La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) espera firmar acuerdos con empresas mineras antes de que finalice el 2026 para reactivar la minería de uranio en el país. Otro objetivo es sentar las bases para volver a enriquecer uranio, según lo manifestado este viernes por el presidente de la CNEA, Germán Guido Lavalle, en un mensaje institucional por el Día Nacional de la Energía Atómica que contó con la participación del responsable del nuevo Plan Nuclear y presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel y autoridades de otras empresas de la industria nuclear argentina.
En un acto realizado dentro del edificio del reactor RA-10 que se está terminando de construir en Ezeiza, Guido Lavalle explicó que la CNEA debe apoyar el desarrollo de nuevas empresas de base tecnológica.
«La empresa más joven que aquí me acompaña es Dioxitek, tiene más de 30 años. Es decir, no generamos nuevas empresas en más de 30 años. Esa es la tarea que desde el Estado tenemos que hacer, que haya condiciones para que surjan muchas empresas más«, dijo.
Guido Lavalle acompañado por Reidel y representantes de INVAP, CONUAR, DIOXITEK.
La máxima autoridad de la CNEA además trazó cinco objetivos que la institución quiere cumplir en 2026: realizar la puesta en marcha (iniciar la operación) del reactor multipropósito RA-10, comenzar el reacondicionamiento de la Planta Industrial de Agua Pesada, realizar la puesta en marcha del Centro Argentino de Protonterapia, reactivar la minería de uranio y comenzar enriquecerlo.
Minería de uranio
La producción argentina de uranio cesó en 1995 con el cierre de la mina de Sierra Pintada en Mendoza. La CNEA ahora tomó la decisión de reactivar la actividad a partir de las minas sobre las que tiene derechos, como la mendocina Sierra Pintada y Cerro Solo en Chubut, a través de acuerdos con empresas mineras.
«Conocemos bastante bien en dónde hay uranio. Hay varios proyectos, uno podría ser la reactivación de Sierra Pintada, otro empezar con la factibilidad de Cerro Solo. Pero aparte de esos activos que la CNEA tiene hay actores privados que tienen sus derechos mineros y la ley argentina permite la exportación del uranio, con el requerimiento de que se abastezca el consumo local y solo después se exporte. Pero más allá de esa condición a las empresas mineras locales e internacionales les interesa, así que estamos conversando con todas ellas, en particular en estos proyectos, apuntando a firmar acuerdos este año o el próximo«, expandió Guido Lavalle sobre el tema en una presentación reciente que realizó para la Fundación Foro Estratégico para el Desarrollo Nacional.
La provincia de Chubut le había reclamado a la CNEA este año que devuelva las minas de uranio que tiene concesionadas en la provincia, entre ellas Cerro Solo, el mayor yacimiento de uranio del país. Sin embargo, la institución habría avanzado en los últimos meses con gestiones internacionales para encontrar inversores para desarrollar ese yacimiento.
Los recursos razonablemente asegurados en Cerro Solo ascienden a 4420 toneladas de uranio. Un documento de la CNEA del 2020 indica que allí se podrían llegar a producir entre 500 y 550 toneladas anuales. Como dato de referencia, su producción anual alcanzaría a cubrir la demanda anual de 220 toneladas de uranio de las centrales nucleares argentinas y exportar el resto.
Enriquecimiento de uranio y agua pesada
El otro punto alto de los anuncios de la CNEA es la intención de volver a enriquecer uranio en el país, una capacidad industrial que resulta indispensable tener si se proyecta el desarrollo y exportación de reactores modulares pequeños. Prácticamente todos los diseños de reactores de este tipo proyectan utilizar combustible nuclear con uranio enriquecido entre un 5 y 20%, lo que en la industria se conoce como combustibles HALEU.
La CNEA logró enriquecer uranio a principios de la década de 1980 en el actual Complejo Tecnológico Pilcaniyeu, en Río Negro. Lo hizo a escala piloto con el método por difusión gaseosa. Pero la intención es dar un salto a la tecnología de enriquecimiento por centrífugas. «La tecnología evolucionó y en la CNEA tenemos un grupo trabajando en el desarrollo de máquinas centrífugas capaces de enriquecer uranio», explicó Guido Lavalle.
Por otro lado, la institución atómica apunta a firmar este año o el próximo contratos con la canadiense Candu Energy para restablecer la producción de agua pesada en la Planta Industrial de Agua Pesada en Neuquén.
ACR-300, el «CAREM 2.0»
El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, enfatizó que en el centro del nuevo Plan Nuclear Argentino está el proyecto ACR-300, un reactor modular patentado por INVAP. En ese sentido, trazó una línea evolutiva en la que este diseño vendría a suponer una suerte de reactor «CAREM 2.0».
«Imaginen si pudiéramos agarrar esta idea brillante que es el CAREM y volver al diseño y traer un CAREM 2.0, hacer algo con la ventaja de tener todo este conocimiento y práctica. Bueno, lo hicimos, esa nueva iteración se llama ACR-300, una maravilla tecnológica de 300 MW diseñada completamente por ingenieros argentinos en INVAP y que hoy es parte central del programa nuclear para que Argentina se ponga a la vanguardia de esta revolución tecnológica y energética», dijo Reidel.
Esta definición del responsable de la agenda sectorial nuclear responde a la decisión de la CNEA de redefinir los alcances del proyecto CAREM. Guido Lavalle estableció que ya no se buscará desarrollar una versión comercial con módulos de mayor potencia y que el esfuerzo se concentrará en terminar el desarrollo del reactor prototipo de 32 MW que está en el complejo Atucha.
La prioridad del nuevo plan nuclear será en cambio la construcción de cuatro módulos del ACR-300 en Atucha. «Cuando construyamos estos cuatros módulos queremos licenciar esta tecnologíaen el resto del mundo. Acabo de regresar de una misión oficial a París y a Viena, en donde trabajé con los actores en ambos lados para asegurarnos de que el proceso de producción en Atucha de nuestro nuevo reactor sea recibido en el resto del planeta sin ningún inconveniente y a alta velocidad», añadió Reidel.
Demian Reidel, presidente de Nucleoeléctrica y responsable de un nuevo Plan Nuclear.
En el marco de la edición 2025 del Congreso Maizar, el ministro de Bioagroindustria de Córdoba, Sergio Busso, disertó en el panel “Las Provincias Protagonistas de la Agrobioindustria Federal”, junto a sus pares de Santa Fe, Gustavo Puccini; Entre Ríos, Guillermo Bernaudo, y Buenos Aires, Javier Rodríguez.
El encuentro se dio en el Complejo Goldencenter en Buenos Aires, donde el funcionario provincial expresó su preocupación por las decisiones con respecto a las políticas de Estado nacinoal en materia de biocombustibles y retenciones.
Cabe destacar que Córdoba es la mayor productora de maíz en Argentina y lidera la producción de bioetanol con un 52% de la producción total.
En este contexto, el ministro explicó que el objetivo es aumentar el corte de bioetanol y comentó: “Sabemos los beneficios que tiene, no solo para el medio ambiente y el uso en automóviles, sino también por el enorme valor agregado y la generación de empleo que representa. Cada punto que se incrementa en el corte, son miles de puestos de trabajo y oportunidades para nuestras economías regionales”.
Además, destacó que la cadena de maíz es virtuosa, con grandes potencialidades y el desafío es transformar el maíz. En ese sentido, expresó con firmeza: “Córdoba va a insistir en poner en agenda los biocombustibles y las retenciones”.
Por otra parte, mostró su profunda preocupación por las decisiones que tomó el Gobierno Nacional en los últimos días y declaró: “En el caso de los biocombustibles, las señales que se escucharon en algunos paneles, por parte de funcionarios nacionales, respecto a las inversiones previstas son alarmantes. Si no hay una verdadera voluntad política para avanzar hacia un modelo más equilibrado, similar al de países como Paraguay, Uruguay, Brasil o incluso Estados Unidos, seguiremos estancados”.
El titular de Bioagroindustria comparó la producción del biocombustible con potencias internacionales y detalló: “En esos países, buena parte de la producción de maíz se transforma en bioetanol o proteína animal. En Estados Unidos, por ejemplo, el 40% de los 380 millones de toneladas de maíz se convierte en etanol. En Brasil, sucede con el 30% de su producción”.
“Está claro que los modelos pueden convivir con el desarrollo petrolero, pero aquí sigue triunfando el lobby de las petroleras. Da la impresión de que los biocombustibles, especialmente el bioetanol, no están en la agenda del Gobierno Nacional. Esta falta de decisión política atenta directamente contra el desarrollo del interior productivo”, agregó Busso.
También invitó al interior productivo a levantar la voz, más allá de las diferencias políticas y pidió que haya una unión para exigir al Gobierno Nacional políticas que reconozcan el potencial y las necesidades de nuestros pueblos.
“Tenemos que transformar lo que producimos para que el interior productivo crezca, se desarrolle y se genere empleo y para hacerlo se necesitan políticas claras; la mayoría en manos del Estado nacional”, añadió el funcionario.
“Las decisiones sobre retenciones y biocombustibles no pueden seguir siendo tomadas con una mirada centralista, desconectada de la realidad productiva del país, la realidad es que el Estado nacional está mirando para otro lado”, concluyó el ministro.
En abril, la balanza comercial energética de Argentina registró un saldo positivo de 573 millones de dólares y alcanzó los 2.684 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año gracias al crecimiento sostenido de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta.
Durante el mes pasado, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los 851 millones de dólares, mientras que las importaciones se ubicaron en 278 millones. Este desempeño permitió un saldo comercial positivo y reafirma el rol del sector como generador de divisas para el país.
En este sentido, la producción no convencional en Vaca Muerta fue determinante. La producción de petróleo alcanzó los 442,2 mil barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 21,7%. En tanto, la producción de gas natural llegó a los 69,3 millones de metros cúbicos por día, con un crecimiento del 7,3% en comparación con abril del año anterior.
A su vez, en la producción global de abril, el petróleo alcanzó los 739,7 miles de barriles diarios, mientras que la producción de gas fue de 136,7 millones de metros cúbicos por día.
Estos resultados reflejan el dinamismo de Vaca Muerta y su impacto positivo en el conjunto del sistema energético argentino. Al mismo tiempo, consolidan el momento favorable que atraviesa el sector, que continúa ampliando su capacidad productiva, fortaleciendo su perfil exportador y contribuyendo al desarrollo económico del país.
Río Negro puso en marcha el programa de Acceso Seguro a la Electricidad, una política pública impulsada por el Gobierno Provincial que comenzó a implementarse este año en Cipolletti junto a EdERSA, y que se extenderá a todo el territorio rionegrino.
