximadamente a 190 kilómetros de la costa necochense. Este paso crucial tiene como objetivo determinar el potencial de hidrocarburos en la zona. Los bloques explorados abarcan extensas áreas de 8.341 y 7.860 kilómetros cuadrados respectivamente, extendiéndose desde aguas someras hasta profundidades de 200 a 2.500 metros. La empresa Shell lidera la operación con una participación del 60%, mientras que Qatar Petroleum posee el 40% restante, con una inversión total cercana a los 90 millones de dólares. La […]
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El levantamiento del cepo cambiario y el acuerdo con el FMI fueron valorados positivamente por tres de las entidades financieras más influyentes del mundo: JP Morgan, Morgan Stanley y BNP Paribas. El corazón del plan es el acuerdo con el FMI aprobado el viernes pasado, que contempla un desembolso inicial de u$12.000 millones en 2025. A este se suman otros u$s3.000 millones sujetos a revisiones futuras, más fondos complementarios provenientes de bancos privados y organismos multilaterales. En total, el Banco Central (BCRA) contaría con cerca de u$s20.000 millones para apuntalar una transición hacia un esquema de flotación cambiaria administrada. En […]
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La empresa, que opera en la provincia del Chubut desde hace casi 70 años, continuará sus actividades convencionales al tiempo que avanzará con un ambicioso plan piloto para explorar y desarrollar el potencial no convencional de la Cuenca San Jorge, la segunda más importante del país, que hoy se encuentra con yacimientos maduros en declino.
AVANZAMOS CON FIRMEZA Y COMPETITIVIDAD PARA SEGUIR SIENDO EL MOTOR ENERGÉTICO DE LA ARGENTINA
Ante empresarios, referentes gremiales, intendentes y legisladores, firmamos con @PAEArgentina una inversión de USD250 millones para desarrollar shale gas en nuestra cuenca San Jorge, a… pic.twitter.com/hOoXM9thKE
PAE verificó la presencia de shale gas mediante estudios integrales, incluyendo sísmica 3D, análisis de datos de pozos preexistentes y la perforación de un pozo exploratorio.
Los resultados confirmaron intervalos de entre 70 y 150 metros de espesor a menos de 3.500 metros de profundidad, con presencia de gas húmedo en niveles de sobrepresión adecuados para la productividad no convencional.
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.
Luego de cuatro meses de tareas, finalizó la primera etapa de la exploración sísmica en los bloques CAN 107 y 109, ubicados a unos 190 kilómetros de Mar del Plata, un paso clave para determinar si hay petróleo.
Shell es la principal empresa operadora en dichas áreas, con el 60% de participación. Qatar Petroleum tiene el 40% restante. La inversión ronda los 90 millones de dólares.
Los trabajos se realizaron mediante tecnología sísmica 3D con los buques PxGeo2 en calidad de explorador, y los remolcadores de aguas profundas Sunrise G (supply) y Candela S.
Novedades para Mar del Plata y su crecimiento: Shell y Qatar Petroleum concluyeron la primera fase de exploración sísmica. Ahora a esperar los resultados que, de ser positivos, continuaría la misión con la perforación de un pozo exploratorio. https://t.co/5BLVqBUiwb
“Novedades para Mar del Plata y su crecimiento: Shell y Qatar Petroleum concluyeron la primera fase de exploración sísmica. Ahora a esperar los resultados que, de ser positivos, continuaría la misión con la perforación de un pozo exploratorio”, anunció Fernando Muro, secretario de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada de la Municipalidad de General Pueyrredon a través de X.
Anteriormente a la exploración de los bloques CAN 107 y 109, la compañía noruega Equinor realizó lo propio en el pozo CAN 100, el cual finalmente no arrojó rastros de petróleo.
El presidente de YPF, Horacio Marín, y el CEO de Eni, Claudio Descalzi, firmaron hoy un Memorando de Entendimiento (MOU) para estudiar el desarrollo de una fase del proyecto integrado Argentina LNG, que abarca todas las etapas: la producción de gas en Vaca Muerta, el transporte, la licuefacción y la posterior exportación.
“La fase del proyecto contemplada en el MOU se refiere al desarrollo de las instalaciones Upstream, de transporte y de licuefacción de gas mediante dos unidades flotantes de GNL de 6 MTPA cada una, por un total de 12 MTPA”, precisó un comunicado de la compañía.
“Nos complace enormemente firmar este acuerdo con Eni, que nos permitirá acelerar el cronograma del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés a nivel mundial, tanto de grandes empresas productoras como de países interesados en adquirir gas de Vaca Muerta”, declaró Marín.
“La elección de Eni por parte de YPF como socio estratégico refleja la experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en proyectos de GNL en Congo y Mozambique, y el reconocimiento de nuestro liderazgo global en la ejecución de proyectos que utilizan esta tecnología”, afirmó Descalzi.
El parte oficial subraya que “YPF lidera la concreción del proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador energético confiable a nivel mundial, con el objetivo de generar exportaciones por 30 000 millones de dólares para 2030”.
“En el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente vital de suministro energético confiable. Se estima que la demanda de GNL representa más de un tercio del comercio mundial de gas natural y se prevé que se duplique para 2050”, sostuvo la compañía.
Buenos Aires Energía (BAESA – anteriormente conocida como Centrales de la Costa Atlántica) acelera su agenda en renovables y almacenamiento con un portafolio que incluye un nuevo parque solar a punto de licitarse, un proyecto eólico de gran escala en evaluación y el estudio de factibilidad para competir en la licitación argentina de sistemas BESS.
La central fotovoltaica se desarrollará en un terreno de 10 hectáreas, propios de la central de General Madariaga, tendrá una potencia estimada de 4,6 MW, cuya energía será comercializada a BAPRO y Aguas Bonaerenses (ABSA) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
“Estamos lanzados en este parque solar (la licitación será modalidad llave en mano EPC + equipamiento), sumado a que en cartera tenemos algunos proyectos eólicos en etapa de revisión en la Costa Atlántica bonaerense”, indicó Alexis Zuliani, presidente de BAESA, en diálogo con Energía Estratégica.
“El parque eólico pensado está dimensionado en aproximadamente 90 MW de capacidad. Está todo el proyecto armado, desde estudio de impacto, ambiental y más; aunque estamos trabados por la capacidad de transmisión disponible y la evacuación de la energía”, agregó.
Cabe recordar que BAESA posee cuatro centrales térmicas con una capacidad instalada total de 450 MW, de los cuales 100 MW se encuentran bajo contrato de la Resolución SE 21, mientras que el resto se vende en el mercado spot. Además, participa del parque eólico Vientos de Necochea (39 MW) en sociedad con un actor privado.
Pero el foco actual de la empresa está puesto en la reconversión tecnológica de sus instalaciones más antiguas, ubicadas en Mar del Plata y Necochea, de modo que participaron activamente en la licitación TerCONF, en la que fue adjudicataria de 330 MW, aunque el proceso fue cancelado por el gobierno de Milei antes de la firma de los contratos.
Con esos antecedentes, la firma provincial revisó su cartera de proyectos, enfocándose en el MATER y los emprendimientos que pueden concretarse a corto plazo.
“Apuntamos a estándares técnicos y económicos de alta exigencia”, sostuvo el presidente de la empresa, y aclaró que la compañía está certificada bajo la norma ISO 37001, y opera con el sistema de gestión SAP para sus procesos financieros y de compras.
BAESA también analiza su participación en la licitación AlmaGBA, que tiene el objetivo de adjudicar 500 MW de potencia en sistemas BESS, con capacidad de almacenamiento de cuatro horas consecutivas por ciclo de descarga completa
Los proyectos a instalarse en las redes de Edenor y Edesur deberán tener entre 10 y 150 MW, con habilitación comercial máxima al 31 de diciembre de 2028, y fecha objetivo de inicio de contratos al 1 de enero de 2027. La apertura de sobres A está prevista para el 19 de mayo, y la adjudicación se anunciará el 27 de junio.
“Estamos viendo la disponibilidad de terrenos y en qué puntos podríamos evacuar. Nos encontramos en plena etapa de estudio de los nodos donde podemos conectarnos de acuerdo a los terrenos que tenemos”, afirmó Zuliani.
“El problema es la capacidad de carga y descarga de los proyectos, de acuerdo a las estaciones transformadoras de los puntos que estamos eligiendo. Conlleva un análisis técnico de los nodos para saber si realmente se podrá conectar la potencia o el proyecto”, añadió.
“Tenemos terrenos, pero debemos ver si es factible que Edenor o Edesur brinden la factibilidad para evacuar el proyecto. Estamos evaluando presentarnos, siempre y cuando sea factible técnicamente”, continuó, por lo que la decisión final dependerá del resultado de los estudios.
Rol estratégico en la política energética provincial
Como empresa de energía de la provincia de Buenos Aires, BAESA se posiciona como brazo ejecutor de los proyectos definidos por la Subsecretaría de Energía bonaerense. En un contexto de apertura regulatoria, su rol será clave para canalizar inversiones públicas y privadas hacia el desarrollo energético provincial.
“Somos la herramienta para que cualquier proyecto que surja desde PBA se encauce técnicamente y se ejecute eficientemente”, manifestó Zuliani. Y en el caso de que la provincia de Buenos Aires decida replicar el modelo de AlmaGBA con sus distribuidoras, BAESA podría asumir un rol central en la planificación y ejecución de esos proyectos.
En paralelo, la empresa permanece atenta a cómo evolucionarán los lineamientos de mercado, con la expectativa de reactivar proyectos presentados en la TerCONF y darle continuidad al proceso de transición energética con más parques renovables.
Con dos décadas de trayectoria global y una presencia consolidada en México desde hace 10 años, JA Solar se ha posicionado como un actor clave en el desarrollo del sector fotovoltaico del país, tanto en el segmento de generación distribuida como en proyectos utility scale.
En el marco del encuentro Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Alexander Foeth, Country Manager México de JA Solar, consideró que el país atraviesa una coyuntura favorable para nuevos desarrollos solares. “Esto puede detonar mañana y como sabemos México se mueve bien rápido; por lo que nosotros estamos listos”, aseguró.
Sin embargo, advirtió que alcanzar el volumen de capacidad renovable propuesto por la nueva administración para la iniciativa privada —entre 6,400 MW y 9,550 MW al 2030— aunque sería insuficiente para el ritmo al que crece la demanda, requerirá de todas maneras de una base más sólida que la actual.
Para el ejecutivo, el país necesita avanzar simultáneamente en tres frentes: “la infraestructura energética que sabemos que hay un rezago”, la “legislación”, y el acceso a financiamiento que “estoy convencido y lo sé que hay capital dispuesto a invertir en México tanto nacional como internacional y específicamente en energía solar”, indicó.
Sobre el segundo pilar, profundizó: “El mercado eléctrico no es un mercado natural, es un mercado completamente generado a través de las leyes, entonces las leyes siempre van a definir cómo va el juego”, explicó, en referencia a las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) y las leyes secundarias recientemente publicadas y pendientes de reglamentar.
En este contexto, observó que uno de los segmentos que cobrará relevancia es el de autoconsumo de hasta 20 MW, que a juicio de Foeth, “van a ser proyectos muy complejos hasta comparado con utility”. Según explicó, estos sistemas implican intervenciones sobre plantas en operación, lo que requiere una ingeniería más especializada.
En este sentido, hizo un llamado a desarrolladores, diseñadores y especialistas a acercarse a JA Solar. “Podemos hacer una revisión con nuestro equipo técnico especializado de revisar justamente esos diseños esas entregas de 20 MW, 15 MW o 10 MW”, dijo, y añadió: “Ojalá que sean paneles”.
Sobre el portafolio tecnológico para dar respuesta a este segmento atractivo para el desarrollo de nuevos proyectos, destacó el modelo Deep Blue 4.0 Pro con celdas tipo n TopCon, al que calificó como la tecnología dominante para los próximos cinco o seis años y al que garantizan altos porcentajes de eficiencias a largo plazo. “Le damos garantía de generación de 30 años”, señaló. Además, mencionó líneas específicas como Ocean Blue y Sky Blue, diseñadas para ambientes marinos o flotantes que podrían explorarse en aplicaciones específicas.
Por lo pronto, este fabricante de módulos se mantiene como uno de los líderes del mercado mexicano. Así lo afirmó Alexander Foeth, quien destacó que la empresa cerró 2024 como número uno en el mercado de generación distribuida, con “un porcentaje de mercado arriba del 23%”.
En utility, JA Solar también ha mantenido una participación relevante. “Hemos ido también con 2 GW instalados en parques utility en la primera ola de solar que hubo”, subrayó Foeth, al tiempo que remarcó la intención de “seguir siendo el número uno en México”.
Para lograrlo, la compañía ha apostado por el fortalecimiento de sus capacidades locales. “Tenemos más de 30 personas que nada más atienden el mercado de Latam y en China tenemos un equipo de más de 10 personas que también solo se ocupan del mercado mexicano y resto de Latam”, explicó.
Mirando hacia el futuro, Foeth anticipa que en un próximo FES Mexico espera que uno de los grandes temas a debatir sea la necesidad de más talento especializado: “Vamos a estar hablando de cómo conseguir más gente calificada en este ámbito solar energético porque va a estar en un Boom”, confió.
Los precios bajos podrían ser uno de los drivers de aquel éxito, pero los interesados deberán estar atentos a las ventanas de oportunidad. El referente explicó que el mercado fotovoltaico ya opera casi como un “mercado spot”. “El precio del panel hay que estarlo preguntando casi semanal”, sostuvo. Y aunque considera que ya se ha alcanzado un “rock bottom en caída de precios”, insistió en que habrá que seguir monitoreando los cambios de demanda y producción, especialmente en China, que “va a impactar en todo el mundo”.
La Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) de Chile alertó sobre una de las principales falencias estructurales del sistema energético: la falta de una legislación moderna que regule la distribución eléctrica.
El marco vigente, prácticamente inalterado desde hace cuatro décadas, se ha convertido en un obstáculo para el despliegue eficiente de las energías renovables y la integración tecnológica de los PMG, segmento que representa cerca del 35% de la capacidad instalada nacional.
El director ejecutivo de GPM, Mauricio Utreras, conversó con Energía Estratégica y advirtió que es prioritario avanzar hacia una nueva normativa que responda a los desafíos actuales, en pos de optimizar el uso de la infraestructura existente, facilitar la coordinación operativa entre los generadores y las empresas distribuidoras, e incorporar tecnologías que incrementen la seguridad del suministro ante eventos como el corte del pasado 25 de febrero.
“El proyecto ley de reforma a la distribución es la deuda histórica del sector eléctrico de Chile. Ya lo hablamos con las distribuidoras porque creemos que hay que modernizar, desde la visibilidad de los PMGD hasta un trabajo de coordinación que optimice su utilización”, aseguró Utreras.
Cabe recordar que el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, prometió presentar una reforma integral antes del primer trimestre del año próximo, con la expectativa de que se abriera una “ventana de oportunidad” para viabilizar el debate legislativo antes del recambio político.
Sin embargo, el proyecto aún no ha sido ingresado al Congreso, porque a pesar de las urgencias técnicas, la proximidad de las elecciones parlamentarias y presidenciales plantean un obstáculo político para ello.
En paralelo, la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores plantea que el país debe prepararse para una transición hacia un mercado de oferta, en el contexto de una creciente sobreoferta de energías renovables.
“Son cambios importantes y trascendentes para el sector, especialmente a largo plazo para el segmento que abarca el gremio”, aseguró el director ejecutivo, quien destacó que se trata de una discusión que debe abordarse con consenso entre todos los actores involucrados y que debe formar parte de la agenda de los nuevos ejecutivos del sector energético, independientemente del origen político que tengan.
El análisis de GPM también pone en evidencia los retrasos que afectan al desarrollo de la infraestructura de transmisión, aspecto que compromete tanto a proyectos PMGD como utility scale y sufren vertimientos en algunas zonas del país.
Por lo que desde el gremio consideran fundamental que se respeten los cronogramas y se ejecuten las obras comprometidas para evitar cuellos de botella que frenen el crecimiento de la generación renovable.
Por otro lado, tras el apagón del 25 de febrero, la entidad realizó un llamado explícito a no debilitar al Coordinador Eléctrico Nacional en medio del debate público, señalando que es necesario actuar con responsabilidad mientras se desarrolla la investigación.
“Tenemos que sacar la experiencia con la información, con un buen diagnóstico y tomar las conclusiones y mejorar, obviamente. Creemos donde se podría aportar es mejorar. Pero en este caso, hay que fortalecer al CEN”, subrayó Utreras.
“Necesitamos que se cumplan los plazos de las obras de transmisión. Y esos retrasos también son parte de que el Coordinador pueda seguir enfocándose en el futuro, no solo en la operación”, concluyó.