Con el objetivo de brindar soluciones estructurales a la problemática de las conexiones eléctricas irregulares, el Gobierno de Río Negro lanzó el programa de Acceso Seguro a la Electricidad, una iniciativa que permitirá mejorar la calidad de vida de miles de familias que viven en barrios populares mediante el acceso a un servicio eléctrico formal, seguro y eficiente.
El plan ya se encuentra en marcha en Cipolletti, donde se desarrolla una experiencia piloto articulada entre la Secretaría de Energía y Ambiente, la distribuidora EdERSA y la Municipalidad local, con la participación del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), que fiscaliza todas las acciones.
La propuesta contempla una intervención integral por etapas, que incluye el relevamiento técnico de las viviendas y sus instalaciones internas; la construcción de redes regulares, pilares seguros y protecciones domiciliarias; la eliminación de conexiones informales y peligrosas; la entrega de documentación legal que permita el acceso formal al servicio; además de capacitaciones sobre eficiencia energética y seguridad en el hogar.
En Cipolletti, la primera etapa del programa ya alcanzó a barrios como La Ribera, Los Sauces, Martín Fierro y El Espejo, donde se logró normalizar el servicio a más de 200 familias y se continúa trabajando. En una segunda instancia, ya se está trabajando en Las Perlas con Puente Santa Mónica y con la proyección de continuar en Nueva Esperanza y 4 de Agosto.
Se eligió comenzar por Cipolletti porque allí se se concentra más de la mitad de los barrios rionegrinos incluidos en el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP).
“Este programa busca dar respuesta a una problemática histórica. No se trata solo de infraestructura eléctrica, sino de garantizar derechos, inclusión y seguridad para las familias. La experiencia que iniciamos en Cipolletti es el primer paso hacia una transformación que alcanzará a toda la provincia”, destacó el Presidente del EPRE, Juan Justo.
El programa se irá implementando de manera progresiva en todo Río Negro, en coordinación con municipios y las tres distribuidoras eléctricas, priorizando aquellos sectores con mayores condiciones de vulnerabilidad energética.
La planificación prevé también incorporar tecnologías que promuevan el uso racional de la energía y alternativas para el acondicionamiento térmico de viviendas, en línea con los objetivos de desarrollo sostenible y eficiencia energética impulsados por el Gobierno de la Provincia.
A través de la instalación de tanques de gas a granel, el Gobierno del Chubut garantiza el abastecimiento de gas en distintos hospitales y escuelas rurales del noroeste de la provincia. Las intervenciones son llevadas adelante por la empresa Coopetel a fin de asegurar el suministro en una amplia zona de la cordillera chubutense, afectada durante la temporada invernal por condiciones climáticas adversas.
Por pedido expreso del Gobierno de la Provincia, el plan de instalación a cargo de la firma radicada en El Bolsón contempla soluciones concretas orientadas a garantizar el acceso a derechos básicos y fundamentales en cada una de las comunidades.
Hasta el momento se concretaron importantes avances en distintos establecimientos educativos y sanitarios de la región con el objeto de asegurar el servicio ante las bajas temperaturas que afectan a la región cordillerana.
De esta manera, en la escuela N° 99 de Costa del Lepá se instalaron 30 calefactores y 3 termotanques conectados a dos tanques de granel, posibilitando una calefacción continua y segura para toda la comunidad educativa.
En tanto, en la escuela N° 107 de Nahuelpan, ubicada a unos 17 kilómetros de la ciudad de Esquel, se realizó la instalación de un tanque de 7 m3 que resolvió la provisión de gas en forma inmediata.
En la Escuela N° 10 de Carrenleufú se instalará un equipo provisorio de tanques de 0,5 m3 hasta que se concrete la instalación de un sistema de cuatro tanques de gas de granel de mayor tamaño.
Por otra parte, en el Hospital Rural de Cushamen, que se encontraba sin servicio desde el pasado mes de enero, se dio una solución de emergencia con la instalación de dos tanques de gas, permitiendo su funcionamiento mientras se resuelve la situación de fondo. La empresa también instaló tres tanques en el Hospital de Paso de Indios.
El Gobierno definió nuevos aumentos en las tarifas de luz y de gas natural a partir de junio además de aplicar una suba del 1% en los impuestos a los combustibles, los cuales se trasladan directamente al precio de la nafta y el gasoil.
La Resolución 226/2025 de la Secretaría de Energía fue publicada el pasado viernes en el Boletín Oficial y establece los nuevos precios de referencia para la energía eléctrica que regirán entre el 1° de junio y el 31 de octubre de 2025.
La medida forma parte del proceso de actualización tarifaria iniciado por el Gobierno para adecuar los valores del servicio a los costos reales del sistema y se basa en lo dispuesto en la Ley N.º 24.065, que exige que los precios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) reflejen los costos eficientes del abastecimiento.
La decisión fue instruida por el Ministerio de Economía y se enmarca en los objetivos de mantener precios reales estables en el tiempo, evitar el deterioro del sistema eléctrico, y garantizar su sustentabilidad. La intención del Gobierno es continuar con la desaceleración de la inflación, pero sin llegar a postergar el ajuste fiscal.
Los incrementos aplicarán en los precios para el transporte y distribución de electricidad, para la generación hidroeléctrica y para el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Respecto a las facturas de luz, en el AMBA, donde operan Edesur y Edenor, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) oficializará un alza en torno al 2,6% en las boletas finales a través de nuevos cuadros tarifarios. Por su parte, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) la suba será de hasta 2,8%, dependiendo de la zona en el país en la que se encuentre la distribuidora en cuestión.
Se espera que, para la próxima semana, la Secretaría de Energía informe el impacto final en las facturas de los usuarios residenciales, comerciales e industriales.
El aumento del 1% en el precio de la nafta y el gasoil ya rige en todo el país, al entrar en vigencia la actualización de los impuestos a los combustibles dispuesta por el Gobierno nacional para junio.
La petrolera estatal YPF tomó la delantera y fue la primera en aplicar la suba del 1% promedio en sus estaciones de servicio. En tanto que se espera que el resto de las compañías del sector sigan el mismo camino en las próximas horas.
Los surtidores de las estaciones pertenecientes a YPF amanecieron este domingo 1 de junio con un incremento que ronda entre los 10 y 14 pesos por litro. De esta manera, los precios de YPF en la Ciudad de Buenos Aires quedaron de la siguiente manera:
Nafta Súper: $1.184 (antes $1.173)
Nafta Premium (Infinia): $1.403 (antes $1.389)
Gasoil: $1.190 (antes $1.178)
Gasoil premium: $1.374 (antes $1.360)
El sexto mes del año comenzó con un ajuste a diferencia de mayo, que arrancó con una baja promedio del 4% en los precios de la nafta y el gasoil, encabezado por la petrolera estatal, a partir del descenso en los valores internacionales del petróleo.
Sin embargo, esta suba no es la primera después de la mencionada merma, sino que a mediados de mes, los combustibles tuvieron una leve suba, de entre 0,2% y 0,46%, para compensar un incremento en los biocombustibles que aplicó el Gobierno.
El plan original preveía un ritmo lento para recuperar esa producción, a lo largo de un año y medio, con aumentos mensuales de 137.000 bd desde abril, La alianza OPEP+ aumentará su producción de petróleo en julio en 411.000 barriles diarios (bd), con la intención de revertir los recortes voluntarios, pese a presionar a la baja los precios del crudo.
Se trata de un tercer incremento consecutivo en esa cantidad, lo que eleva el total restituido en apenas cuatro meses a 1,37 millones de barriles diarios (mbd), más de la mitad de los 2,2 mbd que se busca devolver al mercado.
El plan original preveía un ritmo lento para recuperar esa producción, a lo largo de un año y medio, con aumentos mensuales de 137.000 bd desde abril, pero esos ocho países dieron la sorpresa al triplicar para mayo y junio ese volumen, una decisión que volvieron a adoptar este sábado.
Según los analistas, en el sector reina una visión más pesimista ante el incierto impacto en la economía mundial de múltiples conflictos, desde la guerra comercial desatada por Estados Unidos con su política arancelaria hasta la situación en Medio Oriente y el conflicto Rusia /Ucrania. Así las cosas, los aumentos de la OPEP+ acentúan los temores a un exceso de la oferta y presionan a la baja los precios.
Tras retroceder cerca del 15% en mayo y llegar incluso a perder brevemente la barrera de los 60 dólares, cayendo a su nivel más bajo en cuatro años, el barril de Brent, referente para Europa, terminó el viernes por debajo de los 64 dólares. La reunión también abordó, según los analistas, los reiterados incumplimientos de las cuotas por parte de algunos miembros como Kazajistán e Irak.
En el comunicado de la reunión se menciona que los ocho países ratificaron “su intención de compensar plenamente cualquier volumen producido en exceso desde enero de 2024”.
Según algunos analistas, el endurecimiento del ritmo de aumentos responde en parte a un intento saudí de hacer valer su influencia y exigir mayor disciplina interna.
La próxima reunión del grupo, que evaluará la producción de agosto, tendrá lugar el 6 de julio.
Queda menos de un mes para la tercera edición de Future Energy Summit (FES) Iberia, el evento que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado de todo el mundo.
Latinoamérica estará representada por una delegación de alto nivel que refleja la transformación energética en curso en lo que será un espacio clave para analizar las estrategias y objetivos de transición hacia fuentes renovables en un contexto de expansión sectorial.
Guatemala dirá presente a través de Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas del país, y Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, una de las principales distribuidoras del país.
Incluso, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), el ministro Ventura reconoció que la licitación PEG-5 resulta clave para la transición energética, ya que se espera la contratación de hasta 1400 MW de potencia, con posibilidad de inicio de suministro escalonado entre 2030 y 2033. Esta apertura incluye tanto nuevas centrales como plantas en operación que presenten mejoras tecnológicas, permitiendo una amplia participación de empresas renovables.
Por su parte, República Dominicana también estará representada en FES Iberia 2025 ya que asistirá Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía, quien a principios de abril expuso durante el desayuno de Networking VIP de FES Caribe 2025 y anticipó cómo será la nueva licitación de renovables y almacenamiento.
Dicha convocatoria tendrá a las principales distribuidoras eléctricas como off-taker y promete llevarse a cabo este año 2025 para que se lleven adelante proyectos de generación renovable que incluyan sistemas de baterías a precios competitivos.
Los líderes que en abril participaron en el encuentro de Future Energy Summity que harán lo propio el próximo 24 de junio en FES Iberia, disertarán en el panel de debate dedicado a Latinoamérica, donde presentarán el estado de situación del sistema eléctrico guatemalteco y dominicano las oportunidades concretas que se abren para inversionistas.