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil aprobó el Plan Decenal de Expansión Energética (PDE) 2034 (a través de la Ordenanza N° 831/2025) que proporciona una visión integrada del futuro y participación de los recursos energéticos del país, además de contribuir a la construcción de políticas públicas.
El documento estima una inversión de R$ 3,2 billones en los próximos diez años y proyecta una capacidad instalada de 311 GW para 2034, con un nivel de renovabilidad del 85% en la generación eléctrica.
Dentro de la matriz eléctrica, las fuentes renovables mantendrán un rol protagónico, representando el 87% de la capacidad instalada proyectada, mientras que las tecnologías no renovables se limitarán al 12%, siendo complementadas por almacenamiento energético y mecanismos de respuesta a la demanda.
El documento establece que el crecimiento de la oferta interna de energía será de aproximadamente 25% en los próximos diez años, con un fuerte protagonismo de las fuentes eólica y solar, así como de la generación distribuida.
“Las renovables muestran un crecimiento promedio anual de 2,5% para abastecimiento interno, destacando un crecimiento promedio de 5,2% anual. Así, se estima que el porcentaje de energía renovable en la matriz energética brasileña aumentará, llegando al 49% en 2034”, detalla el documento.
Durante el período proyectado, la diversificación de la matriz eléctrica se profundizará. Si bien disminuirá la participación hidroeléctrica, esta será compensada por el crecimiento de fuentes como la solar y la eólica, repartidas de la siguiente manera:
13147 MW fotovoltaicos
6.479 MW de grandes hidroeléctricas (mayormente por la modernización de proyectos existentes)
3.287 MW de pequeñas centrales hidráulicas
2.272 MW en termoeléctricas renovables, 15.504 MW en eólicas, 13.147 MW en solares
Mientras que la micro y mini generación distribuida (MMGD) superaría los 59 GW de capacidad instalada hacia 2034 (actualmente suma 37,2 GW) repartida en más de cuatro millones de sistemas instalados, y que contribuirá con cerca del 9% de la carga nacional.
“La participación de fuentes ERNC en la autoproducción y generación distribuida aumentará del 16% al 21%, lo que significa que la capacidad instalada de generación eléctrica de Brasil tendrá un nivel de renovabilidad del 85% en 2034”, manifiesta el PDE 2034.
El plan también prevé la incorporación de 800 MW de capacidad de almacenamiento, aunque reconoce que su desarrollo está limitado por la falta de una regulación clara en torno al modelo de remuneración.
En ese sentido, el gobierno advirtió que “las baterías todavía tienen baja viabilidad económica en el horizonte de diez años debido al alto costo de los equipos, la elevada carga fiscal y señales de precio débiles para el consumidor final”.
No obstante, el documento elaborado por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil no tiene en cuenta la primera subasta de baterías del país, denominada “LRCAP Almacenamiento”, que se publicará a finales de mayo y se espera que la licitación se lleve a cabo hacia finales del corriente año.
Y si bien se desconocen los pormenores de la convocatoria, entre ellas la definición de la tarifa CUST/D aplicable, las reglas para el otorgamiento de licencias, o bien la cantidad de capacidad a subastar, la intención sería contratar entre 1 y 2 GW en sistemas de baterías, números cercanos a lo estimado por el sector energético del país.
La esperada gira Clean Energy Spotlight, encabezada por los líderes del sector Solis Inverters, LONGi y Pylontech, concluyó con una respuesta extraordinaria por parte de profesionales y actores clave de la industria solar. Realizada en República Dominicana, Nicaragua y Panamá, la gira reunió a más de 180 participantes interesados en recibir formación avanzada y sesiones técnicas ofrecidas por estas tres marcas de primer nivel.
Solis Inverters fue protagonista al presentar su más reciente serie de inversores Solis Solarator, diseñada específicamente para responder a las necesidades energéticas y marcos regulatorios de cada uno de los países visitados. Esta nueva línea despertó un gran interés gracias a sus características localizadas, alto rendimiento e integración fluida con sistemas de almacenamiento y monitoreo.
Además del lanzamiento del producto, Solis ofreció sesiones completas que abordaron aspectos clave de sus operaciones, incluyendo soporte postventa, servicios técnicos, la plataforma de monitoreo SolisCloud, y su herramienta de atención al cliente Freshdesk, diseñada para optimizar la gestión de solicitudes y mejorar la experiencia del usuario.
Las jornadas de capacitación no solo sirvieron como un espacio de transferencia de conocimiento, sino también para fortalecer relaciones con EPCs locales, distribuidores e instaladores. Los asistentes destacaron la gira como una oportunidad necesaria para el aprendizaje práctico, el contacto directo con los equipos técnicos y para mantenerse actualizados en un sector energético en constante evolución.
Esta gira dio continuidad a una iniciativa estratégica anunciada el mes pasado, con el objetivo de fortalecer el ecosistema de soluciones solares y de almacenamiento en toda América Latina, conectando a los actores del sector con las últimas tecnologías y sistemas de soporte.
Acerca de Solis
Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y con mayor experiencia del mundo. Fundada en 2005, la compañía está comprometida con acelerar la transición global hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a gran escala. Para más información, visita www.solisinverters.com o síguenos en redes sociales como Solis Latam.
Gracias a esta iniciativa, toda la energía eléctrica consumida por las plantas de la operación de producción de semillas de Venado Tuerto es de origen renovable.
Al abastecerse de fuentes de energía renovable, se elimina el 100% de las emisiones de efecto invernadero de Alcance 2.
Syngenta, líder en tecnología e innovación aplicada al agro, anunció un acuerdo con Genneia, la compañía líder en energías renovables en el país. A partir de esta colaboración, Syngenta ingresa al mercado eléctrico mayorista abasteciéndose de fuentes de energías renovables y contribuyendo al desarrollo de un sistema eléctrico más sustentable y diversificado.
El proyecto abarca las operaciones de ambas plantas de procesamiento de semillas ubicadas en Venado Tuerto, Santa Fe. Esta iniciativa se alinea con las prioridades de Syngenta, que ponen la sustentabilidad en el centro de la estrategia de negocio, e incluye un enfoque en Operaciones Sustentables, que busca reducir el impacto ambiental de las operaciones propias y de la cadena de suministro.
La colaboración con Genneia resulta fundamental para esta iniciativa. La compañía cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables.
Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo. El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.
“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en un 100% desde la entrada en vigor de este acuerdo”, afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.
Por su parte, Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
“Nos enorgullece comenzar a producir con energía proveniente de fuentes renovables, maximizando nuestro valor agregado. Esta innovación refleja nuestro compromiso con la sustentabilidad y el futuro de la agricultura”, concluyó González.
Acerca de Syngenta
Syngenta es una compañía líder global en innovación agrícola, presente en más de 100 países. Desarrolla tecnologías y prácticas agrícolas que acompañan a los productores para que lleven a cabo la transformación necesaria para alimentar a la población mundial, preservando al mismo tiempo nuestro planeta. A través de sus descubrimientos científicos aporta más beneficios a los productores y a la sociedad como nunca antes. Guiada por sus Prioridades de Sustentabilidad, Syngenta desarrolla nuevas tecnologías y soluciones que ayudan a los productores a obtener cultivos más saludables en suelos más sanos y con mayor rendimiento. Syngenta Crop Protection tiene su sede en Basilea, Suiza; y Syngenta Seeds está basada en Estados Unidos. Lea nuestras historias y síganos en LinkedIn, Instagram y X.
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Acerca de Genneia
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20% del total de la potencia instalada, alcanzando el 20% de la generación de energía eólica y el 13% de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía limpia y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en la provincia de Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW. Además, ha anunciado una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en la localidad de San Rafael, con una capacidad de 150 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, suma 310 MW en energía solar.
El Grupo Aconcagua Energía obtuvo la certificación trinorma de su Sistema Integrado de Gestión. Durante 2024, las empresas del grupo energético argentino fueron auditadas y certificadas bajo los estándares de la Organización Internacional de Normalización (ISO). Este proceso fue llevado a cabo por dos prestigiosos organismos de certificación, el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) y Bureau Veritas.
En este marco, las empresas: Petrolera Aconcagua Energía (PAESA), Aconcagua Energía Generación (AEGSA) y la Central Térmica Alto Valle (CTAV) recibieron sus certificaciones por IRAM en: Gestión de la Calidad (ISO 9001:2015), la Gestión Ambiental (ISO 14001:2015) y la Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo (ISO 45001:2018). Además, Aconcagua Energía Servicios (AENSSA) revalidó su certificación Trinorma obtenida en 2023, tras una nueva auditoría realizada por la certificadora.
El Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados (CCC) mantuvo su certificación en Gestión Ambiental (ISO 10001:2015) después de una exhaustiva evaluación llevada a cabo por el Bureau Veritas.
Certificaciones
“El proceso de obtención de estas certificaciones fue un desafío riguroso que involucró a equipos multidisciplinarios de todas las empresas certificadas”, detallaron desde la empresa.
Este proceso abarcó desde diagnósticos internos, capacitaciones, implementación de mejoras y hasta auditorías externas que permitieron ir atravesando un proceso de mejora continua. Fue un esfuerzo colaborativo y transversal que demostró el compromiso y la dedicación de todos los involucrados en la búsqueda de la excelencia.
María Trabucco, gerente de Procesos y Calidad del Grupo Aconcagua Energía, indicó: “Estas certificaciones reflejan el compromiso de cada uno de los miembros de nuestro equipo y el modelo de excelencia operacional que buscamos tener, así como nuestra cultura; son una prueba de nuestra dedicación al trabajo bien hecho, a la mejora continua y a la sostenibilidad. Gracias a ellas, logramos tener procesos más organizados, eficientes y alineados con los desafíos en constante evolución de nuestra industria».
“El compromiso de Aconcagua Energía con la calidad, lo ambiental y la seguridad y salud en el trabajo se refleja en cada paso de este proceso de certificación. Es un orgullo para el IRAM acompañar a organizaciones que apuestan por la mejora continua como motor de desarrollo y confianza”, señaló Georgina Bertoia, gerente de Sistemas de Gestión de IRAM.
Transferencia de conocimiento hacia las pymes
“Tras dos años consecutivos participando del proceso de auditorías con resultados muy positivos, Aconcagua Energía ahora también contribuirá a que otras empresas pymes de las regiones donde opera puedan también transitar el mismo camino de excelencia operacional”, remarcaron desde el grupo.
En este sentido, desde la empresa señalaron que parte de su compromiso con el desarrollo local estará puesto en ayudar a que otras empresas del sector puedan también obtener su certificación, y así elevar sus propios estándares. Para ello el equipo de Calidad y Procesos estará participando de espacios en los que compartirá su experiencia y, a su vez, ayudar a las empresas a comprender cuál es el camino para alcanzar este objetivo.
“Desde su fundación en 2015, Aconcagua Energía mantuvo una política activa de mejora continua e innovación en todos sus procesos. Estos logros han contribuido a reforzar la confianza de clientes, proveedores y comunidades, posicionando al Grupo como un líder en la industria energética argentina”, concluyeron.
Arminera, la Exposición Internacional de Minería Argentina, organizada por la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, ya se perfila como una edición récord, con más de 300 expositores, 20.000 m2 de superficie y la participación de las 12 provincias productoras de recursos minerales. La jornada se llevará a cabo el 20, 21 y 22 de mayo en el predio ferial de La Rural y participarán 15 delegaciones extranjeras.
“Sin duda es un gran momento para la minería en Argentina, lo cual abre una ventana de oportunidades, pero sumamente desafiante considerando un escenario mundial complejo, dinámico y volátil donde aparecen a diario otras opciones de inversiones”, mencionó el equipo de ABB, quienes estarán presentes en Arminera 2025 con sus soluciones de automatización, entre ellas su línea de convertidores de frecuencia de baja y media tensión, que se adaptan a las necesidades y terminales de operador. “Las inversiones en tecnologías sostenibles están en aumento y forman parte del gran desafío para alcanzar mayor eficiencia, reducción de costos y menor impacto ambiental”, indicaron.
Actividades
Arminera 2025 contará con una serie de novedades y actividades orientadas al futuro del sector minero, ofreciendo a las empresas la oportunidad de mostrar sus soluciones, proyectos y expectativas. Este es el caso de Johnson Screens, quienes aprovecharán la ocasión para mostrar innovaciones en captación y gestión de agua dentro del sector.
“Este año, nuestra empresa tiene grandes expectativas de crecimiento y consolidación en el mercado, con un fuerte enfoque en innovación, sostenibilidad y expansión comercial. Participar en Arminera es clave ya que nos permite fortalecer nuestra presencia en el sector minero, conectar con clientes estratégicos y presentar nuestras soluciones a un público especializado”, indicaron desde la compañía.
Entre las novedades que se podrán encontrar en el evento, se destacan soluciones y servicios a medida como las que presentará en su stand voestalpine High Performance Argentina, con la utilización de tecnología de impresión 3D con polvos metalúrgicos de aleaciones especiales. Además, aceros para herramientas de aleaciones especiales, aceros de construcción mecánica, consumibles para soldadura y rieles y sus accesorios de fijación. “Invertimos en nueva tecnología para el correcto corte, mecanizado y tratamiento térmico al vacío con nitrógeno de aceros”, señalaron desde la compañía.
“Nuestro objetivo es darnos a conocer como proveedores de confianza, con experiencia internacional en el segmento de minería”, agregaron. En la misma línea, desde ZONDA resaltaron que sus expectativas son realizar nuevas inversiones para reforzar tecnológicamente los rubros a los que quieren llegar. En el evento exhibirán indumentaria de abrigo y de seguridad para zonas de climas extremos, para grandes y pequeños emprendimientos.
Los profesionales, empresarios e interesados en la industria minera que deseen visitar la exposición pueden acreditarse de manera online y sin cargo en el siguiente link.
La compañía de tecnología e innovación aplicada al agro Syngenta anunció un acuerdo con Genneia, productora líder en energías renovables en el país, a partir del cual Syngenta ingresa al mercado eléctrico mayorista abasteciéndose de fuentes renovables, contribuyendo así al desarrollo de un sistema eléctrico más sustentable y diversificado.
El proyecto comprende el abasto de energía a las plantas de procesamiento de semillas ubicadas en Venado Tuerto, Santa Fe.
Esta iniciativa se alinea con las prioridades de Syngenta, que incluye un enfoque en Operaciones Sustentables que busca reducir el impacto ambiental de las actividades propias y de la cadena de suministro.
Genneia cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables.
Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo.
El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.
“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en 100 por ciento desde la entrada en vigor de este acuerdo” afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.
Por su parte, Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
“Nos enorgullece comenzar a producir con energía proveniente de fuentes renovables, maximizando nuestro valor agregado. Esta innovación refleja nuestro compromiso con la sustentabilidad y el futuro de la agricultura”, destacó González.
Syngenta es una compañía líder global en innovación agrícola, presente en más de 100 países. Desarrolla tecnologías y prácticas agrícolas que acompañan a los productores para que lleven a cabo la transformación necesaria para alimentar a la población mundial, preservando al planeta. A través de sus descubrimientos científicos aporta más beneficios a los productores y a la sociedad ayudan a los productores a obtener cultivos más saludables en suelos más sanos y con mayor rendimiento.
Syngenta Crop Protection tiene su sede en Basilea, Suiza; y Syngenta Seeds está basada en Estados Unidos.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 20 % de la generación de energía eólica y el 13 % de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía limpia y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en la provincia de Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW. Además, anunció una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en la localidad de San Rafael, con una capacidad de 150 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, suma 310 MW en energía solar.
Pan American Energy reconvirtió el área de Cerro Dragón en una concesión para el desarrollo del recurso 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 comunicó que continuará con la actividad convencional que desarrolla desde hace casi 70 años en la provincia del Chubut.
PAE 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.
Además, 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 1057/24 (artículos 27 bis y 30 respectivamente) y solicitó 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 autorizado por decreto provincial por un plazo de 35 años.
Dado el largo plazo requerido para el desarrollo del 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.
PAE 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.
Además, PAE implementará técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos, comprometiendo una inversión cercana a los 250 millones de dólares.
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “desde hace 70 años invertimos en forma sostenida en el Golfo San Jorge y nuestro trabajo permitió convertir a Cerro Dragón en la mayor área productora de hidrocarburos convencionales del país. Hoy somos los primeros en explorar la cuenca con objetivo shale y estamos confiados en poder desarrollarlo”.
Bulgheroni agradeció al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por “su predisposición para trabajar junto a los equipos técnicos en la reconversión del área, que nos permitirá contrarrestar su declino y abrir un nuevo horizonte de inversión en el Golfo San Jorge”.
El gobernador de destacó que “es un hito histórico que abre la puerta a una nueva etapa en la provincia. Tenemos una cuenca con pozos maduros que exigen una mayor productividad y eficiencia para su desarrollo. La verificación de PAE sobre la existencia de shale gas abre una nueva oportunidad productiva para todos los chubutenses y se suma a otras fuentes de energía que vamos a desarrollar. La reconversión del área es una señal clara y previsible para que lleguen nuevas inversiones”.