Además, el evento reunirá a más de 400 ejecutivos de alto nivel del sector público y privado en un entorno de networking activo con referentes que están transformando la matriz energética ibérica, entre los que resaltan los siguientes speakers ya confirmados:
Julio Castro – CEO – Iberdrola Renovables
David Ruiz – Presidente Ejecutivo – Grenergy
Enrique Riquelme – CEO – Cox Energy
Rocío Sicre – Directora General España – EDP Renewables
Carlos Píñar Celestino – Managing Director – Elmya
Fernando Cremades – Global Head of Growth – Galp
Carolina Nester – Head of Operations Iberia – Sonnedix
Lucía Dólera – BESS BDM Europe – Jinko Solar
Alvaro Pérezde Lema de la Mata – CEO – Saeta Yield
Luis Alvargonzález – Country Manager España – Zelestra
Robert Navarro – Managing Director & CFO – RWE Renewables Iberia
Entre los bloques temáticos destacados, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina, como también se discutirán las tendencias del mercado renovable en España y la región.
No deje pasar la oportunidad y asista a FES Iberia, quecombinará una jornada repleta de paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.
Días atrás, el gobierno argentino lanzó un plan de ampliación de redes de transmisión que contempla 16 obras prioritarias por más de 5600 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión y prevé una inversión de más de 6000 millones de dólares, que será íntegramente financiada por el sector privado a través de concesiones de obra.
Bernardo Andrews, CEO de Genneia (la generadora con más capacidad renovable instalada en el país) no fue ajeno a dicho plan durante la inauguración del parque eólico La Elbita, de modo que aseveró que la compañía jugará un papel central en la ampliación de la red y remarcó la importancia de un marco regulatorio claro que habilite y acelere la concreción de ese tipo de inversiones.
“Genneia participará en todas las obras de transmisión que permitan destrabar cuellos de botella para seguir creciendo en renovables. Vamos a invertir en Salta y Catamarca para expandirnos y darle renovables a la minería; lo mismo haremos en Cuyo y en la provincia de Buenos Aires si se nos permite, como por ejemplo para destrabar sitios donde hay excelentes recursos”, manifestó.
“Eso lo podremos hacer como Genneia o con un consorcio de empresas renovables que sabemos que tienen la vocación de hacerlo. Estamos conversando para ello y se podrá empezar en cuanto la regulación esté escrita, cuando se escriban los contratos”, agregó.
Las obras se solventarán a través del mecanismo de concesión de obra y se remunerarán mediante el pago de una tarifa por parte de los usuarios del servicio público de transporte eléctrico del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Y una vez cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el concedente al transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.
Andrews valoró positivamente el momento en que la Secretaría de Energíade la Nación lanzó el plan, pero consideró que aún resta destrabar aspectos regulatorios fundamentales para que las inversiones se concreten, bajo un marco de credibilidad que incentive la expansión del transporte eléctrico.
Para el CEO de Genneia, existe hoy una ventana de oportunidad derivada del nuevo contexto macroeconómico del país, Pero dejó en claro que eso no es suficiente para que los proyectos avancen, sino que se requiere el esfuerzo de regular una competencia por el mercado y que el usuario final tenga el mejor costo de ese servicio.
“Se necesita regular cómo se accede al sistema, cómo la tarifa que generaría ese nuevo servicio será pagada en el tiempo. Y si se tiene estabilidad a largo plazo y visibilidad, lo que queda es cómo esa tarifa se pasa al usuario final y cómo a una empresa privada le permite financiarlo”, apuntó.
“Si la regulación está, podría pasar a una licitación en pocos meses, luego comenzaría la construcción de las líneas y en 3 o 4 años se podría tener una expansión de la red de transmisión que no hubo en los últimos 35 años”, subrayó.
Además de las obras de transmisión, la empresa busca estar a la vanguardia con proyectos de baterías, ya sea con sistemas stand alone o híbridos con generación renovable en distintos puntos del país, también con el objetivo de destrabar cuellos de botella con almacenamiento.
Incluso, Genneia analiza su participación en la licitación AlmaGBA, de 500 MW de potencia en sistemas BESS en las en las redes de Edenor y Edesur. Aunque aún no hay una decisión final, la compañía observa con interés ese mercado y tendrá hasta el 3 de julio para prepararse y presentar ofertas si así lo decidiera.
Un nuevo proyecto en operación
Genneia inauguró oficialmente el parque eólico La Elbita, su octavo proyecto con aerogeneradores en Argentina, el cual cuenta con 162 MW de capacidad instalada tras una inversión cercana a los USD 240 millones y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término (MATER), entre ellos Vista Energy, McCain y Mercedes–Benz.
De este modo, la compañía suma más de 1700 MW en operación repartidas en 8 centrales eólicas (945 MW) y 7 solares (800 MW) y apunta a expandir su participación renovable en los próximos dos años con un pipeline de 3 GW en carpeta.
El parque eólico la Elbita se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil, sobre una extensión de 1.464 hectáreas, y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas V-150, los cuales tienen una altura de 120 metros hasta rotor, palas de 73 m de diámetro y 150 m de rotor.
El proyecto generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año. Además, empleó a más de 450 personas en su etapa de construcción.
El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, el presidente César Rossi y el ya mencionado Andrews, además del interventor del ENRE, Osvaldo Rolando, el subsecretario de Energía de Buenos Aires, Gastón Ghioni, y el intendente de Tandil, Miguel Lunghi, entre otras autoridades y representantes de los accionistas y directivos de la empresa.
El presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que el gobierno ingresará al Congreso un proyecto de ley para adelantar la meta de descarbonización al 2035 -o antes- y facilitar proyectos de inversión que permitan terminar con las termoeléctricas a carbón.
El mandatario aseguró que la iniciativa llegará al Poder Legislativo durante el segundo semestre del año, es decir que se esperará antes de la elección presidencial para el período 2026-2030 que se realizará en noviembre.
El objetivo del mencionado proyecto de ley es anticiparse por al menos un lustro a la meta planteada en junio del 2019 por el entonces presidente Sebastián Piñeira, quien en su momento lanzó un plan para lograr una matriz carbono neutral al 2040.
«Esa meta se ve difícil de cumplir bajo las condiciones actuales, pero con convicción, responsabilidad, recogiendo lo trabajado por gobiernos anteriores, este desafío también abre una oportunidad porque la inversión privada, el desarrollo económico y el cuidado del medio ambiente pueden confluir y no competir», sostuvo Boric durante la Cuenta Pública 2025.
“Mientras más proyectos de generación limpia y de transmisión de energía logremos aprobar y construir, antes lograremos descarbonizar y a la vez atenuar el alza de tarifas”, agregó.
El plan trazó una hoja de ruta de cuatro ejes para retirar progresivamente las centrales a carbón, considerando que hay 2163 MW de potencia en 5 centrales con retiro/reconversión disponibles para 2025-2026 y 1683 MW de potencia de 3 centrales con retiros o reconversiones posteriores al 2030.
Dicho plan también incluyó la identificación de una cartera de “obras estratégicas” de transmisión y servicios complementarios, modificaciones en las licitaciones de suministro y la creación de un mercado de cap and trade, entre otras medidas.
“Con la colaboración de todos los sectores podremos no sólo cumplir la meta del año 2040, sino adelantarla para 2035 o antes, dependiendo de la verificación institucional de las condiciones para ello. Lograremos así consolidar una transición energética inédita a nivel mundial”, subrayó Boric.
Y de igual manera, destacó que el gobierno se encuentra trabajando para que el país tenga mejor acceso a la energía, con mejor infraestructura y estabilidad del suministro, como por ejemplo con sistemas de almacenamiento, y mitigar las alzas de tarifas energéticas.
¿Cómo lo observa el sector?
La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) ya se posicionó con optimismo sobre la propuesta del gobierno destinada a agilizar las iniciativas de generación, transmisión, almacenamiento y conversión de centrales.
“Es una medida crucial para crear las condiciones necesarias, para el retiro anticipado de centrales a carbón y la descarbonización del sector eléctrico y para avanzar en la descarbonización de nuestra economía, que actualmente presenta una dependencia del 63% de combustibles fósiles en su consumo energético”, indicó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA.
“Para incrementar nuestra ambición en el camino hacia la descarbonización, es esencial establecer las condiciones adecuadas que faciliten la aceleración de inversiones clave en este sector. Esto implica la implementación de regulaciones específicas para la tramitación ambiental y sectorial, al mismo tiempo que se deben asegurar mecanismos que fomenten la estabilidad en las relaciones con las comunidades circundantes”, agregó.
En este contexto, desde el gremio insistieron en la importancia de mantener una colaboración activa y constante entre los sectores público y privado, como también de que se cumplan las condiciones necesarias, respaldadas por los organismos técnicos competentes, como la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional.
Risen Energy se posiciona para asumir el nuevo ciclo de expansión renovable en América Latina, donde el almacenamiento ya no es solo un respaldo energético, sino un componente central de las redes eléctricas modernas.
“La apuesta de Risen actual es volverse una empresa más grande, más sólida, con un abanico de productos y servicios más amplio”, manifiesta Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen Energy.
En los últimos años, Risen concretó la adquisición de la fabricante de baterías SYL, dando origen a Risen Storage, una unidad que unifica bajo una misma estructura la producción tanto de módulos fotovoltaicos como de sistemas de almacenamiento energético (BESS).
Esta integración no solo refuerza el control sobre la cadena de valor, sino que también permite a la empresa escalar su oferta tecnológica y adaptarse con agilidad a los requerimientos locales.
“Nos hemos integrado ya al 100% en una sola empresa que está con toda la capacidad de manufactura tanto de módulo fotovoltaico como de sistemas de almacenamiento”, detalla Sandoval.
En América Latina, esta estrategia toma una forma concreta: incrementar la presencia local mediante la contratación de personal técnico y comercial en los mercados clave. Sandoval asegura que la naturaleza de los proyectos híbridos, que combinan fotovoltaica con baterías, exige una cercanía operativa y soporte técnico permanente.
“Estamos contratando más gente, incrementando la huella local, no solo porque se requiere para la venta o comercialización, sino porque ya entrando en un negocio de sistemas de almacenamiento tiene que haber una respuesta local mucho más ágil”, afirma la gerente de ventas.
Durante una entrevista audiovisual concedida en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Sandoval remarca que el diferencial de la compañía pasa por su enfoque integral. “Nosotros tenemos la capacidad de seguir el proyecto durante toda la vida útil”, asegura, señalando que los sistemas de almacenamiento demandan monitoreo, asistencia y actualizaciones constantes.
“En las baterías sí tienes que hacer un acompañamiento porque la batería va acompañada de un sistema de monitoreo que es muchísimo más complejo de lo que estamos acostumbrados en módulos”, explica. Y completa: “Esto requiere que no vendas y te olvides, sino que vendas y acompañes el proyecto durante toda la vida útil”.
Mercado caribeño: expansión renovable y demanda de soluciones híbridas
El posicionamiento de Risen llega en un contexto de fuerte aceleración de la energía solar con almacenamiento en el Caribe, en particular en República Dominicana, donde se celebró el evento FES Caribe. Allí, el Ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, anticipó que las distribuidoras eléctricas lanzarán una licitación donde las energías renovables con almacenamiento podrán demostrar su competitividad.
Actualmente, el país cuenta con 2.119 MW de energías renovables instaladas, de los cuales más de la mitad (1.033 MW de capacidad operativa) corresponden a energía solar. El Gobierno proyecta duplicar esta capacidad para 2028, lo que consolida a Dominicana como un polo estratégico para los actores del sector.
De hecho, según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen 20 proyectos fotovoltaicos con baterías candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030. Estas iniciativas suman una potencia estimada de 1.860 MW de generación y cerca de 542 MWh de almacenamiento.
Pero el avance no se limita a Dominicana: los países insulares del Caribe están demandando soluciones tecnológicas para servicios de red como regulación de frecuencia, arranque en negro y control de voltaje, que solo sistemas híbridos avanzados pueden garantizar.
Innovación tecnológica y visión de largo plazo
A nivel global, Risen se diferencia por su foco en innovación de producto. La empresa ha avanzado hacia tecnologías como HJT (heterojunction), con mayores eficiencias y menor degradación, además de baterías con ciclos de vida extendidos. Esta evolución le permite ofrecer soluciones competitivas en costos, pero con alto rendimiento técnico, especialmente valoradas en mercados emergentes.
“La tecnología que nosotros tenemos disponible actual es un escalón arriba del común denominador de la tecnología disponible”, describe Sandoval. Y puntualiza: “En ese sentido estamos dos a tres años adelantados al resto de otras tecnologías disponible en el mercado”.
La compañía, con 39 años como empresa constituida y más de 20 dedicándose a las energías renovables, pone en juego no solo productos, sino experiencia. Su propuesta, aseguran, se orienta a combinar tecnología de punta con acompañamiento técnico, en una relación de largo plazo con sus clientes.
“Nuestra apuesta es 100% tecnología al mejor costo”, concluye la Senior Sales Manager de Risen.
TCL SunPower Global se complace en anunciar la celebración de su seminario técnico gratuito enfocado en el diseño, instalación, operación y mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas comerciales e industriales (C&I), que tendrá lugar el próximo miércoles 5 de junio en el Colegio Oficial de Arquitectos de Madrid (COAM), de 9:30 a 18:00 h.
Entre los ponentes más esperados del evento se encuentra Alex Fuentes, Ingeniero de Aplicaciones en S-5!, empresa líder internacional en soluciones de fijación para sistemas fotovoltaicos sobre techos metálicos. Fuentes ofrecerá una visión técnica especializada sobre la integración estructural de sistemas solares en cubiertas metálicas, poniendo el foco en la seguridad, eficiencia y durabilidad de estas instalaciones, aspectos cada vez más relevantes en el desarrollo de proyectos solares comerciales e industriales.
“La intervención de S-5! cobra especial relevancia en un contexto donde la seguridad estructural en instalaciones fotovoltaicas se posicionan como prioridades del sector», dijo Andrea Sanz, Director Nacional de Ventas Iberia de TCL SunPower. Actualmente existe una gran cantidad de marcas de estructura para anclaje solar que no cuentan con las certificaciones necesarias para garantizar la seguridad de los sistemas FV, por lo que se ha vuelto imprescindible contar con soluciones fiables y certificadas para anclar los sistemas FV, como las que ofrece S-5!, con garantía de por vida, para garantizar instalaciones robustas y seguras desde el diseño inicial.
El evento contará con un programa completo de sesiones técnicas impartidas por expertos de primer nivel. Además de la participación de Alex Fuentes, destacan ponentes como Javier Lázaro (APPA Renovables), Antonio Ávila (Cuerpo de Bomberos de Málaga), David Ros y Santiago Miale (Energy Assist), José Luis García (Zurich Resilience Solutions) y Ángel Lezana García (Grupo Álava), entre otros.
Los asistentes podrán profundizar en temas clave del sector fotovoltaico como:
Casos reales de instalaciones C&I
Modelos de financiación y reparto de costes
Integración arquitectónica de sistemas solares
Evaluación de riesgos, mantenimiento preventivo y termografía
Prevención de incendios en proyectos FV
Normativa vigente y ayudas públicas por comunidades autónomas
Inscripción gratuita y plazas limitadas:
La participación en esta jornada es gratuita, pero requiere inscripción previa a través del siguiente enlace: [inscripción gratuita].
Con esta jornada, TCL SunPower Global reafirma su compromiso con la formación técnica y la excelencia profesional, reuniendo a las voces más autorizadas del sector para abordar los retos actuales de la energía solar con soluciones prácticas e innovadoras.
Solis, una marca global de inversores de nivel Tier 1 reconocida por BloombergNEF (BNEF) y actualmente el tercer mayor fabricante de inversores solares del mundo, ha alcanzado un nuevo hito en América Latina: 2 GW de envíos acumulados de inversores a México.
Este logro refleja el firme compromiso de la empresa con el avance de soluciones energéticas sostenibles y resalta la reconocida confiabilidad y excelencia tecnológica de su portafolio de productos.
Crecimiento Estratégico de Mercado
Desde su entrada a América Latina a través de México en 2013, Solis ha impulsado la adopción solar en los segmentos residencial, comercial e industrial (C&I) y a gran escala.
La expansión solar de México —impulsada por más de 2,190 horas de sol al año, políticas progresistas y una creciente demanda del sector C&I— lo ha posicionado como el segundo mercado fotovoltaico más grande de América Latina.
2023: México alcanzó 3.33 GW en capacidad solar distribuida (datos de la CRE), con un incremento de 700MW en el año.
2024: La capacidad solar distribuida superó los 4 GW solo en el primer semestre, con más de 850MW instalados.
Proyección 2025: Se espera que la capacidad solar distribuida supere los 5 GW, con un crecimiento compuesto anual (CAGR) del 13%.
«Superar los 2 GW en México valida la confiabilidad de nuestros productos y nuestras sólidas alianzas locales», afirmó Sergio Rodríguez, CTO Solis para América Latina. «Seguimos comprometidos con acelerar la transición energética de México mediante innovación y soporte hiperlocalizado», agregó.
Innovación que Impulsa la Resiliencia
Inversor de Almacenamiento de Energía para C&I con Funcionalidad 4 en 1
Diseñado para entornos comerciales e industriales, este inversor combina un diseño compacto y montado en pared con una alta capacidad de salida, redefiniendo la eficiencia y flexibilidad del almacenamiento energético. La serie de inversores híbridos de Solis se ha ampliado y ahora abarca desde 30kW hasta 125kW, adaptándose a instalaciones en techos, sistemas montados en suelo y proyectos de almacenamiento a gran escala.
Solis AI:
Solis AI es completamente automático y se actualiza constantemente utilizando datos en tiempo real e históricos, garantizando que tu sistema energético siempre funcione en condiciones óptimas.
Excelencia en Servicio Localizado
El crecimiento de Solis en México se ve fortalecido por su soporte técnico en la región: asistencia local mediante ingenieros, chatbots con IA y atención por correo electrónico.
Procesos ágiles para reemplazo de garantías a través de distribuidores certificados.
Alianzas de servicio a largo plazo que aseguran la durabilidad de los sistemas.
Adelanto de SNEC 2025: Enfoque en Industria y Almacenamiento
Solis presentará sus más recientes soluciones industriales y de almacenamiento en SNEC 2025 (Pabellón 5.1). Los visitantes podrán conocer:
Inversores híbridos de alta potencia para aplicaciones C&I y a escala de red.
Sistemas de almacenamiento de energía escalables para una mayor resiliencia de la red.
Plataformas de gestión energética impulsadas por inteligencia artificial.
Sobre Solis
Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de cotización: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y de mayor tamaño en el mundo en inversores string fotovoltaicos. Bajo la marca Solis, su portafolio aprovecha tecnología innovadora de inversores string para ofrecer una confiabilidad de primer nivel, validada por las certificaciones internacionales más rigurosas. Con una cadena de suministro global robusta, un equipo de I+D de clase mundial y capacidades de manufactura de alta capacidad, Ginlong optimiza los inversores Solis para cada mercado regional, brindando un servicio experto y soporte con un enfoque local.
La firma danesa EMD International, reconocida por sus soluciones informáticas que empoderan a los usuarios para tomar decisiones informadas con confianza en sus proyectos de energía renovable y transición energética, ha dado un paso firme hacia la optimización energética con energyPRO, un software avanzado diseñado para modelar, analizar y optimizar sistemas energéticos complejos.
Presentado recientemente en un webinar para América del Sur por el geólogo MadsV. Sørensen, este programa se perfila como un aliado clave en la transición energética global.
Desde sistemas híbridos que combinan eólica, solar y baterías, hasta estrategias de descarbonización industrial o soluciones Power-to-X (como la producción de hidrógeno o metanol), energyPRO ofrece una plataforma robusta para diseñar, simular y evaluar la viabilidad técnica y financiera de proyectos energéticos.
“El modelo no define qué debe hacer el sistema, sino revela qué puede hacer”, explicó Sørensen, quien lidera capacitaciones y estudios de optimización energética en diversos países. El software no realiza simples simulaciones: resuelve complejos problemas de optimización mediante algoritmos de programación lineal entera mixta (MILP), permitiendo encontrar la operación óptima bajo condiciones económicas, técnicas y ambientales variables.
Entre sus aplicaciones más destacadas se encuentran la planificación de plantas energéticas híbridas y la evaluación del rendimiento energético en diferentes mercados eléctricos. Su interfaz gráfica permite representar visualmente las conexiones entre unidades, mientras que sus potentes herramientas de análisis financiero ayudan a maximizar el retorno de la inversión y minimizar los costos operativos.
Desarrollado bajo una estructura modular, energyPRO se adapta a distintos escenarios: desde la planificación de pequeñas instalaciones hasta complejas configuraciones multi-tecnología a escala industrial. Además, permite exportar informes detallados para facilitar la toma de decisiones entre desarrolladores, entidades financieras y organismos gubernamentales.
Representado en Sudamérica por EMD SUR, con base en Argentina, el software ha sido presentado a empresas del sector energético, consultoras especializadas, universidades y organismos públicos.