La provincia del Chubut percibirá ingresos por alrededor de 90 millones de dólares durante los próximos 5 años por la reconversión de la concesión. El desarrollo del área sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la nueva producción no convencional y por la mayor actividad en la cuenca.
Durante el período de vigencia de la concesión no convencional, PAE desarrollará un programa de becas para la formación de ingenieros en petróleo, geofísicos y geólogos; priorizará la contratación de proveedores locales; y sostendrá un programa de garantías de préstamos para emprendimientos de pymes en la provincia del Chubut, describió la Compañía.
YPF y la empresa ENI firmaron este lunes un Memorando de Entendimiento (MOU) para estudiar la participación de la empresa italiana en el desarrollo del proyecto Argentina GNL, iniciativa que abarca la producción, el transporte, licuefacción y exportación de gas de Vaca Muerta.
En particular, la fase del proyecto contemplada en el MOU “se refiere al desarrollo de las instalaciones upstream, de transporte y de licuefacción de gas mediante dos unidades flotantes de GNL (Gas Natural Licuado)”.
Las unidades a las que se refiere el MOU son de 6 millones de toneladas anuales (MTPA) cada una. Es decir, la firma del acuerdo que realizaron el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y CEO de ENI, Claudio Descalzi, es por un total de 12 MTPA.
ENI es una empresa energética global con sede en Italia. Opera en más de 60 países y, a través de sus distintas filiales, está presente en toda la cadena de valor energética.
«Nos complace enormemente firmar este acuerdo con ENI, que nos permitirá acelerar el cronograma del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés a nivel mundial, tanto de grandes empresas productoras como de países interesados en adquirir gas de Vaca Muerta», indicó Horacio Marín en un comunicado difundido por YPF.
“La elección de ENI por parte de YPF como socio estratégico refleja la experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en proyectos de GNL en Congo y Mozambique, y el reconocimiento de nuestro liderazgo global en la ejecución de proyectos que utilizan esta tecnología”, afirmó Claudio Descalzi.
YPF lidera el proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y “convertir al país en un exportador energético confiable a nivel mundial”, remarca el comunicado. El objetivo de YPF con el proyecto Argentina GNL es alcanzar los US$ 30.000 millones en exportaciones para 2030.
“En el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente vital de suministro energético confiable”, añade. Se estima que la demanda de GNL representa más de un tercio del comercio mundial de gas natural y se prevé que se duplique para 2050, informó la compañía dirigida por Marín.
Ademas adelantó que negocia un tercer proyecto de GNL con una ‘supermajor’ y precisó cuánto petróleo producirá en 2030. El CEO y presidente de la petrolera bajo control estatal presentó el plan de inversiones 2025-2029 de la compañía ante inversores en Wall Street. Marín destacó el trabajo de YPF de convertirse en una empresa enfocada 100% en el shale y aseguró que Vaca Muerta es competitiva incluso con un barril a 45 dólares. En esa línea, proyectó una producción de 820.000 barriles diarios para 2030 y comunicó que la semana que viene dará a conocer el nombre de la supermajor […]
Luis Caputo y Santiago Bausili encabezaron reuniones con economistas y referentes del sector financiero para despejar dudas sobre la implementación del sistema de bandas y el giro hacia la ortodoxia monetaria. El equipo económico mantuvo ayer una serie de reuniones con economistas, banqueros y agentes del mercado financiero para responder sus dudas sobre la implementación del nuevo esquema cambiario y monetario, que entrará en vigencia el lunes. Los encuentros, más reservados en un caso y casi multitudinarios en el otro, se realizaron secuencialmente en el quinto piso del Palacio de Hacienda, y de ellos participaron casi todos los miembros del […]
El Gobierno eliminó restricciones cambiarias y habilitó el giro de dividendos al exterior. Empresarios y economistas vinculan la medida con el RIGI y el atractivo de la Argentina para las inversiones en hidrocarburos. El anuncio realizado este viernes por el ministro de Economía, Luis Caputo, sobre el inicio de la tercera fase del programa económico incluyó un punto central para las inversiones extranjeras: la eliminación de restricciones cambiarias, que habilitará el giro de utilidades al exterior. La medida, junto con el acuerdo firmado con el Fondo Monetario Internacional (FMI) por un paquete de hasta 20.000 millones de dólares, busca consolidar […]
El ‘litio verde’ promete cambiar las reglas, y Neuquén, provincia de Vaca Muerta, es ahora la candidata a liderar también esta revolución. Si el litio es fundamental para la transición energética, el litio geotérmico asoma como una alternativa innovadora que incluso reduce el impacto ambiental y promete satisfacer la necesidad global de este mineral clave. Y así como lo hace con Vaca Muerta, es Neuquén la provincia que podría revolucionarla con sus grandes concentraciones de este recurso. El boom del litio está agotando el agua de los Andes, entre modelos erróneos y la minería que cada vez consume más. El […]
En un contexto de alta incertidumbre en los mercados internacionales y con un fuerte impacto sobre las materias primas, Vista Energy, la petrolera con fuerte presencia en Vaca Muerta, anunció una medida estratégica para proteger su valor en bolsa: una recompra de acciones por 50 millones de dólares. La compañía, fundada por Miguel Galuccio, busca dar una señal clara de respaldo a sus inversores luego de enfrentar una baja del 29% en la cotización de sus acciones durante el año. Esta caída estuvo relacionada con la baja en el precio del petróleo, que descendió por debajo de los 60 dólares, […]
Con el barril de crudo en su nivel más bajo de los últimos cuatro años, la gran pregunta es si la producción de Vaca Muerta sigue siendo viable y cómo afectará esta coyuntura a la otra gran cuenca: la del Golfo de San Jorge. El brusco descenso del precio del petróleo, a partir de la guerra arancelaria iniciada por Donald Trump, genera un clima de intranquilidad en el sector energético. El barril de crudo Brent, de referencia para nuestro país, se ubica por apenas por encima de los 60 dólares y acumula una caída del 18% en lo que va […]
En Chubut, Santa Cruz y Mendoza la incorporación de polímeros da frutos en el objetivo de mitigar el declino natural de bloques explotados por décadas. La recuperación mejorada de petróleo (EOR, según sus siglas en inglés) le ha devuelto la vida a yacimientos que parecían entrar en su peor momento de declino. Por caso, Manantiales Behr se ha convertido en un ejemplo al ubicarse como el sexto bloque con mayor producción de petróleo, compitiendo con los mejores de Vaca Muerta y hasta con el gigante de Cerro Dragón. El ingeniero petrolero Gerardo Tennerini viene siguiendo la evolución de la «recuperación […]
Fueron el principal pilar, con 46,4% del total. Le siguieron los impuestos provinciales, que representaron 33,7% de los ingresos, mientras que las transferencias nacionales aportaron 19,9%. El buen desempeño de las regalías hidrocarburíferas ha sido clave para el aumento de la recaudación en Neuquén, permitiendo alcanzar cifras récord que no solo compensaron la caída de otros ingresos, sino que consolidaron un mes históricamente positivo para las finanzas provinciales. La provincia de Neuquén alcanzó en febrero una cifra histórica en su recaudación mensual, superando los $ 362.304 millones, lo que representa un crecimiento del 2% intermensual y consolida a este mes […]
Neuquén gases en Vaca Muerta. La provincia de Neuquén aprobó la creación del “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”, que obliga a las empresas petroleras a informar sus emisiones de gases como metano (CH4), dióxido de carbono (CO2) y óxidos de nitrógeno (NOx). La medida fue oficializada mediante la resolución 285/25 publicada en el Boletín Oficial provincial. El objetivo de esta iniciativa es establecer una línea base de emisiones por parte de las operadoras de hidrocarburos, como paso previo a una futura legislación específica para el sector. Durante 2025 se […]
En un país donde tanto se habla de incertidumbre, apostar al trabajo argentino es una decisión que muchos ven con escepticismo. Sin embargo, para quienes creemos en el talento, la creatividad y la capacidad de nuestra gente, no hay otra alternativa: emprender en Argentina es un acto de confianza y, sobre todo, de compromiso con el futuro. Argentina siempre ha sido una cuna de mentes brillantes, de ideas disruptivas y de soluciones innovadoras, pero ¿Qué pasa si no hay líderes que estén dispuestos a convertir el talento en acción? Muchas veces ese potencial termina buscando oportunidades afuera en lugar de […]
La petrolera estatal argentina YPF y la multinacional italiana ENI firmaron este lunes un Memorando de Entendimiento (MoU) para avanzar en la evaluación conjunta de una nueva fase del ambicioso proyecto Argentina LNG, que busca posicionar al país como uno de los principales exportadores globales de gas natural licuado (GNL) hacia fines de esta década.
El acuerdo fue rubricado en San Donato Milanese por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, y Claudio Descalzi, CEO de ENI. El entendimiento contempla el desarrollo conjunto de instalaciones para extracción, transporte y licuefacción de gas mediante dos unidades flotantes de GNL (FLNG) con una capacidad total de 12 millones de toneladas anuales (MTPA).
El megaproyecto Argentina LNG, liderado por YPF, está diseñado para aprovechar los recursos de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de gas no convencional del mundo, e ingresar al mercado global con una capacidad escalonada que podría alcanzar los 30 MTPA hacia 2030.
“La elección de Eni como socio estratégico responde a su experiencia concreta en proyectos FLNG en Congo y Mozambique, así como a su liderazgo global en la ejecución de estas tecnologías”, destacó Descalzi durante el anuncio.
Por su parte, Marín afirmó: “Estamos muy satisfechos con este acuerdo, que nos permitirá acelerar los plazos del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés mundial, tanto por parte de grandes empresas productoras como de países que desean comprar gas proveniente de Vaca Muerta”.
Experiencia global y antecedentes en Argentina
El desembarco de ENI en esta iniciativa no es un hecho aislado. La compañía, controlada parcialmente por el Estado italiano, opera en Argentina desde la década de 1990, donde ha mantenido participación en áreas de exploración y producción en distintas cuencas, principalmente a través de acuerdos con empresas locales y extranjeras.
Aunque su presencia en el país ha sido más acotada en comparación con gigantes como Chevron, TotalEnergies o Shell, ENI ha seguido de cerca las oportunidades en el segmento gasífero. Su participación en este proyecto marcaría un regreso de escala al mercado argentino, en línea con su estrategia global de impulsar el desarrollo del gas natural como energía de transición.
En África, ENI ha liderado iniciativas de licuefacción flotante (FLNG) en Congo y Mozambique, consolidando un modelo técnico que permite producir y exportar gas en condiciones remotas y con menores plazos de ejecución. Esta experiencia fue decisiva para ser seleccionada por YPF como socia preferente para la fase inicial del proyecto argentino.
GNL, transición energética y ambiciones geoestratégicas
El memorando firmado hoy se alinea con la visión de ENI de alcanzar la neutralidad de carbono hacia 2050, combinando seguridad energética con baja huella ambiental. A su vez, refuerza la estrategia de YPF de internacionalizar los recursos de Vaca Muerta, no sólo a través de gasoductos regionales, sino mediante terminales flotantes de licuefacción, que permiten llegar directamente a los mercados de Asia, Europa y América del Norte.
Con este paso, Argentina da una señal clara al mundo energético: busca transformarse en proveedor global de gas en un contexto de alta demanda, reconfiguración geopolítica de suministros y transición energética acelerada.
La participación de ENI, uno de los líderes mundiales en proyectos FLNG, podría ser un factor clave para concretar esa ambición.
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Pan American Energy(PAE) anunció este lunes que 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, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca del Golfo San Jorge. La compañía comprobó que estos recursos se encuentran accesibles con la tecnología actualmente disponible en la región. A su vez, la empresa aclaró que continuará con la actividad convencional que desarrolla desde hace casi 70 años en la provincia del Chubut.
“Desde hace 70 años invertimos en forma sostenida en el Golfo San Jorge y nuestro trabajo permitió convertir a Cerro Dragón en la mayor área productora de hidrocarburos convencionales del país. Hoy somos los primeros en explorar la cuenca con objetivo shale y estamos confiados en poder desarrollarlo”, aseguró Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, quien además agradeció al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por su predisposición para trabajar junto a los equipos técnicos en la reconversión del área, que “permitirá contrarrestar su declino y abrir un nuevo horizonte de inversión en el Golfo San Jorge”.
Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, e Ignacio ‘Nacho’ Torres, gobernador de Chubut.
PAE 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.
Mayor plazo
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 (artículos 27 bis y 30 respectivamente) y solicitó a la provincia del Chubut la reconversión de la concesión de Cerro Dragón, que expira en 2047, en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), 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, por lo que la titularidad de la operadora controlada por Bridas, BP y CNOCC se extenderá en los hechos hasta 2070.
PAE fundamentó la solicitud de reconversión en la ejecución de un plan piloto con objetivo no convención al 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. “PAE implementará técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos, comprometiendo una inversión cercana a los 250 millones de dólares”, remarcó la compañía.
Ingresos
La provincia del Chubut percibirá ingresos de alrededor de 90 millones de dólares durante los próximos 5 años por la reconversión de la concesión. El desarrollo del área sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la nueva producción no convencional y por la mayor actividad en la cuenca.
Durante el período de vigencia de la concesión no convencional, PAE desarrollará un programa de becas para la formación de ingenieros en petróleo, geofísicos y geólogos; priorizará la contratación de proveedores locales; y sostendrá un programa de garantías de préstamos para emprendimientos de pymes en la provincia del Chubut.
“Es un hito histórico que abre la puerta a una nueva etapa en la provincia. Tenemos una cuenca con pozos maduros que exigen una mayor productividad y eficiencia para su desarrollo. La verificación de PAE sobre la existencia de shale gas abre una nueva oportunidad productiva para todos los chubutenses y se suma a otras fuentes de energía que vamos a desarrollar”, aseguró el gobernador de Chubut Ignacio Torres.
La Cámara Argentina de la Energía (CADE), entidad conformada por ejecutivos de empresas líderes en energía, respaldó el acuerdo alcanzado por el gobierno de Javier Milei con el Fondo Monetario Internacional (FMI).
“El levantamiento del cepo y las medidas complementaria adoptadas contribuyen a fortalecer el contexto de estabilidad macroeconómica y el estímulo para las inversiones”, expresaron desde la Cámara a través de un comunicado difundido este sábado luego de que el gobierno diera a conocer que llegó a un acuerdo para aplicar un nuevo programa de Servicio Ampliado (SAF) por US$ 20.000 millones.
Desarrollo
A su vez, desde la entidad que está integrada por representantes y CEOs de compañías de todos los segmentos del sector energético, destacaron que, en representación del sector energético, uno de los segmentos generadores de desarrollo económico y social en todo el país y vector clave para el aporte de divisas, consideran “que es de vital importancia establecer todas las medidas necesarias que favorezcan el fortalecimiento de las reservas en un marco de superávit fiscal”.
Por último, desde la CADE remarcaron: “En esta etapa de contexto internacional dinámico y desafiante, reiteramos nuestra satisfacción por los anuncios realizados”.
Por último, aseguraron que las medidas adoptadas “van en línea de fortalecer un marco de previsibilidad indispensable para favorecer las inversiones del sector energético”.
La compañía petrolera estatal YPF presentó el viernes su plan estratégico por los próximos cinco años ante inversores en Wall Street, llevando a cabo el ‘Investor Day‘ en la Bolsa de Nueva York. La presentación estuvo a cargo de Horacio Marín, el CEO y presidente de la petrolera y culminará con el tradicional toque de campana.
La firma busca consolidar tanto su producción y sus reservas en las próximas dos décadas y para eso está exponiendo Marín el plan ante los accionistas para dar cuenta de la reconversión que estuvo atravesando la compañía en los últimos meses al focalizar su actividad en la producción no convencional y desprenderse de los yacimientos maduros que poseía en distintos puntos del país, bajo el paraguas del Plan Andes.
En este sentido, el dato central es que la petrolera anunció una proyección de inversión (CAPEX por “Capital Expenditure”) proyectado para los próximos cinco años, que comenzará con u$s5.000 millones en 2025, para luego pasar a u$s5.600 millones en 2026; u$s6.400 millones en 2027, u$s6.500 millones en 2028; u$s6.800 millones en 2029 y u$s5.400 millones en 2030. En ese contexto, aseguró que tiene previsto volver a pagar dividendos en el corto plazo. “Calculamos que entre 2028 o 2029 volveremos a pagar dividendos al accionista”, dijo.
Marín anunció que, según sus estimaciones, para el año 2030, YPF se convertirá en un operador del unos 2 millones de barriles diarios y en un productor de 1 millón de barriles por día (BOE), además de alcanzar exportaciones energéticas por 30.000 millones de dólares anuales.