Para quienes trabajan en planificación energética, eficiencia operativa o inversiones en energías renovables, energyPRO no solo es una herramienta, sino una plataforma de decisión estratégica alineada con los desafíos actuales de sostenibilidad y rentabilidad.
El Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp) del Ministerio Federal de Economía y Energía (BMWE) de Alemania puso en marcha un acuerdo de cooperación (PPP) entre la agencia alemana GIZ y ACCIONA Nordex Green Hydrogen (ANGH2), para apoyar el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde y sus derivados en el sur de Chile.
El acuerdo tiene como objetivo impulsar el desarrollo del proyecto Frontera, que ANGH2 planea ejecutar en Tierra del Fuego, en la región de Magallanes, mediante el desarrollo de un marco integral incorporando soluciones óptimas para el transporte de energía, la identificación de oportunidades de economía circular dentro del proceso de producción de amoníaco verde y el fomento de la participación de la comunidad.
Ubicado en la comuna de Primavera, en Tierra del Fuego, el proyecto Frontera considera un parque eólico que alimentará una planta de electrólisis. Además de atraer inversión, esta iniciativa fomentará el empleo, el desarrollo local y la transferencia de tecnología, satisfaciendo a futuro la demanda interna de hidrógeno verde en Chile y la exportación de este vector energético hacia Europa y, particularmente, a Alemania.
El director de Asesoría Jurídica, Relaciones Institucionales y Asuntos Públicos de ANGH, FernandoV. Beguiristáin, destacó que la colaboración con el Gobierno de Alemania, a través de GIZ y la Cámara Chileno-Alemana de Comercio e Industria, ha sido fundamental para impulsar el desarrollo del hidrógeno verde.
“Estamos orgullosos de que nuestro proyecto Frontera haya sido seleccionado para firmar el acuerdo de cooperación con el programa H2Uppp. Valoramos este reconocimiento, que refuerza el rol estratégico de Chile como polo de desarrollo del hidrógeno verde. Gracias a estos mecanismos de cooperación técnica y financiera, hoy es posible acelerar el desarrollo de proyectos sostenibles para seguir construyendo una economía del hidrógeno robusta y alineada con los objetivos globales de descarbonización y desarrollo territorial”, dijo.
Javier Ortiz de Zúñiga, coordinador del Hub del Programa H2Uppp para América Latina, señaló que “nos alegra acompañar el desarrollo del proyecto Frontera de ANGH2 en el marco de H2Uppp, una iniciativa que refleja el enorme potencial del hidrógeno verde en Chile. Desde GIZ, brindamos un apoyo financiero y acompañamiento técnico especializado que contribuye a fortalecer la viabilidad de estos proyectos, facilitar la articulación con actores clave y asegurar el cumplimiento de estándares internacionales. Con el respaldo del Gobierno Federal de Alemania, seguimos impulsando una economía del hidrógeno robusta, sostenible y conectada con los objetivos globales de descarbonización, al tiempo que promovemos el desarrollo territorial y la cooperación internacional.”
. De este modo, el BMWE fomenta la inversión e impulsa la economía mundial del hidrógeno. Estos proyectos también ofrecen beneficios económicos locales, generando puestos de trabajo, ingresos fiscales y crecimiento empresarial a través de la producción, uso y comercio de hidrógeno verde y sus derivados. Con esta iniciativa, el BMWE contribuye a satisfacer la futura demanda de hidrógeno verde en Alemania y Europa, al tiempo que posibilita una valiosa transferencia de tecnología.
(TANDIL). – Bernardo Andrews, CEO de Genneia, participó de la inauguración del nuevo parque eólico La Elbita en Tandil e hizo referencia a uno de los cuellos de botella que aquejan al sector eléctrico: la falta de infraestructura y redes de transporte. El ejecutivo precisó: “Desde Genneia estamos dispuestos a crear consorcios para desarrollar las líneas de alta tensión y destrabar el destrabar el principal cuello de botella que tiene el mercado eléctrico”. Su propuesta surge luego de que el Gobierno nacional estableciera las obras prioritarias para la ampliación del sistema de transporte eléctrico nacional que deberán ser financiadas y ejecutadas por empresas privadas a fin de mitigar los cortes de servicio en todo el país.
El Parque La Elbita cuenta con 162 MW de capacidad instalada y abastecerá de energía renovable a grandes usuarios industriales del Mercado a Término (MATER). Sin embargo, y aunque destacó el trabajo realizado por la compañía, Andrews precisó que la iniciativa no terminó siendo de 250 MW puesto que no existe suficiente capacidad de despacho. “Los países que se encuentran en una transición económica generan mecanismos para dar señales a fin de que el sector invierta. Nosotros debemos trabajar en un marco regulatorio que de credibilidad. Hoy tenemos la prioridad de bajar la carga fiscal y a veces nos olvidamos del rol del Estado como regulador, pero lo necesitamos para este tipo de normativas”, consideró el referente de Genneia.
“Con la regulación adecuada podemos romper los cuellos de botella. Hay que regular los monopolios naturales, generar transparencia, y contratos a largo plazo para que los jugadores entren en un escenario de competencia. Creo que eso va a suceder y en tres o cuatro años podríamos tener una expansión de las líneas de transmisión, algo que no hubo en los últimos 35 años”, añadió.
Andrews se refirió al nuevo parque solar y al escenario económico de la Argentina y sostuvo: “Cuando iniciamos este parque había una crisis en la balanza de pagos. Uno tenía que estar loco para encarar un proyecto así, pero creíamos que era relevante porque iba a permitir ahorrar electricidad y combustible para el país”.
“Ahora con el acceso a los dólares y la salida del cepo es más fluida la importación de equipos. El ordenamiento de la macroeconomía es una situación que nos permite tomar decisiones con menos incertidumbre y, en consecuencia, tener plazos más cortos y competitivos”, aseveró en referencia a las medidas impulsadas por el gobierno de Javier Milei.
Impulso al sector minero
Andrews también adelantó que la empresa va a invertir en una línea de transmisión en Salta y en Catamarca para abastecer a la industria minera con energía renovable.
“Consideramos que también debemos destrabar los cuellos de botella con baterías para generar almacenamiento. Queremos participar de las obras que nos permitan solucionar los problemas de infraestructura para poder seguir creciendo en renovables. Sumado a lo de Salta y Catamarca, vamos a hacer lo mismo en Cuyo y en la provincia de Buenos Aires a fin de destrabar los sitios en los que hay recursos renovables”, planteó.
Los precios de las naftas y gasoils que comercializa YPF, la marca de mayor participación en el mercado local, registraron una suba de entre 1,3 y 1,5 % a partir del 1 de junio.
A modo de referencia cabe detallar que los nuevos precios por litro en estaciones de servicio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Súper $ 1.186; Infinia Nafta $ 1.405; Diesel 500 (común) $ 1.191; y el Diesel Infinia $ 1.375.
El incremento resulta de la aplicación de una suba parcial (resta una actualización mayor que viene siendo postergada) del componente impositivo (ICL y CO2) que se aplica sobre los combustibles.
En el curso de mayo YPF aplicó una baja de 4 por ciento en estos combustibles como consecuencia de la menor cotización internacional del petróleo crudo durante abril.
Luego, ajustó a la suba esos precios por la incidencia del incremento periódico dispuesto por la Secretaría de Energía a los precios de los biocombustibles que las compañías petroleras adquieren para su mezcla proporcional obligatoria con las naftas y gasoils que producen.
Se estima que en los próximos días otras importantes marcas operadoras en el mercado local también muevan sus precios por la incidencia de la cuestión impositiva, que el gobierno dosifica procurando contener la inflación mensual.
Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, inauguró oficialmente el Parque Eólico La Elbita, su tercer desarrollo eólico en la provincia de Buenos Aires.
El parque se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil, sobre una extensión de 1.464 hectáreas, y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas de última generación, una potencia instalada de 162 MW, y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales bajo el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
El parque generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año.
Los nuevos usuarios industriales que serán abastecidos se sumarán a los más de 60 clientes corporativos con los que ya cuenta la empresa.
La inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes de otros accionistas, y directivos de la compañía.
También participaron el intendente de Tandil, Miguel Lunghi, representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, del ENRE, de CAMMESA, el Subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, y representantes del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires.
El parque generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año. Estará destinado en su totalidad a abastecer clientes industriales, que se suman a los más de 60 clientes corporativos con los que ya cuenta la empresa. La construcción del parque eólico demandó el empleo de mas de 450 personas.
Con una inversión superior a los u$s 240 millones, el proyecto fue posible gracias a un esquema de financiamiento mixto que combinó inversores locales e internacionales. A nivel global, Genneia obtuvo el respaldo de FMO (Banco de Desarrollo de los Países Bajos) y FinDev Canadá, que otorgaron un préstamo corporativo de u$s 85 millones a 10 años. Y en el plano local, se sumaron inversores a través de emisiones de bonos verdes.
Jorge Brito, accionista de Genneia, destacó que “Este proyecto sintetiza lo que creemos: inversión productiva, visión de largo plazo y trabajo conjunto entre el sector privado, el público, los inversores y las comunidades”. “La Elbita no es solo un parque eólico: es una señal clara de hacia dónde queremos que avance la Argentina. Seguimos sumando más y mejor energía para el país, imprescindible para sostener el crecimiento de la economía”.
Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló que “la puesta en marcha de La Elbita refuerza nuestro orgullo de ser uno de los principales referentes del Mercado a Término (MATER), donde más de 50 empresas líderes de diversos sectores confían en nosotros para avanzar en sus metas de descarbonización. Este parque fue concebido para abastecer con energía renovable, eficiente y competitiva a grandes usuarios industriales”.
Esta inauguración forma del plan de inversiones 2022–2026 de la empresa, que suma un total de u$s 900 millones, y que incluye, además, a los desarrollos solares de Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.
De esta manera, Genneia proyecta que, hacia finales de 2026, continuará liderando el sector renovable en Argentina, con 15 centros de generación renovables -8 eólicos y 7 solares-, con una capacidad instalada superior a los 1,7 GW (945 MW eólicos y 800 MW solares).
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada en este rubro, alcanzando el 22 % de la generación de energía eólica y el 16 % de la solar.
La 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.
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.
La compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en 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 180 MW.
También sumará un nuevo desarrollo, San Juan Sur, con una capacidad instalada de 130 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, y los tres en construcción, sumará 310 MW en energía solar.
Maxipack, diseña y fabrica embalajes de cartón corrugado a la medida de necesidades del mercado, optimizando cada eslabón de la cadena —diseño, logística y costo— para que la operación gane eficiencia y flexibilidad. Desde 1984 cultiva relaciones de confianza, acompañando a las Pymes con soluciones que se adaptan a la demanda cambiante del mercado.
Desde 2024 Maxipack cuenta con una División Energía concebida para descarbonizar y abaratar el consumo eléctrico de su planta corrugadora de Avellaneda: selló un contrato a término (MATER) con la comercializadora Energeia que, desde mayo de 2025, abastece con fuentes eólicas y solares el 100 % de la demanda y reduce unas 500 t de CO₂ al año; audita todos los procesos de ondulado e impresión, instala variadores de frecuencia y recupera calor residual, a la vez que proyecta un techo fotovoltaico de 1 MWp para cubrir picos diurnos. La división gestiona certificados I-REC y los de la Ley 27.191, comercializando excedentes a terceros, integra las normas ISO 9001, 14001 y 45001 para reportar huella y siniestralidad, y ya convierte esa pericia técnica en valor de mercado: ofrece a sus clientes “packaging-as-a-service” con cálculo de CO₂ embebido y asesoría para recortar el impacto energético de la logística de envases.
En este marco, su compromiso con la eficiencia y la sustentabilidad, Maxipack firmó recientemente un acuerdo clave con Energeia, comercializadora de energía. En entrevista con Martín Gellert, Director de Maxipack, explicó la estrategia de valor de la empresa y cómo impacta en sus operaciones..
Martín, ¿cómo surge la decisión de abastecerse con energías renovables?
Este paso responde a una línea de trabajo que venimos desarrollando hace tiempo: ser cada vez más responsables con nuestro impacto ambiental. Fabricamos productos reciclables, pero entendemos que la sustentabilidad también se construye desde la fuente de energía que impulsa la producción. Por eso decidimos avanzar en un acuerdo con Energeia que nos permite incorporar energía limpia de forma concreta y con proyección a largo plazo. Además, nuestra certificación ISO SGI (Sistema de Gestión Integrado), que incluye las normas ISO 9001:2015 (calidad), ISO 14001:2015 (medio ambiente) y ISO 45001:2018 (seguridad y salud en el trabajo), avala que nuestras decisiones son coherentes con los estándares más altos de gestión ambiental y de calidad.
¿En qué consiste puntualmente el acuerdo?
Junto con Mauricio Roitman, Presidente de Energeia y Rodrigo Ortega, Director Comercial de Energeia (Foto), firmamos un convenio que nos integra al Mercado MATER (Mercado a Término de Energías Renovables). A través de este canal, vamos a abastecer nuestro proceso productivo con energía proveniente de fuentes renovables, lo cual nos permite cumplir con lo establecido por la Ley 27.191 y, más importante aún, contribuir a una matriz energética más limpia. Esta decisión está alineada con nuestro compromiso con la sustentabilidad y la mejora continua, que abarca estos tres aspectos certificados.
¿Este cambio tiene un impacto medible en términos ambientales?
Sin dudas. Según la estimación técnica de Energeia, este acuerdo nos permitirá evitar la emisión de más de 500 toneladas de CO₂ al año. Para dimensionarlo: es el equivalente a no consumir cerca de 1.850 barriles de petróleo. Son cifras que hablan por sí solas y que nos enorgullecen. Estas cifras reflejan nuestro compromiso con la reducción del impacto ambiental, alineado a las certificaciones ISO que avalan la calidad y sostenibilidad de nuestro sistema productivo.
¿Creés que este tipo de decisiones son parte del presente o del futuro de la industria?
Son ambas cosas. Hoy las empresas tenemos la posibilidad real de elegir cómo abastecernos de energía. El mercado MATER ofrece condiciones muy favorables para que los grandes usuarios accedamos a fuentes limpias, con previsibilidad y flexibilidad. Para nosotros, no es solo una decisión estratégica, es una convicción. Y creemos que es el camino que toda industria debería transitar si quiere proyectarse de manera sostenible.
¿Qué significa esto para los clientes de Maxipack?
Significa que detrás de cada caja que fabricamos hay una visión integral: técnica, comercial y ambiental. Sabemos que nuestros clientes valoran no solo el producto final, sino también el cómo se produce. Y esta alianza con una firma innovadora en la comercialización de energía como Energeia es un paso más para reafirmar nuestro compromiso con la calidad, la innovación y el desarrollo responsable.
Gazprom despachó a China de la primera partida de 100.000 metros cúbicos de gas de un contrato por más de un billón de metros cúbicos de combustible, el mayor firmado entre ambos.
“Los primeros 100.000 millones de metros cúbicos de gas ruso, de más de un billón previstos en el mayor contrato de gas en la historia de la industria, han sido entregados a China a través del gasoducto Fuerza de Siberia”, señaló Alexéi Miller, presidente del Gazprom.
Según Miller, se trata solo del “comienzo de un largo camino” ya que “el contrato es válido hasta mediados de 2049”.
A partir de 2027 la empresa rusa despachará el gas a través de la segunda ruta del Lejano Oriente.
“Proyectos como la Fuerza de Siberia y la ruta del Lejano Oriente son más que unos simples suministros de energía limpia. Constituyen un sólido lazo entre nuestros países y pueblos, una cooperación mutuamente beneficiosa para muchos años”, señaló.
Rusia, cuyo principal mercado de gas era Europa, se ha visto obligada tras el comienzo de la guerra contra Ucrania y la imposición de sanciones por parte de Occidente a buscar nuevos clientes, especialmente China e India, y ha lanzado proyectos para incrementar el abastecimiento de gas a los usuarios rusos a lo largo de todo el país.
La presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, anunció una inversión de 5.170 millones de dólares para la la adquisición de 52 buques, que deberán entrar en operaciones durante 2026.
“Las principales operaciones de Petrobras son en el mar”, por lo que “la planificación estratégica” de la estatal pasa también “por la recuperación de la industria naval brasileña”, declaró Chambriard en un acto junto al presidente Luiz Inácio Lula da Silva.
Los navíos, que se construirán en astilleros nacionales, serán destinados a operaciones de apoyo a las plataformas de extracción de petróleo y gas que Petrobras tiene en el litoral marítimo del país, donde se concentra más del 80% de sus operaciones.
El puerto está situado frente a la Bahía de Pelotas, en la que Petrobras realiza diversas exploraciones, a fin de establecer el potencial de diversos yacimientos que la empresa pretende explotar en los próximos años, si se comprueba su viabilidad económica.
Genneia, la compañía dedicada a la generación de energías renovables en la Argentina, inauguró el Parque Eólico La Elbita, ubicado cerca de Tandil. Se trata de su tercer desarrollo eólico en la provincia de Buenos Aires y el octavo en el país. La iniciativa demandó una inversión de US$ 240 millones. La compañía prevé para fines de 2026 sumar 15 parques de energía renovable, ocho eólicos y siete solares, para alcanzar una capacidad instalada superior a los 1,7 GW (945 eólicos y 800 MW solares).
El parque se encuentra ubicado sobre una extensión de 1.464 hectáreas y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas de última generación. Además, posee una potencia instalada de 162 MW y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales bajo el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Genneia tiene un 20% del total de la potencia instalada renovable de la Argentina, alcanzando el 22% de la generación de energía eólica y el 16% de la solar. Entre sus principales clientes se destacan Vista, Shell, Mercedez Benz y McCain.
Desde la empresa precisaron que el parque generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía eólica, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año. Estará destinado en su totalidad a abastecer clientes industriales.
Inauguración
El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa. Por parte de las autoridades, además del intendente de Tandil, Miguel Lunghi, participó el interventor de ENRE, Osvaldo Rolando; el gerente de coordinación operativa de Cammesa, Alfredo González Beltrán; y el subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni; además de clientes, proveedores y representantes de la comunidad.
Bernardo Andrews, CEO de Genneia, explicó: «Este es un parque eólico de clase mundial gracias al trabajo que hicimos con nuestro equipo. Es uno de los parques más grandes de la provincia. No es más grande porque tenemos el cuello de botella vinculado a las líneas de transmisión. Vamos a llegar a más de 1.700 MW de operación en muy pocos años”.
A su vez, el ejecutivo instó a resolver los límites del sistema vinculados a la falta de infraestructura de transporte para dinamizar los proyectos. “Esto requiere un diálogo inteligente sobre lo que significan los monopolios naturales de la Argentina. Este va a ser nuestro dialogo a futuro para salir de las limitaciones que tenemos».
Cesar Rossi, presidente de Genneia, adelantó: “En la actualidad tenemos 12 parques que demandaron US$ 1300 millones de inversión. Estimamos tener 15 parques en operación con una inversión total de US$ 1800 millones. Este parque es un ejemplo de la participación de los actores públicos y privados”.
Financiamiento
Desde Genneia precisaron que la inversión del proyecto se efectuó gracias a un esquema de financiamiento mixto a través de inversores locales e internacionales. A su vez, la empresa obtuvo el respaldo del Banco de Desarrollo de los Países Bajos (FMO) y FinDev Canadá, que otorgaron un préstamo corporativo de US$ 85 millones a 10 años. También se sumaron inversores a través de emisiones de bonos verdes.
La inauguración forma parte del plan de inversiones 2022–2026 de la empresa, que suma un total de US$ 900 millones, y que incluye a los parques solares de Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan y Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.
Compañía General de Combustibles S.A. (CGC), brazo energético de Corporación América, informó que en Asamblea de Accionistas del pasado viernes 23 de mayo aprobó por unanimidad un aumento de capital de US$ 150 millones.
La operación se anuncia luego del reciente ingreso de CGC a Vaca Muerta, cuando adquirió el 49% de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos del área “Aguada del Chañar”, operada por YPF S.A. Aguada del Chañar contiene dos yacimientos: Loma Colorada (gas) y Bosque Chañar (petróleo). La alianza entre las petroleras comenzó en 2023 con la exploración de Palermo Aike, yacimiento ubicado en Santa Cruz, considerado como el segundo recurso shale de la Argentina en importancia.
Primer paso
“El ingreso a Vaca Muerta marca un primer paso de CGC en un play donde consideramos que vamos a seguir creciendo, a la vez que continuamos preparándonos para desarrollar Palermo Aike en la provincia de Santa Cruz, lo que podría ser el segundo reservorio shale del país”, aseguró Hugo Eurnekian, presidente y CEO de CGC, a través de un comunicado distribuido por la empresa.
En cuanto a la operación, Eurnekian destacó que “este aumento de capital potenciará el crecimiento de la compañía. Estamos viviendo un momento histórico en cuanto a la diversidad de oportunidades que presenta la Argentina”.
Corporación América es un conglomerado con inversiones diversificadas en América latina y Europa, con participaciones relevantes en los sectores de energía, aeropuertos, agroindustria, servicios, infraestructura, transporte y tecnología. Además de CGC, Corporación América controla Corporación América Airports, que actualmente opera 52 aeropuertos en Argentina, Brasil, Uruguay, Ecuador, Italia y Armenia.