En la semana, el CEO de YPF se había referido a la baja que viene experimentando el petróleo por la guerra de aranceles en el mundo y disipó dudas sobre la competitividad del shale producido en Vaca Muerta.
“Estoy convencido de que la energía es un compromiso a largo plazo. En YPF SA, estamos en camino a convertirnos en una compañía no convencional, lo que nos permite ser resilientes ante los precios bajos del crudo. Hoy, competimos de manera sólida con el Permian de los Estados Unidos”, aseguró el titular de la petrolera estatal.
“Yo he visto 8 dólares el barril, menos 36, he visto bajar, subir, bajar, subir”, dijo Marín al referirse a los precios actuales, pero aseguró que YPF hizo cambios que le permiten enfrentar esta volatilidad de otra manera. “Nosotros salimos de todos los campos maduros, porque no era para YPF, y nos hicimos una compañía resiliente -nos faltan unos pocos meses-, a menos de 40 dólares el barril”, señaló.
La empresa estatal Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa) –dependiente del Ministerio de Energía y Recursos Naturales-, continúa ejecutando con intensidad la obra de gas natural para Los Guañacos, una iniciativa impulsada por el Gobierno provincial en el marco de la ampliación de redes en el norte neuquino.
Los trabajos se desarrollan según los plazos establecidos y muestran avances significativos: Actualmente se acumulan 7.000 metros de cañería de 90 mm instalados, junto con 5.600 metros de bitubo para fibra óptica, infraestructura que acompañará el desarrollo de servicios complementarios en la zona.
Las tareas se concentran en cuatro frentes de trabajo simultáneos, lo que refleja el compromiso y la intensidad con la que se avanza en el territorio. Esta semana está prevista la incorporación de dos frentes de zanjeo más, lo que permitirá acelerar el ritmo de ejecución.
Actualmente, los trabajos activos comprenden el zanjeo desde la rotonda de Tierras Blancas hacia Los Guañacos, así como en dirección al puente Nahueve. Además, continúa el tendido desde Nahueve hacia Andacollo, utilizando maquinaria especializada como excavadoras, martillos hidráulicos y un equipo Trencor, que permite avanzar con mayor precisión y eficiencia en terrenos de distinta complejidad.
Esta obra forma parte de la política energética que promueve el gobernador Rolando Figueroa bajo el lema “El gas, primero para los neuquinos”, con el objetivo de garantizar el acceso equitativo a los servicios esenciales en toda la provincia.
“Es una vergüenza que los vecinos de Los Guanacos y Los Miches vean en un ducto pasar gas hacia Chile y ver a su gobernador tratando de promocionar que podamos llegar al mercado chileno. Tenemos que empezar por nuestra gente”, afirmó el gobernador al dar inicio a esta obra, que constituye una reparación histórica para los pobladores del Alto Neuquén y cuya primera etapa prevé inaugurar el 25 de mayo.
La petrolera estatal YPF planea bajar los precios de los combustibles en caso de que el valor internacional del petróleo continue cayendo en medio del creciente conflicto comercial por los aranceles recíprocos anunciados en las últimas semanas por el presidente de Estados Unidos, Donald Trump.
El presidente de YPF, Horacio Marín, aseguró que “si el precio del crudo sigue bajando, vamos a hacer números y, si corresponde, bajaremos los precios”, tras presentar el plan estratégico quinquenal de la petrolera en la Bolsa de Valores de Wall Street.
En ese marco, Marín recordó que YPF ya redujo los precios en octubre del año pasado, en un 4% para la nafta y en un 5% para el gasoil, aunque la baja efectiva en los surtidores fue del 1% y del 2% respectivamente, por la incidencia de la actualización de los impuestos.
El barril del crudo Brent descendió de US$$75 a los US$64 en las últimas jornadas como efecto de la disputa comercial por los aranceles y del aumento en la producción anunciado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
El precio internacional del petróleo es uno de los componentes que se contemplan a la hora de fijar el valor de los combustibles, junto con la carga impositiva y la variación en el tipo de cambio, lo que será foco de atención en los próximos días ya que con la liberación del cepo se esperan movimientos en el mercado cambiario.
Así el comportamiento que tengan estas variables será clave para determinar la próxima actualización en el importe de los combustibles, considerando que un escenario de mayor presión en el valor del dólar podría atenuar la baja del precio del crudo y desestimar la eventual reducción en los surtidores.
Lo mismo sucede con el costo tributario, ya que los impuestos representan más del 40% del precio final que paga el consumidor en el surtidor, por lo que cada incremento autorizado por el Gobierno nacional en este aspecto se traslada al costo total.
En el caso de la aceleración de la inflación evidenciada en marzo no afecta a los valores de la nafta y el gasoil, lo que Marín aclaró afirmando que “los precios no están atados a la inflación”, por lo que no existe un impacto directo.
El último aumento aplicado por YPF fue del 1,7% promedio a nivel nacional en el comienzo de abril, apenas por debajo del 1,9% de marzo, vinculados principalmente a la suba en el Impuesto a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, y a los ajustes en los costos internos.
Actualmente, el precio del litro de nafta en Argentina ronda US$1,1, lo que coloca al país como el tercero más caro de Sudamérica, solo por detrás de Uruguay (US$1,8) y Chile (US$1,2), según datos internacionales.
El gobierno de Javier Milei definirá un nuevo esquema de subsidios para las tarifas de electricidad y gas natural para antes de fin de año, luego de haber cerrado el nuevo acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI).
La idea de reducir los subsidios, principalmente para la clase media, es acelerar el recorte del gasto público y avanzar en la desregulación del sistema energético.
La intención es reemplazar la actual segmentación por ingresos en tres niveles por una única asistencia, que sea destinada exclusivamente a hogares vulnerables.
El nuevo sistema excluirá alrededor de 3 millones de usuarios de clase media en la tarifa de luz. Estos mismos son los que empezarán a pagar más cara el precio de la luz.
El proceso de modificación del régimen será gradual. La Secretaría de Energía, a cargo de María Carmen Tettamanti, aplicó una reducción progresiva en los descuentos que reciben los usuarios residenciales sobre el precio de la energía en sus facturas.
Según el esquema vigente, los usuarios están agrupados en tres niveles: Nivel (ingresos altos), Nivel 2 (ingresos bajos) y Nivel 3 (ingresos medios).
Hasta diciembre había 9,5 millones de usuarios de electricidad con tarifa subsidiada (6,3 millones en el Nivel 2 y 3,2 millones en el Nivel 3), sobre un total de 16,2 millones. En el caso del gas, 5,3 millones de los 9,5 millones de usuarios residenciales recibían subvenciones (3,1 millones en el Nivel 2 y 2,2 millones en el Nivel 3), según datos del Registro de Acceso a los Subsisidios a la Energía (RASE).
Tettamanti estará a cargo del nuevo esquema. Según proyecciones del FMI, el gasto en subsidios energéticos pasará del 1,1% del PBI (en 2024) al 0,5% (en el 2025).
Desde la asunción de la administración libertaria, en diciembre del 2023, las tarifas de electricidad aumentaron un 264% y un 622% las de gas, según datos del Observatorio de Tarifas y Subsidios de la UBA-Conicet.
Otra de las metas impuestas en el acuerdo con el FMI es avanzar en la reforma del mercado mayorista de electricidad para noviembre de este año, con el objetivo de mejorar la competencia y aliviar la presión sobre la cadena de pagos del sector energético.
En ese sentido, La Secretaría de Energía dictó la Resolución 21/2025, que habilita a las empresas energéticas a celebrar contratos sin la intermediación de la compañía CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), con la intención de recuperar un esquema de libre contratación.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó este viernes en Nueva York el plan de inversiones de la petrolera para el período 2025-2029 en el marco del Investor Day celebrado en Wall Street ante accionistas, tal como cubrió este medio directamente desde la capital financiera norteamericana. En diálogo con EconoJournal, el ejecutivo de la petrolera bajo control estatal, aseguró: “Vaca Muerta para YPF significa progreso, eficiencia, orgullo de contribuir al país, trabajar en forma colaborativa con la industria, desarrollo, ejecutivo».
En una entrevista con la enviada especial Laura Hevia, Marín también se refirió al entorno complejo que derivó en la caída registrada en todas las bolsas del mundo por la aplicación de aranceles por parte del presidente de EE.UU., Donald Trump, que a su vez provocó una fluctuación en el precio del crudo, y sostuvo que «YPF hoy es una compañía resiliente a un barril a US$ 45. Es una empresa hiper rentable”. En esa misma línea, planteó: “Yo no me vuelvo loco con el precio de la acción hoy. Las crisis son grandes oportunidades».
El ejecutivo de YPF se mostró optimista frente a los vaivenes del escenario internacional y reflexionó: En las crisis lo que no hay que tomar decisiones apresuradas. YPF tiene más de 10.000 pozos para perforar en Vaca Muerta. La inversión es gigante, nos tenemos que concentrar en lo más rentable”.
“YPF no va a internacionalizarse porque tiene mucha inversión para ser Argentina y debe ser el motor para el crecimiento para lograr el objetivo de exportar 30.000 millones a partir de 2031”, sostuvo.
Marín expresó su sensación de orgullo al exhibir el programa de la compañía ante los inversores en Estados Unidos. “Al mostrar todos los números la gente puede ver realmente la fortaleza del programa de YPF en el largo plazo. Estoy contento de poder hacer esto. Ahora viene la parte linda para la compañía que es ejecutar todo este plan. Todos estos números los tenemos sustentados en resultados de un año. Ya sabemos cómo tenemos que incrementar la producción, las ganancias. Estamos orgullosos de los empleados de YPF que nos están ayudando a hacer este cambio”, aseguró.
Rentabilidad
Con el objetivo de mostrar la compañía y atraer inversiones, el CEO de YPF detalló que la meta es que la compañía sea rentable a nivel internacional “para que desde 2030 en adelante sigue siendo la insignia más grande de la Argentina. Va a tener 2,5 veces más de EBITDA de lo que tiene hoy. Es un crecimiento extraordinario. Es una compañía que va a facturar 30.000 millones de dólares o más”.
Por último, expresó: “Yo no sé si va a haber un conglomerado en la Argentina que sea más grande que YPF hablando internacionalmente, inclusive. YPF es la argentinidad al palo. La adrenalina que se tiene en YPF no se puede lograr en otro lado nunca. Te lo hace sentir la gente”.
La próxima semana se llevará a cabo uno de los eventos más esperados del sector energético regional: el webinar gratuito «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp.
El encuentro virtual tendrá lugar el martes 23 de abril y reunirá a referentes de empresas líderes, especialistas y actores clave del ecosistema energético, con el objetivo de analizar el presente y futuro del almacenamiento con baterías en América Latina.
Durante la jornada, se abordarán temas centrales como los modelos de negocio más rentables, las tecnologías emergentes, los marcos regulatorios y las oportunidades para desarrollar proyectos en diferentes mercados de la región.
El evento comenzará a las 8:00 h (México), 9:00 h (Colombia y Panamá) y 11:00 h (Argentina, Chile y Uruguay). La inscripción continúa abierta y la participación es completamente gratuita.
Panel 1 – 9:00 h (Colombia): «El futuro del almacenamiento en Latinoamérica: claves para la expansión»
Este panel analizará cómo desarrolladores, generadores y fabricantes están capitalizando el crecimiento del almacenamiento con baterías en la región. También se debatirá sobre los mercados más prometedores, el rol de la innovación tecnológica y el impacto de estas soluciones en la estabilidad del sistema eléctrico.
Entre las empresas confirmadas para este bloque se encuentran Sungrow, Solis, Pylontech y Quartux.
Panel 2 – 9:45 h (Colombia): «Las múltiples ventajas del almacenamiento con baterías y los modelos de negocios para apalancarlos»
El segundo panel se enfocará en los beneficios que el almacenamiento energético puede aportar tanto al sistema como al mercado, abordando estrategias de monetización, mecanismos de financiamiento y políticas públicas. El caso de Chile será uno de los ejes centrales del debate.
Participarán empresas como Amara NZero, APsystems y Growatt.
“Storage: Oportunidades en Latinoamérica” se perfila como una cita ineludible para quienes buscan entender la evolución del almacenamiento con baterías en la región, conocer experiencias reales y anticipar las tendencias que marcarán el futuro del sector.
Panamá avanza con un calendario ordenado de licitaciones de largo y corto plazo que abre nuevas oportunidades para tecnologías renovables, con foco inmediato en centrales hidroeléctricas y eólicas, y el compromiso de ampliar la competencia a proyectos solares. Según confirmaron desde la Secretaría Nacional de Energía, durante la reunión aclaratoria del proceso eólico y solar —prevista posiblemente para fines de mayo— se lanzará oficialmente el pliego correspondiente a esta convocatoria.
“Nosotros vamos a estar anunciando nuestro calendario de licitaciones en la próxima licitación 0125, en la reunión aclaratoria vamos a estar definiendo cuál va a ser ese listado de licitaciones que pronto van a venir”, señaló Liliana Morales Córdoba, directora de Promoción y Relacionamiento de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá.
En el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean, Morales Córdoba detalló que Panamá tenía en agenda el lanzamiento de sus dos primeros procesos de licitación: uno de corto plazo, efectuado en octubre de 2024, y otro de largo plazo, programado para marzo de 2025. Ambos están a cargo de ETESA, la empresa de transmisión estatal, aunque la planificación -indicó- es coordinada entre múltiples actores como la Secretaría de Energía, el Centro Nacional de Despacho, la ASEP y la propia ETESA.
“Ese trabajo armonioso de planificación técnica ha hecho de que las licitaciones de corto plazo, todo lo que son los anuncios y los términos, vayan a ser en 60 días, y las de largo plazo vayan a ser en 120 días, permitiendo que las personas o los oferentes puedan prepararse”, destacó la funcionaria.
La próxima licitación prevé contratos de suministro de hasta 15 años, lo cual, según la estrategia de la Secretaría, busca consolidar la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas. Sin embargo, la ausencia de tecnología solar en esta convocatoria ha generado interrogantes en el sector, ante lo cual Morales Córdoba aclaró que una nueva licitación específica para esta fuente se encuentra en etapa de planificación.
“Queremos que las hidro y las eólicas puedan entrar en un suministro en 2029 pero (…) por supuesto en esa planificación hemos visto que vamos a hacer prontamente una licitación exclusivamente para solares para que ellos puedan competir”, aseguró. Y explicó que la energía solar ha tenido un desarrollo autónomo en el país gracias a su bajo costo de instalación, sin depender directamente de licitaciones con las distribuidoras, pero un nuevo proceso apuntaría a lograr una mayor competitividad.
“Lo que estamos buscando es garantizar el precio en beneficio al usuario final”, sostuvo.
Tal es así que para la licitación donde se priorizará la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, la Secretaría de Energía propuso un precio máximo de $97.50 por MWh para evitar sobrecostos y garantizar estabilidad en las tarifas.
En paralelo al avance en licitaciones, el país impulsa una reforma integral del marco legal y regulatorio del subsector eléctrico, particularmente de la Ley 6 de Electricidad, que data de 1997. “Así como se van moviendo las tecnologías, el marco regulatorio tiene que ojalá ir a la misma velocidad”, expresó la directora.
El Gobierno panameño también prioriza la agenda de acceso universal, con foco en una población rural que aún se encuentra entre un 5% y 10% sin servicio eléctrico, lo cual representa una deuda estructural que Morales Córdoba calificó como crítica. “El acceso universal es un derecho humano. Detrás de este sector técnico está el usuario que requiere el servicio”, enfatiza.
A ocho meses de iniciada esta administración, la Secretaría Nacional de Energía reafirma su apertura al diálogo técnico y comercial con inversores. “Queremos evitar la desinformación en estos temas de planificación”, subrayó Morales Córdoba, al referirse a los canales abiertos de comunicación con actores del sector para responder consultas.
“Panamá se encuentra en un momento de cambio a nivel energético. Retomamos las estrategias y políticas, con experiencia acumulada y condiciones que facilitan la inversión”, concluyó Morales Córdoba.
El Senadode Chile dio cuenta del informe de su Comisión de Minería y Energía e hizo presente la urgencia de discusión inmediata del proyecto de ley que amplía la cobertura del subsidio eléctrico para los hogares más vulnerables del país.
La iniciativa que despachada de la Diputados hacia la Cámara Alta del Congreso Nacional no contempla el Cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifa) por el cual se proponía que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien parte de los subsidios a las cuentas eléctricas.
Cargo que fue muy criticado por parte del sector renovable de Chile debido al perjuicio hacia los PMGD por la reducción de sus ingresos y que incluso fue marcado como un “grave” problema regulatorio y constitucional, de modo que representaba una reforma tributaria encubierta que no aportaba al desarrollo de las renovables.
De acuerdo a recientes estimaciones, de continuar el cargo FET, el ingreso de los Pequeños Medios de Generación Distribuida se vería afectado en alrededor del 27%, más allá de la incertidumbre y el freno ya puesto a las inversiones a partir de la propuesta del Ministerio de Energía.
Y si bien en esta instancia no se considera el Cargo FET para los PMGD, el proyecto de ley que continúa en el Senado todavía mantiene los puntos vinculados al componente fiscal (IVA), una sobretasa al impuesto a las emisiones de CO2 (equivalente a USD 5 por tonelada emitida) y la creación de la bolsa PyME.
Este último punto plantea que las pequeñas y medianas empresas accedan a un descuento en las cuentas de electricidad, mediante aportes de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona.
Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Aunque el volumen de energía anual consumido no podrá ser superior a 500.000.000 kWh.
Además, de acuerdo al artículo transitorio, el Precio Preferente Pyme aplicará hasta un consumo mensual individual de 7.500 kWh; en tanto que los retiros de energía efectuados por los PMGD se encontrarán exentos del pago de servicios complementarios, pagos laterales u otros costos sistémicos asignados a los suministradores a prorrata de los retiros del sistema.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, la Cámara Alta del Congreso realizará la votación en general durante la próxima semana y, en caso de aprobarse, se abrirá un período de indicaciones y volverá a la Comisión de Minería y Energía.
“A partir de allí, tanto senadores como el Poder Ejecutivo pueden presentarlas, donde el gobierno podría reponer, por ejemplo, el Cargo FET para los PMGD”, indicaron fuentes del sector.
Por lo que, aunque la propuesta del Cargo FET fue rechazada en la Cámara de Diputados, se prevé que el Ministerio de Energía reingrese la iniciativa que podría prolongarse hasta 2027 y, en caso de extensión, hasta 2028 con un eventual cargo de compensación.
“En ese período de indicaciones se verá si se reponen cosas o cambios a los pilares. Por tanto, todavía queda mucho por saber”, agregaron en diálogo con este portal de noticias.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana avanza en la publicación de una nueva versión de su Plan Energético Nacional, un documento estratégico que marcará el rumbo del sector durante 2025 y 2038. La iniciativa responde al mandato legal de la Ley 125-01, que exige una planificación integral del sistema eléctrico nacional.
Según explicó el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, el documento “plantea un reto mayor, que es cómo podemos seguir integrando más renovables a través del sistema de almacenamiento, tener mayor disponibilidad de energía solar en horas de la noche y tener también una agresividad en el plan de integración de energía térmica, básicamente a partir de energía de base a gas natural”.
Durante una entrevista realizada en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Veras detalló que el nuevo plan incluye dos escenarios de crecimiento. Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicase el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.
Como parte del proceso de elaboración, la CNE está cumpliendo con el requisito establecido en la Ley 107-13, que obliga a realizar una consulta pública antes de pasar a la fase de ejecución. “El plan fue publicado en diciembre del 2024. Entre enero y febrero hicimos una primera fase de socialización. Algunas asociaciones como ADIE, ASOFER y las academias nos pidieron un espacio de acción y entendimiento”, explica Veras.
Actualmente, el organismo está recopilando observaciones para consolidar una propuesta final que será elevada al directorio de la Comisión. “Hoy día nos aprestamos a hacer un cúmulo o un filtro de esas observaciones, mirando la duplicidad, etcétera, y presentar ante el directorio de la CNE en el mes de abril una propuesta final con todas las observaciones recogidas”, aclaró la autoridad, anticipando que la presentación oficial al público está prevista para mayo de 2025.
Aquel no sería la única tarea que impulsó la CNE en el último año. La planificación energética también avanza sobre el terreno del almacenamiento energético. En tal sentido, uno de los ejes centrales ha sido la actualización de los requisitos para sistemas de almacenamiento con baterías, en línea con la necesidad de garantizar estabilidad en la red ante el avance de la energía solar.
De acuerdo con Veras, el concepto de batería a gran escala “es un desarrollo de hace pocos años y comercialmente son posibles de cinco años para acá”. Esto explica las resistencias iniciales que provocó la resolución de 2022, posteriormente aprobada en 2023 y reformulada en el 2024.
“El concepto batería generaba ruido financiero en los proponentes de los proyectos”, reconoció el directivo, aunque confirmó durante FES Caribe que “unos 18 proyectos ya concesionados cuentan con sistema de almacenamiento”.
El proceso de modificación impulsado en coordinación con la Superintendencia de Electricidad fue claro: “No es posible más generación de energía solar en hora de sol; ya tenemos la cantidad suficiente para que el sistema entre tal vez en un esquema de inestabilidad si se restringe más la energía base”.
En consecuencia, la nueva normativa aumentó los requisitos de un 30% a un 50% de capacidad de almacenamiento y redujo la exención de potencia de 50MW a 20 MW. Esta segunda fase de regulación ya está mostrando resultados concretos. Veras señaló que “ya hay unas 20 propuestas adicionales que corren para concesión definitiva”, estos representarían alrededor de 1,860 MW en capacidad de generación y en el orden de 542 M160 MWh de almacenamiento.
La Planificación de la Expansión de la Generación 2025–2038, contenida en los borradores técnicos del plan, ya sugiere que la incorporación óptima de renovables requerirá entre 160 y 210 MW adicionales al año. Sin un adecuado respaldo de almacenamiento, ese volumen podría poner en riesgo la estabilidad de la red. Por eso, desde la CNE se insiste en que el almacenamiento “es la única herramienta que en el corto plazo nos va a permitir integrar más energía renovable en República Dominicana”.
Sungrow propone una revisión meticulosa del diseño de los proyectos de almacenamiento energético BESS, orientada a minimizar impactos financieros y maximizar la eficiencia operativa. Así lo explicó Francisco Alcalde, Key Account Manager Mexico de la empresa, durante su participación en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).
En el marco del avance de las tecnologías energéticas, Alcalde destacó la responsabilidad que tienen los fabricantes de adaptar las soluciones a las necesidades de cada región pero también de contribuir con la elaboración de las reglas que regirán en los mercados para tecnologías emergentes.
“Es nuestra responsabilidad también acercarnos a esas autoridades para que conozcan ellos qué se está promoviendo, cuál es la tendencia, cuál es el track récord que se tiene”, manifestó. En este sentido, planteó que los países que aún no están avanzados en implementación pueden aprender de las experiencias pioneras.
Ahora bien, el ejecutivo subrayó que cada mercado tiene su propia complejidad. Por ello, aclaró que antes de diseñar un BESS, resulta imprescindible comprender el entorno en el cual se enmarcará cada proyecto: “Hay que entender perfectamente cuál es la necesidad básica que tiene un país, una región, un nodo, una estación, las redes de transmisión”. A partir de allí, fabricantes como Sungrow despliegan su oferta en atención a las demandas del mercado.
Entre las principales consultas que reciben en Sungrow para proyectos con almacenamiento, el precio por kWh es el punto de partida habitual. Pero Alcalde aclaró que el análisis no puede reducirse a un número. “Cada variable que tú le vayas a mover: distancias, temperaturas, factores… todo lo que tiene que englobar un sistema de almacenamiento tiene un impacto”, sostuvo, y advirtió que este impacto se da a nivel técnico y financiero.
Una segunda pregunta recurrente que mencionó el referente empresario en FES Caribe es la velocidad de respuesta del sistema. El ejecutivo remarcó la importancia de conocer el comportamiento de las celdas y los tipos de comprobaciones requeridas dentro de la red. También se consulta frecuentemente si es posible implementar funciones como peak shaving, regulación de frecuencia o la integración con sistemas SCADA fotovoltaicos.
“¿Cómo hago esa comunicación con el EMS?”, es otra de las preguntas frecuentes que reciben. En este punto, Alcalde alertó sobre los riesgos de diseñar un equipo y luego cambiar su propósito. “Empiezas a tener curvas diferentes y tenemos que empezar a permear esa información a todos los niveles para que sepan bien cómo es cada uno de estos proyectos”, indicó.
En cuanto a la viabilidad comercial de los sistemas, recalcó que todo termina impactando en el costo: “Cada uno de los factores que movamos, te va a pegar al precio final y, a final de cuentas, el cliente final es el que sufre de eso”.
Consultado sobre cuándo se materializará el auge del almacenamiento en la región, Francisco Alcalde aseguró que el boom ya está en marcha. Aunque aún no se vea reflejado masivamente en implementaciones, ya hay pedidos específicos y negociaciones avanzadas: “Tal vez lo que no vemos es que ya estén arrancando, pero ya se están negociando, ya se están viendo adaptabilidades a ciertos códigos de red”.
En cuanto al enfoque tecnológico, Sungrow avanza hacia soluciones eficientes. “Nosotros en Sungrow tenemos una batería de 5 MW/5 MWh, que es el Power Titan 2.0 que alberga los PCS dentro del container”, detalló.
JA Solar avanza con paso firme en Argentina. En casi dos años desde su arribo al país, la compañía pasó de suministrar 8 MW a manejar proyectos por 400 MW de capacidad, a partir de operaciones verticalmente integradas y múltiples oportunidades para el mercado fotovoltaico.
“Estamos ganando mucho market share en Argentina, estamos creciendo bastante”, sostuvo Marcos Donzino, Sales Manager de JA Solar durante una entrevista exclusiva en el marco del Future Energy Summit (FES) Argentina, donde también anticipó los ejes que dinamizarán la expansión.
“El mercado seguirá en auge. Muchos proyectos que quedaron rezagados están liberando capacidad de las redes de transmisión, aparecieron parques que sí se concretarán, y mejora la condición macroeconómica y de importación de insumos”, añadió.
Desde JA Solar reconocen que el financiamiento es un aspecto decisivo para viabilizar los proyectos. por lo que si mejoran las tasas, los proyectos pasarán a tener mayor viabilidad: “Argentina está muy bien parada para ello, a diferencia de otros países de LATAM donde se rezaga el boom que tuvieron”.
Uno de los pilares de la estrategia en el país es la apuesta decidida por la tecnología TOPCon bifacial N-Type, con módulos disponibles en potencias de 585 W, 610 W y 640 W, con los que la firma china proyecta mantener este foco tecnológico durante los próximos tres o cuatro años.
“JA Solar saca al mercado productos que tengan un buen track récord. Y la gran mayoría de los parques en el país, cerca de 70%, tienen o tendrán tecnología TOPCon en sus paneles solares”, señaló Donzino.
“Con ello se trata de reducir el riesgo, por lo que primero probamos mucho la tecnología y luego lo sacamos al mercado. Por lo tanto, durante los próximos años aumentaremos la eficiencia de la tecnología TOPCon bifacial, sacando módulos cada vez con mejor calidad, mejor resistencia y más probados”, subrayó.
La visión integral de JA Solar también se expresa en la estructura regional: el equipo en Latinoamérica está conformado por entre 40 y 50 personas, abarcando áreas técnicas, logísticas, comerciales y de marketing. “Logramos que el equipo que atienda al cliente lo tenga muy cerca, sepa cómo tratarlo y entienda las posibilidades y complicaciones que pueda tener”, sostiene Donzino.
Este conocimiento de mercado les permite intervenir activamente en el diseño de proyectos, incluyendo layout, simulaciones, análisis comerciales y negociaciones contractuales. “Incluso hacemos recomendaciones sobre qué incluir en un contrato para que el cliente esté seguro y reduzca el riesgo”, enfatiza.
En lo que respecta al acompañamiento comercial, JA Solar despliega un enfoque diferenciado que también incluye apoyo en distribución, difusión y operaciones de marketing. “Asistimos a los clientes en todo lo que los distribuidores necesitan para poder vender”, resume Donzino.
Alianzas y proyección
Para profundizar su posicionamiento, JA Solar anunció este año una alianza estratégica con EcoSol, con el objetivo de fortalecer su presencia en el mercado local, ampliar la disponibilidad de productos fotovoltaicos en el mercado argentino, garantizar stock local constante y entregas rápidas.
La iniciativa también incluye capacitaciones específicas para instaladores, soporte técnico continuo y suministro eficiente de módulos avanzados, apostando por la formación técnica de los clientes y distribuidores.
Esta propuesta busca adaptarse a las necesidades del mercado argentino, que, según Donzino, tiene un potencial de crecimiento sostenido en todos los segmentos: residencial, comercial, industrial y utility scale. Por lo que con una visión optimista, la compañía se prepara para una etapa de expansión sostenida en Argentina.
Superior y Calfrac, dos empresas de servicios especiales de la industria petrolera, tal como se conoce en la jerga a las prestadoras de servicios de mayor complejidad tecnológica, dejaron entrever esta semana que cerrarían sus bases de operación en Chubut. Se sumarían así a una lista de compañías de renombre dentro del negocio hidrocarburífero como Halliburton y Weatherford, entre otras, que en los últimos seis meses levantaron su operación en la cuenca del Golfo San Jorge, que se extiende desde el norte de Santa Cruz hasta las adyacencias de Comodoro Rivadavia.
La salida de YPF —que ya se desprendió de cuatro bloques en Chubut y la semana pasada anunció que tiene todo encaminado para revertir sus concesiones petroleras en Santa Cruz a Fomicruz, la empresa provincial— y la reestructuración de la estrategia de otras grandes petroleras —como Tecpetrol, que está cerca de trasferir el área El Tordillo— pone a la cuenca frente a la necesidad de reconvertirse para forjar un futuro que desde hace más de 100 años está en gran medida vinculado al desarrollo de los hidrocarburos.
Manantiales Berh, el único yacimiento maduro que sigue operando YPF en Chubut.
Un objetivo prioritario, en esa clave, es intentar defender la continuidad del entorno de empresas de servicios que son las que concentran tecnología, herramientas y know howpara poder explotar los campos maduros del Golfo San Jorge. Comodoro Rivadavia edificó a lo largo de décadas un diverso ecosistema con decenas de proveedores —tanto locales como internacionales— instalados fuera de la circunvalación de la ciudad. Ese entramada es un activo y un capital que la región no debería perder sin realizar al menos un control de daños para contener todo lo que se pueda el efecto de la diáspora.
Entorno productivo
“A veces se cree que el desarrollo de una cuenca petrolera depende únicamente de las operadoras y eso es parcialmente cierto porque, en realidad, depende también de la calidad y de las prestaciones tecnológicas que ofrezcan las empresas de servicios presentes en el lugar”, indicó a EconoJournal un alto ejecutivo de una petrolera que sigue con preocupación la salida de empresas de servicios de Chubut y Santa Cruz.
Si la apuesta es que compañías de menor tamaño —como Pecom, Capsa, Crown Point, Roch, Patagonia Energy, Clear e Ingeniería Alpa, entre otras— tomen en los próximos años el lugar que están dejando las grandes petroleras que históricamente desarrollaron la cuenca, una condición necesaria para que eso ocurra es que exista un entorno de proveedores competitivos que puedan aportar equipos de torre y garantizar la oferta de servicios especiales para que los costos de perforación de pozos se mantengan dentro de los parámetros de mercado.
Incluso si en el futuro el Golfo San Jorge aspira a deriskear la producción no convencional de hidrocarburos en la cuenca —como se ilusionan en la gobernación que encabeza Ignacio ‘Nacho’ Torres, que podría hacer un anuncio en esa dirección en las próximas horas—, la presencia de compañías que puedan completar y fracturar hidráulicamente formaciones de roca generadoras es un requisito básico. Sin ese ecosistema competitivo de servicios, los costos de explotación se dispararán.
¿Concentración en pocas manos?
De ahí la preocupación que impera hoy en algunos referentes políticos de la región y en algunas empresas de servicios regionales. La inquietud extendida en varias fuentes relevadas por este medio es que la salida de las principales empresas internacionales de servicios habilite —como efecto no deseado— un proceso de concentración en nuevas empresas localesque con el guiño de la política se queden con contratos con las operadoras que hoy están en manos de proveedores que históricamente apostaron por el crecimiento de la cuenca.
De concretarse, un proceso de concentración de esas características en manos de pocos jugadores terminaría con la atomización y diversidad del entorno de servicios petroleros que siempre fue una fortaleza de Comodoro Rivadavia.
Menos de trabajo
En lo cuantitativo, la descomposición del complejo productivo del Golfo San Jorge se expresa en números que impactan: en Santa Cruz, la salida de YPF ya motivó la desvinculación de manera directa e indirecta de unos 3000 operarios. En total, sumando también a otras compañías, en la provincia se perdieron unos 4000 empleados en los últimos seis meses. En Chubut, la reducción del personal petrolero aún está en fases de definición, pero se estima que entre los que ya se perdieron y los que se perderán en los próximos dos o tres meses se discontinuarán más de 2000 puestos de trabajo.