Pluspetrol, compañía líder en exploración y producción de hidrocarburos con más de 45 años de trayectoria y fuerte presencia en Vaca Muerta, abre la convocatoria a una nueva edición de Young Trails, su programa global de incorporación de jóvenes profesionales.
“El crecimiento de la industria energética en Argentina requiere talento formado y comprometido. Con nuestro programa de Young Trails buscamos sumar jóvenes que quieran desarrollarse y ser parte del futuro energético del país convirtiéndose en protagonistas de los desafíos que nos plantea una industria en constante evolución”, afirmó Martin Safronchik, Gerente de Recursos Humanos de Pluspetrol Argentina.
Desde el 28 de mayo, jóvenes graduados o próximos a graduarse podrán postularse para sumarse a los equipos de Exploración & Producción o áreas Staff, con vacantes disponibles en Buenos Aires y Neuquén y Mendoza.
La convocatoria está dirigida a perfiles de Ingeniería, Geología, Geofísica, Derecho, Administración de Empresas, Ciencias de Datos, Ciencias Políticas, Economía, Finanzas, Informática, Matemáticas, Relaciones Internacionales, Recursos Humanos, Relaciones Laborales y carreras afines.
Con más de una década de historia, Young Trails promueve el desarrollo profesional de nuevas generaciones, acompañando su crecimiento en una empresa dinámica, innovadora y en constante transformación. Esta edición se lanza en un contexto en el que Pluspetrol refuerza su compromiso con la formación técnica y el acceso a oportunidades educativas.
Pluspetrol es una compañía de energía privada, internacional e independiente con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Neuquén Argentina, hace más de 45 años. Pluspetrol tiene presencia en Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo-, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, en Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.
Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció la puesta en funcionamiento de una Línea de Alta Tensión en Neuquén. La misma permite conectar su planta de tratamiento Aguada Pichana Este a la red eléctrica nacional. La obra se realizó con la colaboración del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y representa la primera etapa de la electrificación de la planta, que será abastecida con energías renovables.
Total Austral realizó el tendido de la Línea de Alta Tensión, de 132 kV y 43 km de extensión, para unir la estación transformadora con una nueva, que fue construida desde cero en las inmediaciones de la planta de Aguada Pichana Este. Además, realizó una ampliación de la Estación Transformadora de Loma Campana, el punto de conexión a la red eléctrica nacional más cercana a sus instalaciones.
Gracias a este proyecto de electrificación, que requirió de una inversión de 22 millones de dólares de TotalEnergies junto a sus socios, sumado a una inversión adicional de la compañía de 11 millones de dólares en el parque solar Amanecer en Catamarca, la planta de Aguada Pichana Este ya opera con energía eléctrica, y una parte significativa proviene de fuentes renovables.
Asimismo, este proyecto permite inyectar 13 millones de metros cúbicos de gas por año al mercado nacional.
“La electrificación de Aguada Pichana Este representa un hito fundamental por el trabajo en equipo con la Provincia del Neuquén y a su vez, abre la puerta al abastecimiento con energía renovable de la planta”,dijo Catherine Remy, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, “esto implica más energía con menos emisiones”.
Habiendo puesto en servicio todos los equipos involucrados en este proyecto de electrificación, Total Austral transfirió la operación de la línea de alta tensión al EPEN) lo que implica ampliar la capacidad de transporte eléctrico y que a futuro esta línea pueda ser utilizada por otras operadoras en la zona.
“En Total Austral estamos convencidos de la importancia de la colaboración entre los sectores públicos y privados: Nación, Provincia y las Empresas”, concluyó Remy.
“Esta es la forma en que tenemos que trabajar con la industria, en equipo. Una empresa pública como el EPEN junto a una de las principales productoras del mundo, en una sinergia que nos permite que ganemos todos”, dijo el gobernador de la provincia de Neuquén Rolando Figueroa durante la puesta en marcha de la obra, “que va a permitir un mejor desarrollo de toda la Cuenca Neuquina y de manera sustentable”.
La electrificación de Aguada Pichana Este representa un avance clave que permitirá -en una fase siguiente- abastecer de energía limpia a otros equipos de Total Austral, como compresores e inclusive equipos de perforación, fortaleciendo así el plan de reducción de emisiones de la Compañía. Para 2027, la planta de Aguada Pichana Este estará entre las más modernas de la Argentina y su intensidad de emisión será de 3,5kgCO2e/bep, casi 70% menos que antes de su electrificación.
TotalEnergies reafirma así su compromiso de satisfacer la creciente demanda energética de Argentina brindando una energía más limpia, confiable y duradera, con la ambición de ser un actor clave en la transición energética.
Linea de alta Tensión en números:
22 MUSD Linea de Alta Tensión4+ de TotalEnergies junto a sus socios
11 MUSD de Amanecer] Total REN
43 km de extensión
Un trabajo en equipo con la Provincia de Neuquén
Una baja de 50 ktCO2eq/año (- 12% vs. 2024)
TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 130 países que cuenta con más de 100.000 colaboradores.
En Argentina, TotalEnergies desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias en Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con unos 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera productora privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares, además de comercialización de lubricantes.
La administración del presidente Donald Trump ha emitido una autorización limitada para que el productor petrolero estadounidense Chevron mantenga activos en Venezuela, incluidas sus participaciones en empresas petroleras mixtas con la compañía estatal PDVSA, según replicó la agencia Reuters.
Las directrices, cuyos términos son similares a los de una licencia estadounidense que Chevron tuvo entre 2020 y 2022 para sus operaciones en Venezuela, se dieron a conocer después de que el gobierno permitiera que expirara el martes la licencia más amplia de la compañía energética para operar en el país. El expresidente Joe Biden había emitido dicha licencia hace más de dos años.
Bajo la nueva autorización, Chevron no puede operar yacimientos petrolíferos en Venezuela, exportar su petróleo ni expandir sus actividades, dijeron las fuentes, añadiendo que su intención es evitar posibles pagos a la administración del presidente Nicolás Maduro.
Chevron dijo en un comunicado el martes: “La Licencia General 41B ha expirado, y la presencia continua de Chevron en Venezuela sigue cumpliendo con todas las leyes y regulaciones aplicables, incluido el marco de sanciones previsto por el gobierno de Estados Unidos.”
Genneia inaugura este viernes su octavo parque eólico. Con 162 MW de capacidad instalada, el Parque Eólico La Elbita abastecerá de energía renovable a grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término (MATER).
El parque se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil, sobre una extensión de 1.464 hectáreas, y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas de última generación, una potencia instalada de 162 MW y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales bajo el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
El parque generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO al año. Estará destinado en su totalidad a abastecer clientes industriales, que se suman a los más de 50 clientes corporativos con los que ya cuenta la empresa. Y, además, empleó a más de 450 personas en su etapa de construcción.
Con una inversión superior a los u$s240 millones, el proyecto fue posible gracias a un esquema de financiamiento mixto que combinó inversores locales e internacionales. A nivel global, Genneia obtuvo el respaldo de FMO (Banco de Desarrollo de los Países Bajos) y FinDev Canadá, que otorgaron un préstamo corporativo de u$s85 millones a 10 años. Y en el plano local, se sumaron inversores a través de emisiones de bonos verdes, consolidando a la compañía como referente en finanzas sostenibles.
Esta inauguración forma del plan de inversiones 2022–2026 de la empresa, que suma un total de u$s900 millones, y que incluye, además, a los desarrollos solares de Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.
Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la expansión de las energías limpias y el crecimiento sostenible en distintas regiones del país.
De esta manera, Genneia proyecta que, hacia finales de 2026, continuará liderando el sector renovable en Argentina, con 15 centros de generación renovables -8 eólicos y 7 solares-, con una capacidad instalada superior a los 1,7 GW (945 MW eólicos y 800 MW solares).
El evento de inauguración contará con la participación de autoridades nacionales, provinciales, municipales, accionistas y el equipo directivo de Genneia.
Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, abrió la convocatoria a una nueva edición de Young Trails, su programa global de incorporación de jóvenes profesionales.
“El crecimiento de la industria energética en Argentina requiere talento formado y comprometido. Con nuestro programa de Young Trails buscamos sumar jóvenes que quieran desarrollarse y ser parte del futuro energético del país convirtiéndose en protagonistas de los desafíos que nos plantea una industria en constante evolución”, afirmó Martin Safronchik, gerente de Recursos Humanos de Pluspetrol Argentina.
Desde el 28 de mayo en adelante jóvenes graduados o próximos a graduarse podrán postularse para sumarse a los equipos de Exploración & Producción o áreas Staff, con vacantes disponibles en Buenos Aires y Neuquén y Mendoza.
Convocatoria
La iniciativa está dirigida a perfiles de ingeniería, geología, geofísica, derecho, administración de empresas, ciencias de datos, ciencias políticas, economía, finanzas, informática, matemáticas, relaciones internacionales, recursos humanos, relaciones laborales y carreras afines.
“Con más de una década de historia, Young Trails promueve el desarrollo profesional de nuevas generaciones, acompañando su crecimiento en una empresa dinámica, innovadora y en constante transformación. Esta edición se lanza en un contexto en el que Pluspetrol refuerza su compromiso con la formación técnica y el acceso a oportunidades educativas”, precisaron desde la firma.
Los interesados pueden postularse en a través de este link.
También podrán encontrar más información en redes sociales de la compañía:
Durante 2024, tres de cada cuatro dólares destinados a la exploración y producción de hidrocarburos en Argentina se invirtieron en Vaca Muerta, según un informe de Aleph Energy elaborado en base a datos oficiales de la Secretaría de Energía. La formación neuquina se consolida como el núcleo del upstream nacional, absorbiendo el 76% de los fondos totales y desplazando a los yacimientos convencionales. El total de inversiones alcanzó los 12.830 millones de dólares, un 10% más que el año anterior. Sin embargo, el crecimiento fue desigual: mientras el petróleo aumentó un 21% y se llevó el 77% de los recursos, […]
Se trabajó sobre las demandas y necesidades de formación profesional, así como de las oportunidades laborales. La Tercera Mesa Regional de Educación y Trabajo de la Región Vaca Muerta se realizó este miércoles en San Patricio del Chañar. Como en las mesas anteriores (en las regiones de Los Lagos del Sur y del Limay), se trabajó sobre las demandas y necesidades de formación profesional, así como de las oportunidades laborales. Se busca promover y concretar distintas políticas desde el Estado provincial, para fortalecer el arraigo de las comunidades y su desarrollo. El encuentro fue encabezado por la ministra de Educación, […]
Marcos Pourteau, Manager del proyecto encarado por Southern Energy S.A. (SESA) para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) en barcos procesadores, y su colocación en el mercado internacional, reafirmó que “en el último trimestre de 2027 estará operando el buque Hilli Episeyo” con gas proveniente de la Cuenca Austral , y que en 2028 llegará para sumarse el MKII. Ambos barcos -ex metaneros, reconvertidos- son aportados por la empresa Golar LNG, participante del consorcio SESA.