Empresas de equipos de torre como DLS y San Antonio Internacional (SAI) están en plena negociación con empresas operadoras para instrumentar acuerdos de salida por unos 700 operarios. “La caída de la actividad en campos maduros es una realidad y hay que aceptarla. Lo importante hoy es realizar un control de daños para evitar que las empresas de servicios del Golfo migren en estampida hacia Vaca Muerta o directamente cierren sus operaciones y liquiden sus activos”, expresó el dueño de una compañía proveedora.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó en la sede de New York Stock Exchange (NYSE) el plan estratégico para los próximos 5 años, acompañado por los principales miembros del management de la compañía. “Vamos a hacer una YPF de 1 millón de barriles equivalentes para el 2030”, confirmó Marín ante los principales analistas e inversores que siguen con atención lo que ocurre en Vaca Muerta.
En el plan a 5 años se estima que la compañía alcanzaría una producción de 1 millón de barriles equivalentes día (BOE/día). Si se toma la producción con los socios, la compañía va a operar 2 millones de BOE día para 2030.
La inversión se ubicaría en torno a los 7.000 millones de dólares y el EBITDA alcanzaría los 11.000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo a 70 dólares. De todas maneras, el presidente de YPF aclaró que “la compañía es resiliente a precios bajos de crudo.
“Con un barril a 45 dólares vamos a poder desarrollar todo el plan y poner en valor Vaca Muerta”, afirmó.
El foco en la eficiencia y la mejora continua le permitirá a la compañía poder desarrollar Vaca Muerta a 5 dólares el barril, lo que ubica a YPF en forma muy competitiva en el mundo. “Vamos a ser una de las 10 mejores productoras de shale del mundo y la primera exportadora de la Argentina”, remarcó Marín.
Para este año, YPF prevé invertir 5.000 millones de dólares de los cuales el 65 % se destinarán al desarrollo de Vaca Muerta. El objetivo es alcanzar una producción de 190.000 barriles para fin de 2025.
“Es un crecimiento extraordinario el que vamos a lograr en dos años. Estamos muy orgullosos de lo que estamos haciendo en YPF”, señaló Marín.
El EBITDA se ubicaría en el orden de los 5.000 millones de dólares en función de la volatilidad del crudo en el mercado mundial. También, se redujo la necesidad de financiamiento de deuda para este año y la exposición al mercado internacional.
A partir de este plan estratégico, YPF tiene como objetivo ubicarse entre las 10 empresas más importantes del mundo en no convencional, líder en el sector de refinación y producción de combustibles, primera exportadora del país, y con una situación financiera sustentable que le permita generar valor para el país y sus accionistas, se indicó.
Naturgy Argentina celebra su destacado desempeño en el reciente ranking de Las 100 mejores empresas en Imagen, elaborado por SEL Consultores y publicado por la prestigiosa Revista Apertura en su edición 2025. La compañía se ubicó en el tercer puesto de la categoría Servicios públicos, consolidando su liderazgo y compromiso en el sector energético.
Este reconocimiento subraya la trayectoria y el esfuerzo continuo de Naturgy Argentina por brindar un servicio esencial y de excelencia a sus clientes en todo el país. La posición alcanzada refleja el profesionalismo de sus equipos, la constante inversión en infraestructura y tecnología, y el compromiso con la innovación y la sostenibilidad, en un contexto de rebranding para sus tres compañías: Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan que ahora son Naturgy Argentina.
“Este puesto en el ranking de Apertura nos impulsa a seguir trabajando con la misma pasión y compromiso para ofrecer un servicio de calidad que contribuya al bienestar de la sociedad y al desarrollo del país. Estamos en un proceso de transformación y unificación de procesos que mejoran a diario nuestro vínculo con los clientes”, aseguró Veronica Argañaraz y mi cargo.
El ranking de la Revista Apertura se ha convertido en un clásico en el ámbito empresarial argentino y su elaboración considera diversos factores como la confiabilidad, la ética ytransparencia en los negocios, la inversión en el país y la gestión sustentable de las empresas. La encuesta es respondida por empresarios, consultores y periodistas. La posición alcanzada por Naturgy Argentina en la categoría Servicios públicos es el resultado del trabajo de todos los equipos de la empresa que construyen a diario la reputación de la marca.
Naturgy Argentina agradece este importante reconocimiento y reafirma su compromiso de seguirtrabajando para ofrecer un servicio energético , eficiente y sostenible para todos los argentinos.
Acerca de Naturgy Argentina
Es una compañía multinacional líder en el sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.
NUEVA YORK (enviada especial).- El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó este viernes en Nueva York el plan de inversiones para el período 2025-2029 durante el ‘Investor Day‘ con el objetivo de consolidar su transformación en una compañía líder en la producción no convencional de hidrocarburos.
Marín junto al directorio de YPF llegaron esta mañana al Stock Exchange of New York que ya lucía en su fachada la imagen de Vaca Muerta junto a las banderas de YPF, Argentina, EE.UU. y la leyenda “Delivering the full potencial of Vaca Muerta”.
En una de las sala de exposiciones frente a 90 inversores y analistas financieros el presidente de la compañía inició la presentación destacando el trabajo del equipo de YPF para lograr una transformación que le permitió mejorar su eficiencia y competitividad: “Vamos a ser una petrolera puramente shale con el foco puesto en la eficiencia. La persona que invierte dinero necesita ganar dinero y la industria está trabajando en eso, con el foco puesto en 2030”, aseguró.
Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, en Wall Street.
Guerra comercial
En medio de un contexto que tiene a Wall Street en el blanco de las miradas tras la caída registrada en todas las bolsas del mundo por la aplicación de aranceles por parte del presidente de EE.UU., Donald Trump, Marín intentó minimizar los impactos de la actual crisis financiera que también tuvo coletazos en el Brent: “Cuando tenés más de 60 años, vivís la incertidumbre varias veces en la vida”, relativizó. En este sentido, afirmó que Vaca Muerta es competitiva con un barril de 45 dólares.
Aseguró a los inversores que que la Argentina es competitiva al igual que las formaciones de shale de EE.UU. gracias a sus mismas características geológicas y afirmó que YPF podrá generar 10.000 millones de dólares en exportaciones para 2030, pero que para eso la compañía transformará su negocio para convertirse en una empresa “100% shale”.
YPF anunció que para 2030 proyectan producir 820.000 barriles de petróleo diarios y 174 milllones de metros cúbicos día, alcanzando así los 2,085 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (kboe/d).
Marín detalló que YPF produjo el año pasado 257.000 barriles diarios de petróleo de los cuales 48% es producción shale. En el caso del gas la producción fue de 37,4 millones de metros cúbicos diarios, siendo el 55% shale. La compañía es el mayor operador de Vaca Muerta al concentrar el 55% de la producción de petróleo y el 23% de la de gas.
Fuerte volatilidad
En el contexto de la fuerte volatilidad del precio del crudo generada por la guerra arancelaria que inició EE.UU., el ejecutivo insistió con que “pusimos a esta compañía en una situación que podemos desarrollar Vaca Muerta en un precio de 45 dólares por barril. YPF será una empresa que estará entre las 10 mejores de no convencional en 2030 de todo el mundo”, sostuvo.
“Se que todos ustedes están preocupados hoy con la crisis mundial, con lo que podría pasar con YPF, pero les digo que con todo el trabajo que hicimos en YPF pusimos a este hermoso país en un momento en el que podemos desarrollar toda Vaca Muerta”, insistió.
El titular de YPF también puso el foco en cómo fueron bajando los costos de producción en los últimos años. De hecho, detalló que entre 2016 y 2024 los costos de desarrollo de un pozo de petróleo retrocedieron 41% y el costo asociado con la extracción desde el subsuelo a la superficie (lifting cost) un 60%.
Además, resaltó que el precio de la acción de la compañía se triplicó a lo largo de 2024, en un contexto en el que también la inflación argentina se redujo del 25,5% al 2,4% mensual, mientras que el riesgo país descendió del los 2.500 puntos a los 980. En la misma clave, aseguró que el EBITDA ajustado de la petrolera, estimado en 2024 en los 4.700 millones de dólares, podría alcanzar entre 5.200 y 5.500 millones de dólares para este año, tomando como precio de referencia un barril a 70 dólares. Este viernes cotizaba sobre los 63 dólares.
La apuesta por el GNL
Luego, el CEO de YPF hizo un resumen del ‘Plan 4×4’ que lanzó la compañía a principios del año pasado que está cimentado sobre la focalización en Vaca Muerta, el segmento más rentable del negocio petrolero, y la salida de campos convencionales. “Esto permitirá que muchas empresas pequeñas tengan un lugar, allí donde YPF ya no puede poner el foco, los campos maduros”, aseguró.
Además de incrementar la eficiencia en el upstream y el downstream, el plan de la compañía también contempla desarrollar la exportación de gas natural licuado a través del proyecto Argentina LNG 1, 2 y 3.
Marín brindó detalles acerca del Argentina LNG 3, el proyecto que contempla producir 12 millones de toneladas anuales (MTPA) para 2028/29, y anunció que la semana que viene dará a conocer el nombre de una super major que se asociará con YPF para llevar adelante la iniciativa. Asimismo, señaló que esta etapa también buscará tener entre sus participantes a las petroleras argentinas.
“El día que esté la planta de GNL será mi último día de trabajo. No voy a tener vacaciones hasta ese día. Este es el mundo por el que trabajo 24/7 y no hay otra cosa en la que piense. Hasta cuando me baño pienso en YPF”, graficó. “Poner el foco en eficiencia es difícil para ser mejores que EE.UU., pero tenemos la roca. Tenemos la mejor roca para el LNG, por eso somos competitivos”.
Al final de su presentación, Marín se emocionó al momento de agradecerle al presidente Javier Milei por la oportunidad que le brindó al permitirle conducir la petrolera de bandera: “Gracias por pedirme que solamente genere valor para la compañía. Le quiero agradecer personalmente porque eso no suele ocurrir. Es la tercera vez que me llaman de YPF y siempre me había bajado la política. Eso se lo quiero agradecer personalmente porque es muy difícil que te dejen trabajar libremente en esta querida y amable compañía”, concluyó.
YPF comenzó las primeras obras en Punta Colorada para desarrollar la futura playa de tanques de almacenamiento de petróleo del Proyecto Vaca Muerta Oil Sur. La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro supervisa los trabajos iniciales para garantizar el cumplimiento ambiental. En el marco del inicio de estas actividades, un equipo técnico de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de la Provincia de Río Negro realizó una recorrida por el predio. Durante la visita, se relevaron las instalaciones y las tareas que se están ejecutando, auditando el cumplimiento de las normativas ambientales y los permisos correspondientes. […]
Existe un régimen que garantiza a todos los inversores (nacionales o extranjeros) igualdad de trato tributario, con beneficios fiscales a largo plazo. Ahora, Mendoza también busca crear un marco tributario adecuado para toda inversión. Desde varios años y aunque no parezca, Argentina cuenta con un régimen nacional de promoción de inversiones mineras (Ley Nº 24.196 de 1993 y sus modificatorias, conocido como Régimen de Inversiones Mineras, al que adhirió la provincia de Mendoza. El Régimen tiene ciertas deficiencias legislativas, eso es innegable, pero al mismo tiempo es sumamente atractivo, sobre todo para la época en que se dictó (B.O. del […]
El ex ministro de Energía del gobierno de Mauricio Macri obtuvo cuatro campos convencionales en la provincia de Neuquén y se posiciona como nuevo actor en el sector energético argentino. Bentia Energy, la petrolera recientemente fundada por Javier Iguacel, exministro de Energía del gobierno de Mauricio Macri, firmó su primer contrato significativo en el sector energético argentino. La compañía, presentada en sociedad el lunes, selló su entrada a Vaca Muerta con la adquisición del Clúster Neuquén Norte de YPF. Este acuerdo, que Bentia Energy describe como un hito en su trayectoria, le permitirá a la joven empresa hacerse con áreas […]
David Mottura, periodista especializado en energía, analizó en Radio Vanguardia el presente del sector petrolero y las expectativas que despierta en Santa Cruz el posible traslado de trabajadores hacia Neuquén. En diálogo con el programa “Mucho por Hacer” que conduce Carlos Simos por Radio Vanguardia, el periodista neuquino David Mottura, referente en el sector energético, brindó un panorama detallado del estado actual de la industria del petróleo y el gas en la Patagonia. Durante la charla con Marcelo del Valle Romero, columnista del programa, Mottura se refirió especialmente al interés de muchos trabajadores santacruceños por migrar a Añelo, en busca […]
La demanda de litio, cobre, níquel, cobalto y tierras raras, entre otros, representa una oportunidad para el país. Electromovilidad, energías renovables, inteligencia artificial, centros de datos, smartphones, satélites, drones -y también armamento-: las industrias estratégicas del siglo XXI requieren cantidades sin precedentes de litio, cobre, níquel, cobalto y tierras raras, entre otros “minerales críticos”. Para estos minerales, las proyecciones de demanda industrial contrastan con la evolución esperada de la oferta a mediano y largo plazo: según la Agencia Internacional de Energía, para 2035 la producción proyectada de litio y cobre solo cubrirá el 50% y el 70% de la demanda, […]
Cinco bloques productores de cada segmento concentran más del 65% de la actividad no convencional, de acuerdo a los datos de febrero último. Si bien Neuquén tiene 51 concesiones de explotación no convencional con objetivo Vaca Muerta, el fuerte de la actividad está concentrado en un puñados de bloques productores que sorprenden mes a mes con su actividad. Pese al contexto global de incertidumbre, debido a que cayó el precio del crudo, la foto actual muestra cuáles son los bloques más destacados que contribuyen al motor económico del shale argentino. Un informe de la consultora Economía y Energía (E&E), que […]
La expectativa de Javier Milei, expresada por la web Infobae, es que el lunes 14/04 el secretario del Tesoro de USA, Scott Bessent, llegue a Ciudad de Buenos Aires con un refuerzo de financiamiento para la Argentina a través de una línea de crédito especial. Quizás por el antecedente del mensaje del delegado personal de Donald Trump para Latinoamérica, Mauricio Claver-Carone, quien dijo que la asistencia estadounidense estaba supeditada a que la Argentina tomara distancia de China apareció el rumor. Horas atrás, el Gobierno chino reivindicó la asistencia financiera al Banco Central argentino en forma de swap como un ejemplo […]
En los últimos 10 años la producción de petróleo crudo a nivel nacional se expandió un 31 % de una forma totalmente despareja. Por un lado se observa un crecimiento extraordinario en la Cuenca Neuquina del 123,6 % impulsada por el desempeño notable de Vaca Muerta, pero a la vez una «caída generalizada y catastrófica» en resto de las cuencas argentinas que tiene sus efectos en varias provincias, de acuerdo al informe anual del Instituto Argentino de Energía (IAE). Es que en el resto de las cuencas productivas la película de la última década refleja que la Cuenca Austral registró […]
La reciente evolución de la política comercial mundial y en la producción de petróleo reducirán el crecimiento de la demanda mundial de crudo y combustibles hasta 2026, indicó el jueves la Administración de Información de Energía de Estados Unidos en su informe mensual de perspectivas energéticas a corto plazo. El brazo estadístico del Departamento de Energía recortó sus previsiones anuales de crecimiento de la demanda local de petróleo y en todo el mundo, tanto para este año y el próximo, y destacó la significativa incertidumbre en los mercados derivada de un crecimiento económico mundial posiblemente menor y de una mayor […]
La tecnología, conocida como PyroCo, utiliza altas temperaturas sin oxígeno para convertir las aguas residuales tratadas (biosólidos) en un producto rico en carbono llamado Biochar, que puede actuar como un catalizador para producir bio-aceite rico en fenol. La tecnología australiana desarrollada en la Universidad de RMIT podría permitir una producción más sostenible y más barata de bio-olos para reemplazar los productos a base de petróleo en aplicaciones electrónicas, de construcción y automotriz. La tecnología, conocida como Pyrocotm, utiliza altas temperaturas sin oxígeno para convertir las aguas residuales tratadas (biosólidas) en un producto rico en carbono llamado Biochar, que puede actuar […]
Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC) en el Complejo Industrial La Plata. La sala funciona las 24 horas los 365 días del año. Trabaja un equipo de once ingenieros, cuya responsabilidad es mantener las unidades en su punto óptimo de performance.
Con toda la información disponible, sumada a la utilización de elementos de Inteligencia Artificial (IA), los operadores de la sala puedan tomar – minuto a minuto- las mejores decisiones, midiendo con precisión cuándo se generan desvíos en algún eslabón de la cadena de la cadena de producción.
Revolucionamos la producción del Complejo Industrial La Plata con la nueva sala de Real Time Intelligence Center (RTIC) pic.twitter.com/xLLcne4Sps
El RITC constituye un pilar clave de la estrategia 4×4 de la compañía que tiene como objetivo, entre otros, aprovechar todo el potencial de las operaciones de YPF
Este centro permitirá a la petrolera optimizar los procesos de producción de combustibles, lubricantes y especialidades petroquímicas, optimizando costos y mejorando la productividad.
“El Real Time Intelligence Center es el primero de su tipo en el downstream en la Argentina. Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, ¿por qué no?, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para nuestro país”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Desde la sala RTIC, ubicada en el tercer piso del edificio de Administración del Complejo Industrial, se pueden observar en tiempo real las operaciones de todas las unidades con la finalidad de corregir desvíos para optimizar la producción y obtener mejores rendimientos por barril procesado.
El RTIC constituye un hito para el sector Downstream de YPF ya que permitirá lograr mayores niveles de eficiencia en la producción y llevar las operaciones a un nivel superior.
El intendente de General Alvear, Alejandro Molero, informó que mantuvo una reunión con el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, donde se abordó la conclusión de la obra del gas para el sur de la provincia de Mendoza. Esta obra, largamente prometida, es considerada fundamental para el desarrollo de General Alvear y San Rafael.
“Me reuní con el gobernador Alfredo Cornejo para plantearle una preocupación compartida por los habitantes del sur mendocino: enfrentaremos otro invierno sin la puesta en marcha del gasoducto del sur, una infraestructura necesaria que ha sido postergada”, expresó el intendente.
El gobernador manifestó su voluntad de que la Provincia aporte los fondos restantes para su finalización. “Este compromiso marca un paso fundamental hacia la solución de un problema histórico para General Alvear y todo el sur provincial”, destacó Molero.
En este contexto, queda claro que el compromiso gubernamental es un avance significativo para el desarrollo de la región.
La construcción del gasoducto que beneficiará a unos 28 mil usuarios de San Rafael y General Alvear fue anunciada en noviembre de 2020 y desde entonces exhibió avances significantes. Sin embargo, en diciembre de 2023 las labores fueron paralizadas, cuando se había ejecutado el 89,04% del proyecto, y desde entonces entró en un punto de incertidumbre.
En el marco del Plan de Gasoductos para el Desarrollo, el gobierno de la Provincia de Santa Fe presentó esta semana el inicio de obras de tres nuevos proyectos de infraestructura energética que consolidan una inversión histórica para el interior productivo. Este viernes se firmará la adjudicación del Gasoducto Ruta Provincial 14 – 17s (tramo que conecta Fuentes, Coronel Arnold, Muñoz, Arminda y Villa Mugueta). El martes se hizo lo propio con el Gasoducto Sudoeste Lechero (tramo que conecta San Guillermo y Arrufó) y el sábado con el correspondiente a la Ruta N°34 (el tramo que conecta Luis Palacios y Lucio V. López).
Además, semanas atrás, el gobernador Maximiliano Pullaro y el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, firmaron los comienzos de las obras en el Gasoducto de la Ruta Provincial 20 para Tortugas, Montes de Oca, Bouquet, María Susana, Piamonte, Landeta, Schiffner, Las Petacas, Castelar y Crispi, y el correspondiente a la ruta provincial N°93 y N°33, Troncal TGN (Arteaga) – Berabevú. Las obras permitirán llevar gas natural a más localidades, mejorar la competitividad industrial y reducir los costos energéticos en vastas regiones del territorio santafesino. “Estamos trabajando fuertemente en equiparar las condiciones de producción. Para que Santa Fe se siga potenciando como el motor del cambio del país, la infraestructura a gran escala es clave”, sostuvo Puccini.
Las cinco obras se integran a un proyecto más amplio de 610 kilómetros distribuidos en 6 gasoductos -5 ejecutados por el Gobierno de Santa Fe y 1 por Litoral Gas-, con una inversión superior a los 196 mil millones de pesos, que beneficiará a más de 120 mil habitantes, 250 industrias y 45 localidades. Estas obras se distribuirán a lo largo y ancho de toda la provincia, en una apuesta por reducir asimetrías y generar las condiciones necesarias para el arraigo, la producción y el empleo.
La implementación de estos proyectos refleja una visión de futuro basada en la sostenibilidad y la equidad. “Al priorizar obras que alcancen tanto a las áreas urbanas como rurales, se promueve un desarrollo equilibrado que reduce las desigualdades y fortalece el tejido social. Los gasoductos no son sólo infraestructura; son una apuesta por un futuro más próspero y conectado para todos los habitantes de Santa Fe”, consideró por su parte el presidente de Enerfé, Rodolfo Giacosa.
Ruta Provincial 20: conectando comunidades
El gasoducto de la Ruta Provincial 20, con una inversión de 7.830 millones de pesos, llegará a más de 19.000 habitantes de localidades en los departamentos Belgrano y San Martín, como Tortugas, Montes de Oca, Bouquet y María Susana. La obra será ejecutada por la unión transitoria de empresas Peitel SA-Rovial SAl.
Ruta provincial N°93 y N°33: Troncal TGN (Arteaga) – Berabevú
En este caso, la primera etapa implica una inversión de 8 mil millones de pesos, 5 localidades (Berabevú, Chañar Ladeado, Los Quirquinchos, Godeken y Cañada del Ucle), 14500 habitantes y 29 empresas.
Departamento Iriondo: energía para el corredor productivo
La primera etapa del Gasoducto Ruta N°34 unirá a las localidades de Luis Palacios y Lucio V. López y generará mejoras en el servicio de un total de 11 localidades del departamento Iriondo. En total, esta acción mejorará el suministro de gas a 45 mil personas y a 88 empresas de la región. Se colocarán 15.100 metros de cañerías nuevas, significando una inversión de más de 7.660 millones de pesos.
Departamento San Cristóbal: desarrollo para el noroeste santafesino
En el departamento San Cristóbal, la primera etapa del Gasoducto del Sudoeste Lechero conectará a las localidades de Arrufó, Villa Trinidad y San Guillermo, generando beneficios también a las vecinas Colonia Rosa y Suardi. Esta obra de 7400 millones de pesos mejorará el suministro a 24.600 santafesinos y alcanzará a 55 empresas de la zona. El nuevo gasoducto se proyecta en una de las zonas lecheras más importantes del país y tendrá un impacto inmediato en la producción regional.
Departamento San Lorenzo: más oportunidades para el sur santafesino
En el sur de la provincia, el gasoducto que incluirá a la localidad de Fuentes forma parte del corredor sobre la Ruta Provincial 14 – 17s, que también contempla a Coronel Arnold, Arminda, Muñoz y Villa Mugueta. En este caso, 8900 santafesinos y 14 empresas alcanzadas serán alcanzadas por una obra con inversión de 8.900 millones de pesos.
La Corte Suprema de Justicia de la Nación rechazó un recurso presentado por la defensa del exdirector de la AFIP Ricardo Echegaray, condenado a cuatro años y ocho meses de prisión por administración fraudulenta en perjuicio del Estado en la causa conocida como “Oil Combustibles”.
El expediente judicial tuvo su origen en una denuncia presentada por la dirigente Elisa Carrió, que apuntó a un supuesto favorecimiento por parte de la AFIP a la empresa Oil Combustibles S.A., propiedad del empresario Cristóbal López, para que pudiera eludir el pago del impuesto a la transferencia de combustibles líquidos entre 2013 y 2015, mediante planes de pago otorgados de manera indebida.
El 16 de diciembre de 2021, el Tribunal Oral en lo Criminal Federal N° 3 de la Capital Federal condenó a Echegaray por su rol en la maniobra. La sentencia incluyó, además de la pena de prisión, la inhabilitación especial perpetua para ejercer cargos públicos.
Tras la condena, la defensa del exfuncionario intentó diversas vías de impugnación, incluyendo un recurso de casación y una nulidad, ambos rechazados por la Sala I de la Cámara Federal de Casación Penal. Posteriormente, acudió a la Corte Suprema con un recurso de queja, que también fue desestimado.
El fallo del máximo tribunal, firmado por los ministros Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, rechazó el planteo al considerar que no se trataba de una sentencia definitiva ni de una resolución equiparable a tal.
Tres sismos sacudieron esta semana la zona de Vaca Muerta, con epicentro en la localidad de Añelo, ubicada a unos 100 kilómetros al noroeste de Cipolletti. Esta madrugada, el Instituto Nacional de Prevención Sísmica registró un nuevo movimiento a una profundidad de siete kilómetros.
En esta ocasión, el sismo ocurrió a la 1:46 de la madrugada de este viernes y se trató de un temblor de 2.5 en la escala de Richter.
El miércoles se habían detectado otros dos, de similares características y en la misma zona. Los tres sismos se produjeron a 1.700 metros de distancia de un equipo de fractura para la extracción de petróleo no convencional.
Ese equipo está siendo operado por la empresa Pluspetrol en el área La Calera, cuya propiedad comparte con YPF, la petrolera de mayoría estatal.
Según la estadística del Observatorio, “en el territorio de la provincia de Neuquén han ocurrido 18 sismos en lo que va del 2025; 13 de ellos están asociados a la extracción de hidrocarburos en Vaca Muerta, y solo 5 han ocurrido naturalmente en el área cordillerana”.
El Gobierno de la Provincia de Neuquén aprobó la cesión del clúster Neuquén Norte a la UTE conformada por Bentia Energy (70%) e Ingeniería SIMA (30%), en el marco del Proyecto Andes impulsado por YPF.
Las áreas correspondientes son Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas y Señal Cerro Bayo. La información fue confirmada por la empresa, en una publicación en sus redes sociales.
Hoy empieza una nueva etapa para nosotros. La Provincia de Neuquén aprobó la cesión del clúster Neuquén Norte del Proyecto Andes.
Las áreas correspondiente son Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas y Señal Cerro Bayo. pic.twitter.com/vVjf1Ha63g
Bentia Energy fue fundada por Javier Iguacel, Lucas Logaldo y Lisandro Garmendia con una visión enfocada en la reactivación de campos maduros a través de innovación, eficiencia y compromiso con el entorno. Diego Manfio socio de Ingeniería SIMA, aporta la experiencia de una compañía con profundo arraigo en la Cuenca Neuquina.
“Desde nuestra nueva base en el Polo Tecnológico de Neuquén Capital, iniciamos esta nueva etapa con entusiasmo y responsabilidad”, expresaron a través de Linkedin.
Cabe recordar que Bentia Energy ha sido adjudicataria de siete áreas en Neuquén tras la decisión de YPF de enfocarse en Vaca Muerta y retirarse de yacimientos más maduros.
En Neuquén, contará con siete áreas adjudicadas a Bentia Energy incluyen Clásico Rincón, Clásico Norte, Volcán Auca Mahuida, Señal Cerro Bayo, Don Ruiz, Las Manadas, Octógono Dadín y Dorsal. Estas áreas están ubicadas cerca de Rincón de los Sauces, Cutral Co y Plaza Huincul.
Guatemala se prepara para dar un paso decisivo en su camino hacia la transición energética. La próxima licitación de largo plazo, PEG-5, se perfila como el hito más importante del país en materia de descarbonización, con una convocatoria que, según el Gobierno, buscará contratar en el orden de los 1500 MW.
“Esta es la licitación clave para la transición energética”, expresó Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas de Guatemala, al destacar la magnitud y el enfoque renovable de la nueva subasta.
El proceso, que se lanzará oficialmente tras Semana Santa, prevé adjudicar alrededor de 700 MW de energía de base de bajas emisiones y dejar el resto abierto a propuestas de cualquier tipo de energía renovable. Además, el gobierno busca fomentar activamente la participación de proyectos geotérmicos, fuente que, según Ventura, “requiere un trato especial”.
“Guatemala estaría dando un salto hacia la descarbonización”, remarcó el ministro, quien explicó que esta transformación no será inmediata. “No será una salida de un día para otro [de centrales a carbón], será un retiro paulatino que solamente se podrá hacer si se tiene una tecnología que pueda efectivamente suplir y suministrar la firmeza que representa esa generación termoeléctrica”, sostuvo.
La PEG-5 no solo apunta a mejorar la matriz energética, sino también a resolver desafíos estructurales. La licitación incluirá un bloque renovable con almacenamiento, en respuesta a los cambios que ha experimentado la curva de carga del país.
“Ya en los últimos años cada vez es más importante el pico de la mañana, la punta de la mañana, que casi está acercándose a la hora punta que ocurría antes a las 7 u 8 de la noche”, indicó Ventura. Este cambio en la demanda obliga a ampliar la cobertura del pico diario, que ahora abarca entre 4 y 6 horas, lo que va a representar un gran desafío y oportunidad “para la participación del almacenamiento en esta licitación”.
En el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean, el minsitro Ventura brindó detalles sobre el contexto técnico y político favorable que envuelve la licitación. La nueva convocatoria incluirá también una licitación de transmisión eléctrica, con tres grupos de líneas estratégicas para el desarrollo del país: aquellas que sustentarán el crecimiento de la demanda industrial; las que permitirán la conexión de renovables; y las orientadas a tener un impacto social favorable.
“Pensamos en la importancia que esa transmisión eléctrica haga ese enlace fuerte con la generación, con la demanda y con el desarrollo económico e industrial”, planteó el funcionario.
El ministro explicó que el proceso de la PEG-5 se sustenta además en el historial positivo de subastas anteriores. En particular, destacó que la PEG-4 fue “una licitación prácticamente renovable en la cual se alcanzaron los mejores precios para ese momento” (ver detalle). La expectativa es replicar ese éxito con una propuesta aún más ambiciosa.
Este compromiso se enmarca dentro de una política energética que prioriza una transición energética justa, que no solo considera la transformación de la matriz sino también la universalización del servicio eléctrico, especialmente en las zonas más aisladas del país.
“Tenemos una deuda con alrededor de 2 millones de guatemaltecos que no cuentan con energía eléctrica y es ahí donde estamos haciendo también un gran trabajo”, reconoció Ventura. Para estas regiones, el gobierno apuesta por “soluciones aisladas con energías renovables, con pequeñas redes, microrredes, con pequeños aprovechamientos hidroeléctricos”, especialmente en áreas protegidas y de difícil acceso.
Además, enfatizó que “la transición energética justa fue reafirmada por nuestro gobierno y también conlleva el gran esfuerzo de considerar integral a todo el sistema energético, desde la oferta hasta la demanda”.
Ventura también abordó uno de los principales desafíos: el rezago en materia de infraestructura de transmisión y el cumplimiento con el Convenio 169 de la OIT. En ese sentido, señaló que “ahí es donde necesitamos mucho la complementación social, la socialización y el tema también de ponernos al día con el punto de la consulta social”, particularmente en los proyectos con presencia de pueblos originarios.
Con este enfoque integral, el Gobierno pretende que la actual administración sea recordada como “el gobierno que encaminó al sector hacia la transición energética justa, hacia la universalización del servicio de energía eléctrica y sobre todo a la accesibilidad y a la seguridad energética”.
Ventura rememoró que “el año pasado nos tocó a nosotros justo al inicio […] declarar una emergencia ante la inminente crisis que representaban los fenómenos climáticos”, en un contexto de “sequía quizá de las más grandes” y “las temperaturas más altas”. Esta situación disparó la demanda eléctrica y agotó incluso “los inventarios de aires acondicionados”, sin que se produjeran racionamientos.
“Fue Guatemala uno de los países que pasó sin racionamiento esa crisis”, resaltó el ministro, quien atribuyó el resultado a la coordinación institucional y la buena respuesta del sistema ante el crecimiento de la demanda doméstica .
Finalmente, ante un auditorio de más de 500 profesionales del sector energético de la región en el marco de Future Energy Summit Central America & The Caribbean, Ventura envió una señal clara a los inversionistas: “Guatemala representa una estabilidad en todos los sentidos: estabilidad política, estabilidad económica”, señaló, destacando además que el país cuenta con una moneda fuerte y un tipo de cambio estable durante los últimos 25 años.
“Guatemala es la segunda frontera más grande terrestre del área de México, Estados Unidos y Canadá […] tiene acceso tanto al océano Atlántico como al océano Pacífico y es la puerta, diría yo, de la integración energética mesoamericana y ojalá latinoamericana, pronto”, concluyó Ventura, al presentar a su país como una plataforma ideal para el desarrollo energético sostenible, durante un panel de debate junto a otras autoridades del sector energético regional.
El ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, reveló que la ordenanza para la primera subasta de almacenamiento en baterías del país se publicará a finales de mayo y se espera que la licitación se lleve a cabo hacia finales del corriente año.
La convocatoria se denominaría “Subasta de capacidad de reserva – LRCAP Almacenamiento” y la ordenanza N° 812 / 2024 que estuvo en consulta pública a finales del año pasado planteaba que el inicio del suministro sea en julio de 2029 por un contrato a 10 años.
“Viajaré a China, incluso para hablar con empresas como Huawei y muchos otros actores con los que estamos en conversaciones en todo el mundo para atraer inversiones para baterías”, afirmó Silveira durante un evento.
De acuerdo a la pasada consulta pública, los proyectos contratados en la LRCAP Almacenamiento 2025 deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW).
Y si bien se desconocen los pormenores de la convocatoria, entre ellas la definición de la tarifa CUST/D aplicable, las reglas para el otorgamiento de licencias, o bien la cantidad de capacidad a subastar, la intención sería contratar entre 1 y 2 GW en sistemas de baterías, números cercanos a lo estimado por el sector renovable del país.
Además, se esbozó la posibilidad de que los sistemas BESS deberán entregar la máxima disponibilidad de energía igual a 4 horas diarias, definidas por el Operador Nacional del Sector Eléctrico (ONS) durante la etapa de programación diaria o de operación en tiempo real, garantizando el tiempo de recarga del proyecto.
Como también que, debido a la disponibilidad de la potencia contratada, el titular del proyecto tenga derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podría reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores.
Durante el mismo evento, el titular de la cartera energética también confirmó que enviará una propuesta de reforma del sector eléctrico a la Casa Civil de la Presidencia hacia fines de abril.
El objetivo del cambio regulatorio será seguir fortaleciendo la infraestructura nacional para la generación de energía renovable, modernizar los contratos de distribución y realizar las subastas para asegurar capacidad firme y almacenamiento BESS
De igual modo, 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.
Entre las iniciativas mencionadas también están la reducción de tarifas para contener la inflación, la liquidación de deudas relacionadas con la cuenta COVID-19y el desabastecimiento de agua, además del fin de disputas legales que “comprometen los intereses estratégicos del país”.
La Licitación “AlmaGBA” avanza en el mercado argentino. Esta convocatoria pública lanzada por la Secretaría de Energía para incorporar 500 MW de Battery Energy Storage Systems (BESS) en redes operadas por Edenor y Edesur busca resolver los cuellos de botella energéticos del AMBA y evitar cortes en temporadas de alta demanda.
En este contexto, José Luis Blesa, Latam Director de Seraphim, aseguró que se abre una oportunidad única para avanzar en almacenamiento energético si se permite que “el mercado realmente fluya como debe, naturalmente, con la oferta y la demanda”.
En el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina) el referente empresario sostuvo: “ ya hemos visto lo que ha pasado con el mercado con excesivo intervencionismo y el Estado presente ahí”. Por ello, consideró que reducir estas barreras será fundamental para que la tecnología BESS se consolide como parte del mix energético.
Desde la óptica de fabricante, Seraphim observa con optimismo el impulso que puede generar la licitación AlmaGBA, que apunta a proyectos con entre 10 MW y 150 MW de potencia, con capacidad de almacenamiento por cuatro horas consecutivas. Según el cronograma oficial, el proceso cierra el 19 de mayo con la apertura de sobres A, sigue el 18 de junio con los sobres B y prevé adjudicaciones el 27 de ese mismo mes.
“Justamente el hecho de que el BESS ya pueda conformarse como una realidad en la Argentina elimina la cuestión esta de la ecuación de oferta igual a demanda en el mercado eléctrico”, remarcó el ejecutivo. Esto permitiría mayor flexibilidad frente a la intermitencia y aleatoriedad propias de las fuentes renovables, uno de los principales desafíos de la transición energética.
Diferenciación tecnológica y capacidad instalada
Consultado sobre las ventajas competitivas que ofrecen al generador más allá de la tecnología, Blesa destacó la confiabilidad y el respaldo del grupo Seraphim y sus partners. “Nuestro equipo que trabaja en BESS en China tiene un track record muy importante, de hecho, tiene el track record más importante de China”, aseguró.
Actualmente, la empresa tiene una capacidad de producción de almacenamiento que supera los 25 GWh anuales y ya ha instalado más de 28 GWh en China. Además, opera 6 GWh en mercados fuera de ese país, lo que consolida su presencia internacional. En Argentina, sus proyectos en curso rondan los 600 GWh, sin incluir los que participarán en la actual licitación.
Costos, márgenes y el momento ideal
En cuanto a la energía solar, Blesa pone énfasis en la importancia del know-how y la ingeniería para el desarrollo de soluciones, y advirtió sobre un fenómeno clave en los precios. “Hoy por hoy los paneles están prácticamente en el suelo de su costo, incluso muchos de los fabricantes manifiestan estar trabajando a pérdidas”, señaló.
El directivo observa fluctuaciones en el mercado internacional que generan incertidumbre. “Hoy he visto algunas noticias en China que hablan de que puede irse a 12 o 14 centavos el vatio pico. Francamente, me costaría un poco creer que eso pueda pasar en función del conocimiento del mercado global de oferta y demanda”, comentó.
En contraste, los costos de los sistemas BESS siguen una curva descendente: “Perfeccionamiento en cuanto a capacidad tecnológica y reducciones de costo por mejora de eficiencia fabril”, indica. Esta convergencia de factores económicos y tecnológicos lleva a Blesa a subrayar: “Si hay un buen momento para cerrar proyectos es este”.
De allí, y para concluir su intervención en el Future Energy Summit Argentina, Blesa dejó un mensaje directo a potenciales participantes de la Licitación “AlmaGBA”: “Siéntanse tranquilos y libres de contactarnos. Los invito a que se animen. Estamos a su disposición”.
Genneia continúa consolidando su expansión renovable en Argentina. Actualmente, la empresa tiene en operación más de 1.600 MW, de los cuales más de 1.200 MW corresponden a generación renovable, y apunta a duplicar su capacidad instalada en los próximos años.
El portfolio renovable está compuesto en un 65% por tecnología eólica y un 35% por solar, pero la balanza se equilibrará próximamente con la puesta en operación de varios proyectos fotovoltaicos que hoy en día están en construcción.
“Los parques solares en marcha suman alrededor de 500 MW, con lo cual el portfolio pasará a ser 50-50. Además, el objetivo a 2030 es ser 100% renovables y estamos haciendo la reducción de huella propia de carbono para llegar a ser carbono neutral en 2030”, sostuvo el director de Negocio y Desarrollo de Genneia, Gustavo Anbinder, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Para ello, la compañía tiene una cartera de proyectos eólicos y solares que suman alrededor de 3000 MW de potencia, de los cuales 1700 MW estarán ready to build dentro de este año o en el segundo trimestre del 2026”, detalló.
En línea con ese crecimiento, Genneia presentó tres nuevos proyectos en la última ronda del Mercado a Término (MATER), que totalizaban 256 MW, pero de los cuales sólo vio adjudicación para 79,2 MW del parque fotovoltaico Agua del Toro – San Rafael etapa III, en la provincia de Mendoza.
“Nos convertimos en la primera empresa del país en superar 1 GW de renovables en operación, y ahora apuntamos a duplicar nuestra potencia verde”, aseguró Anbinder ante más de 500 líderes del sector que se congregaron en FES Argentina.
En un contexto donde el mercado de capitales local aún no cuenta con la escala suficiente, Genneia ha construido una estrategia financiera centrada en el acceso a financiamiento internacional, especialmente en banca de desarrollo.
“El mercado de capitales local no tiene tamaño suficiente para financiar parques utility scale o una línea de transmisión, sino que se debe salir al mercado internacional”, afirmó el directivo.
En ese sentido, la compañía ha obtenido más de USD 1200 millones de financiamiento internacional en los últimos años, apalancada en PPA de largo plazo y en el cumplimiento riguroso de sus compromisos financieros y proyectos en marcha.
“Hemos liderado el mercado de bonos verdes con más de 650 millones de dólares, y somos una de las compañías que más barato está financiando en el mercado. Por ello no vemos una limitación en el acceso al financiamiento internacional y en particular de banca de desarrollo, porque el 99% de nuestros ingresos están en contratos de largo plazo”, explicó el director de Negocio y Desarrollo de Genneia.
Por otro lado, Anbinder fue consultado sobre el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y planteó una visión crítica respecto de su aplicabilidad para el sector de la generación renovable, principalmente porque el cuello de botella aún es la falta de capacidad de transmisión eléctrica para conectar proyectos de gran escala a la red.
Si bien reconoció que el instrumento es interesante, aclaró que su impacto depende del tipo de financiamiento y apreció la estabilidad fiscal que otorga el régimen, ya que “los bancos internacionales y de desarrollo lo valoran mucho”.
Propuestas al Gobierno para escalar la transición energética
Desde el sector privado, Genneia considera que una política activa de inversión en infraestructura de transmisión es fundamental para permitir el ingreso de más renovables al sistema eléctrico nacional, y contar un esquema adecuado para recuperar la inversión en la ampliación de la red.
A su vez, insistió en que la libertad de negocio y la estabilidad de las reglas de juego a nivel nacional son condiciones esenciales para atraer nuevas inversiones y avanzar en la instalación de más parques ERNC.
“Los proyectos no deberían estar sujetos a que cada jurisdicción tenga la potestad de cambiar alícuotas o agregar gravámenes”, concluyó.
La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), la Red de Mujeres en Energía Renovable de República Dominicana (MER-RD) y Nature Power Foundation (NPF) han firmado un acuerdo de colaboración con el objetivo de fomentar la participación de mujeres jóvenes en el sector de las energías renovables a través de formación y oportunidades laborales.
El convenio establece un marco de cooperación para garantizar el acceso a pasantías en empresas del sector energético, dirigidas a mujeres de entre 18 y 35 años en situación de vulnerabilidad, como parte del programa Chicas Solares, liderado por NPF con el respaldo de MER-RD y otros aliados.
Durante el acto de firma, Laura Amelia Rojas, Directora Ejecutiva de NPF, destacó que «este acuerdo es un paso esencial para cerrar la brecha de género en el sector energético y proporcionar herramientas clave para la empleabilidad de mujeres jóvenes».
Por su parte, Paola Pimentel, Presidenta de MER-RD, enfatizó que «la inclusión de mujeres en las energías renovables no solo impulsa la equidad de género, sino que también fortalece el crecimiento sostenible de la industria».
A su vez, Alfonso Rodríguez, Presidente de ASOFER, resaltó que «desde ASOFER nos comprometemos a facilitar el acceso a 35 pasantías anuales en empresas del sector, asegurando que las participantes puedan aplicar sus conocimientos y adquirir experiencia práctica».
Entre las acciones contempladas en el acuerdo se encuentran:
Promoción de programas educativos y de responsabilidad social en favor del desarrollo de la mujer.
Facilitación de pasantías en empresas del sector de energías renovables.
Gestión de fondos para apoyar la formación técnica de las participantes.
Asesoramiento mutuo en capacitación técnica y habilidades blandas.
Este acuerdo, refuerza el compromiso de ASOFER, MER-RD y NPF con la equidad de género y el desarrollo sostenible en República Dominicana, apostando por una mayor participación femenina en el sector energético.
Solis Inverters tuvo una participación destacada en el Future Energy Summit Caribe 2025 (FES Caribe 2025), el evento energético más relevante de la región, que reunió a más de 500 líderes del sector de Centroamérica y el Caribe.
En este contexto, Sergio Rodríguez, CTO para Latinoamérica de Solis, formó parte del panel de discusión “Competitividad en el Sector Fotovoltaico”, donde presentó la nueva serie de inversores solares Solis Solarator.
Durante su intervención, Rodríguez explicó cómo la serie Solarator representa un nuevo estándar en tecnología de inversores solares. Con conversión energética de alta eficiencia, capacidades avanzadas para integración a redes inteligentes y diseño robusto para climas tropicales, ademas de aportar una ventaja clara en mercados como República Dominicana y el Caribe.
“La competitividad en el sector solar ya no se mide solo por el costo por watt. Hoy importa la confiabilidad, la adaptabilidad a las condiciones de red y el valor total a lo largo del ciclo de vida,” señaló Rodríguez. “Ahí es donde destaca la serie Solarator — está diseñada para la región, no simplemente instalada en ella.”
El debate tuvo lugar en un contexto de creciente competencia en el mercado fotovoltaico de República Dominicana y el Caribe. Con el aumento de proyectos tanto de generación distribuida como a gran escala, impulsados por incentivos regulatorios y mayor demanda energética, las empresas buscan soluciones más inteligentes, duraderas y rentables.
Solis Inverters está respondiendo a esta necesidad con una oferta adaptada a condiciones climáticas exigentes — alta humedad, temperaturas elevadas — y con funcionalidades para interactuar con redes eléctricas modernas. La serie Solis Solarator ya está captando el interés de EPCs y desarrolladores solares en toda la región, gracias a su rendimiento sostenido y bajo requerimiento de mantenimiento.
El FES Caribe 2025, desarrollado durante dos jornadas en Santo Domingo, incluyó paneles sobre almacenamiento energético, estándares de interconexión e integración regional, reforzando el papel estratégico del Caribe en la transición hacia energías limpias. La participación de Solis reafirma su compromiso con alianzas regionales y tecnología diseñada para las realidades locales.
Sobre Solis
Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y con más experiencia del mundo. Fundada en 2005, la compañía está dedicada a acelerar la transición global hacia energías limpias mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos.
Para más información, visita www.solisinverters.com o síguenos en redes sociales como Solis Latam.
Las industrias deberán comenzar a pagar a partir de mayo un 30% más por la electricidad que consuman en hora pico, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales. La medida alcanzará a los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDIs), aquellos con una demanda mayor o igual a 300 kW.
Grandes usuarios consultados por EconoJournal advirtieron que el encarecimiento de la energía impactará en sus costos y señalaron que la mejor forma de implementar el esquema es hacerlo gradual para que en el próximo invierno no haya un salto grande en el precio del kilovatio.
La Secretaría de Energía tiene avanzada la medida y la implementaría mediante una resolución que se publicaría este mes. La idea del gobierno es que esté vigente en mayo, cuando Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), establezca la programación estacional para el invierno.
En la actualidad, los grandes usuarios pagan el costo promedio de la energía, sin importar la hora del día en la que la consumen. Con el nuevo esquema, el kilovatio por hora para los grandes usuarios, que pueden ser desde grandes industrias electrointensivas hasta algunas pymes, sería más caro durante los picos de consumo.
En la actualidad, el horario pico de un día hábil es entre las 18 y las 23, mientras que la franja del día llamada resto es entre las 5 a las 18 y el valle entre las 23 y las 5.
Con la medida, el gobierno pretende aplanar la curva de demanda energética para evitar colapsos en el sistema eléctrico, que hace años opera estructuralmente al límite por falta de nueva infraestructura.
Una fuente industrial subrayó que «nosotros no tendríamos inconvenientes en pagar más cara la energía en el pico de consumo, sabemos que es un esquema que se aplica en otros países. Pero este año debería hacerse de manera gradual y que impacte a la noche y no a la tarde, porque hay muchas pymes que no pueden cambiar sus procesos productivos para evitar consumir a esa hora».
Fuentes de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (Aguerra) señalaron a EconoJournal que “la señal de diferenciación de precios de la energía es buena. Pero debería ir a la demanda del distribuidor, es decir, la residencial y comercial, que son los que generan volatilidades por la estacionalidad del consumo. Ahí debería ir la señal de precios. Los grandes usuarios somos el 25% de la demanda”.
Agueera agrupa a industrias como Acindar, Aluar, Papel Prensa, Bunge, Cargill, Cementos Avellaneda, Holcim, Siderca, Aeropuertos Argentina 2000, entre otros. “Si el esquema avanza, muchas empresas no van a poder modificar su producción”, agregaron a este medio desde la entidad.
Además, remarcaron que “el nuevo esquema no tendría nada de voluntario porque se están modificando los precios de la energía. Tampoco están claros los beneficios porque si nos aumenta el precio a los grandes usuarios, los tenemos que trasladar automáticamente al producto. Es decir, aumentaría el precio de los productos industriales”.
La medida estará dirigida específicamente a los grandes usuarios de la energía porque son los que tienen medidores que permiten diferenciar el consumo en distintas franjas horarias. Los usuarios residenciales quedarán excluidos de la resolución. Para poder contemplar el consumo de los hogares y pequeños comercios, primero habría que instalar millones de medidores inteligentes para poder, así, determinar no sólo cuánta energía demandan, sino cuándo la consumen.
Señal de precios
Un aspecto relevante del esquema es que se trata de la compra de energía por parte de los grandes usuarios a precio spot. En rigor, es la energía que consumen las industrias y los comercios, pero que no está bajo un contrato, como por ejemplo del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables), porque esa compra de energía ya está contractualizada.
Fuentes oficiales explicaron a EconoJournal que “la idea es hacer un consumo un poco más inteligente, más racional, para aplanar la curva de carga. La diferencia de precio entre pico y valle va a ser importante para que la señal de precios sea clara”.
Una fuente de una generadora de energía indicó este medio que la medida “es positiva” porque podría evitar los picos tan altos de consumo. En el sector de generación interpretan que la diferenciación entre pico y valle actuará como una señal de precios.
“Es para los grandes usuarios que no tengan contratos de energía por el ciento por ciento de su demanda. Quedarían comprando la porción sin contrato en el mercado spot al precio marginal. En el esquema actual todos pagan el costo promedio. El esquema marginalista da señales de precios”, explicó a este medio un generador.
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