A partir del ingreso de YPF, los socios en Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 por ciento).
Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años del proyecto. La inversión total calculada es de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor a lo largo de 20 años.
Con las dos plataformas flotantes operando se proyecta una producción de 27 millones de metros cúbicos día (11,4 MMm3/d del Episeyo y 15,6 MMm3/d del MKII), unos 6 millones de toneladas año de exportación.
Pero esto último, ya procesando gas originado en Vaca Muerta, para lo cual deberá estar construído un “gasoducto dedicado” de 500 kilómetros desde Tratayen (Neuquén) hasta un puerto maritimo de aguas profundas en San Antonio Oeste (Río Negro).
Al gasoducto debe sumarse también la instalación de una planta separadora, una planta compresora, y la infraestructura portuaria que permita operar barcos de apoyo logístico para el transporte del personal y su atención en tierra, y para el aprovisionamiento de los buques procesadores, que estarán ubicados a 4,5 kilómetros de la costa en el GSM, anclados al lecho marino mediante un sistema especial de amarre.
El proyecto de SESA se desarrolla entonces en dos fases operativas, la primera en base al aprovisionamiento con gas transportado desde Tierra del Fuego por el Gasoducto troncal San Martín. En esta etapa la producción y exportación de GNL será estacional aprovechando los meses de menor demanda interna de gas natural.
Queda por realizar la infraestructura para interconectar el sistema de ductos con el buque procesador Hilli Episeyo , con una inversión de 300 millones de dólares aportados por los productores asociados al proyecto.
Luego, con la nueva infraestructura del gasoducto específico desde Neuquén se alcanzará la fase de producción para la exportación durante todo el año.
Acerca del “gasoducto dedicado”, Pouteau refirió que se está analizando en detalle (técnico y económico) el tendido para ver “como se optimiza la conexión de Vaca Muerta con el Golfo San Matías. Es fundamental tener el mínimo costo posible del transporte del gas”, en un mercado internacional muy competitivo.
Consideró al respecto que “hacia fin de este año se definirán las caracteríticas del gasoducto dedicado y la inversión a realizar” por parte del sector privado.
Acerca de la construcción de dicho gasoducto agregó que “trabajamos en el análisis de todas las alternativas, ya sea la construccion propia, o en manos de terceros”. Y respecto de la tarifa a aplicar por el trasporte del gas sostuvo que se negociará en forma privada ya que se trata de un gasoducto dedicado de exportacion y por lo tanto estará fuera del sistema regulado.
El Project Manager expuso en un encuentro (virtual) organizado por el MEGSA (Mercado Electrónico del Gas), sobre la producción y comercialización internacional del GNL, las posibilidades de inserción desde Argentina a partir de la gran disponibilidad del recurso en Vaca Muerta, y la tarea de sondeo de potenciales compradores del futuro GNL local, en la región (particularmente Brasil), en Europa y en Asia, en el contexto de la transición energética mundial.
Acerca de los mercados de destino del GNL argentino sostuvo que “queremos tener nuestro portafolio de clientes definido lo antes posible”. “Brasil es importador de GNL en volumenes que varían entre 2 y 5 millones de toneladas año según varía la disponibilidad de la producción hidroeléctrica en el país. Es un mercado con costo de transporte bajo visto desde Argentina, pero además hay que considerar que tambien será un mercado para el gas exportado por ductos desde Vaca Muerta”.
“El mercado de GNL es muy arbitrado a nivel internacional, tiene actores importantes como Estados Unidos, Australia y Qatar. Y Argentina podría integrar un segundo grupo de exportadores”, consideró Pourteau al describir una serie de contactos realizados en Asia y Europa.
“Son proyectos expuestos a los precios internacionles, desde ya que los socios en Southern Energy (PAE, YPF, Pampa, entre ellos) esperan que sea rentable”. Las ventas serán FOB, es decir que los clientes vienen a buscar la carga. Habrá ventas a termino, con contratos a distintos plazos, 3, 5, 10, 15 años, en base a fórmulas aplicadas internacionalmente.
Estamos construyendo nuestro portfolio. seguiremos negociando para definir condiciones de contrato, describió. Un precio de referencia actual es u$s 10 el MBTU.
Pourteau destacó además las mejores condiciones que acarrea a este tipo de proyectos la aprobación del Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), y el impulso a las exportaciones del rubro.
“El año pasado se presentó el pedido del RIGI para el proyecto original (Hilli Episeyo), se aprobó el estudio de impacto ambiental, y este año se obtuvo la aprobación del permiso de exportación: Ahora estanos trabajando para la incorporación al mismo esquema del MKII ya que el RIGI prevee la ampliación del proyecto”, describió Pourteau.
Los dólares que aporta Vaca Muerta son tangibles. La exportación de petróleo revirtió el déficit de la balanza comercial energética. El superávit fue de USD 6.000 millones en 2024. El gobierno apuesta a que las exportaciones de la cuenca patagónica inunden de dólares a la economía argentina y con eso resuelvan el problema que tienen en las reservas. Sin embargo, una dato concreto matiza el entusiasmo libertario. El nuevo oleoducto para la exportación del crudo de Vaca Muerta está al 40% de su capacidad. El dato es revelador porque ya no existen limitacione spara la exportación, como durante el gobierno […]
La venta de combustible al público en todo el país totalizó 1.323.216 metros cúbicos entre naftas y gasoil en abril de 2025, lo que equivale a un alza de 2,1% en la comparación contra igual mes de 2024, y fue la segunda suba consecutiva tras quince meses al hilo de bajas. No obstante, respecto a marzo se observó una contracción de 6%, según el informe de la consultora Politikon Chaco, en base a datos oficiales. En cuanto al tipo de combustible comercializado, el 57% del total correspondió a naftas y el 43% al gasoil. La nafta exhibió una suba del […]
El mandatario recibió hoy a Luis Linares, director ejecutivo de EAVE. La compañía, con experiencia en proyectos solares para bodegas en Europa, quiere traer su modelo a Mendoza y explorar oportunidades con establecimientos vitivinícolas locales. El Gobernador Alfredo Cornejo, recibió hoy a Luis Linares, director de la empresa española EAVE, especializada en energías limpias. En la reunión participaron además la ministra de Ambiente y Energía, Jimena Latorre, su par de Producción, Rodolfo Vargas Arizu; la titular de ProMendoza, Patricia Giménez, y el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini. Durante el encuentro en el cuarto piso de la Casa […]
La inversión en el sector de hidrocarburos en Argentina experimentó un notable crecimiento durante el año 2024, alcanzando los 12.800 millones de dólares, lo que representa un aumento del 10% respecto a 2023. Este crecimiento estuvo principalmente impulsado por el segmento de petróleo, mientras que la inversión en gas mostró una fuerte caída. Inicialmente, las estimaciones de inversión para el año eran de 11.400 millones de dólares, pero la dinámica del mercado permitió superar esa proyección. El incremento se explica, en gran parte, por el empuje del petróleo no convencional, especialmente en la Cuenca Neuquina, donde las obras de evacuación […]
Los ejecutivos disertarán sobre las oportunidades que se le presentan al sector el próximo miércoles 11 de junio, en un evento exclusivo organizado por EconoJournal. La jornada tendrá lugar en el Hípico Alemán, en Buenos Aires. Ejecutivos de empresas productoras, distribuidoras y transportistas de gas, referentes del área de midstream y funcionarios públicos analizarán los desafíos y oportunidades del sector en un nuevo evento organizado por EconoJournal. La jornada tendrá lugar el miércoles 11 de junio, en el Hípico Alemán, en Buenos Aires. El objetivo será debatir sobre la apertura del mercado energético y la ampliación de la infraestructura como […]
Juan Jasson, gerente Comercial Gas Natural Regional de YPF, advirtió que el GNL seguirá siendo parte clave de la matriz chilena. Argentina volvió a exportar gas natural a Chile, pero la herida sigue abierta. La desconfianza sigue marcando la relación bilateral y el país deberá trabajar fuertemente para volver a ser un actor honesto. “Las conversaciones que tengo en Chile empiezan con la misma frase: ‘Ustedes son de Argentina, los que nos cortaban el gas hace 10 años, ¿no?’”, sostuvo Juan Jasson, gerente comercial de Gas Natural Regional de YPF. En el marco del evento “Integración Gasífera en el Mercosur […]
El ministro de Economía y Producción de Tucumán, Daniel Abad, informó que la petrolera WICO analiza realizar inversiones en Tucumán con el fin de ampliar el cupo de bioetanol en sus combustibles, como ya hizo en Córdoba. También adelantó que la empresa planea desarrollar una cadena de estaciones de servicios de bandera propia en suelo tucumano y en la región NOA.
Así lo manifestó tras reunirse con Fernando Riccomi, presidente de WICO Combustibles; Jorge Rocchia Ferro, presidente de la Compañía Azucarera Los Balcanes ─que maneja los Ingenios La Florida y Cruz Alta─ y de la Unión Industrial de Tucumán; Mariano Santillán, director de Biocombustibles y Bioenergía de Córdoba y el gerente del Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (IPAAT), Jorge Etchandy.
Si bien el corte obligatorio nacional de bioetanol es de 12% y de biodiésel 5%, WICO inauguró en diciembre de 2024 en Córdoba la primera estación de servicio que ofrece nafta con 17% de bioetanol (E17) y gasoil con 20% de biodiésel (B20). La intención de la compañía es ampliar el cupo también en Tucumán.
Impacto
“Tenemos en Tucumán una provincia productora de bioetanol que es lo que hoy se entrega a otras petroleras para el consumo de naftas. La idea de WICO es venir a hacer inversión e instalarse en la provincia con su propia bandera. Nosotros estamos en el camino de favorecer las inversiones privadas. En todo aquello que genera valor agregado económico a través de inversión y valor agregado social que es la contratación de manos de obra”, aseguró Abad.
El ministro adelantó que se crearon equipos de trabajo para poder seguir adelante y que en el corto plazo estiman que van a poder hacer un convenio que permitirá que la petrolera se instale en Tucumán con el asesoramiento del gobierno de Córdoba, provincia en la que ya opera.
El representante de la petrolera, Fernando Riccomi, explicó: “En Argentina existen solamente siete empresas con capacidad de refinación habilitadas por Secretaría de Energía de la Nación para poder ser refinadores primarios de petróleo y Wico es una de ellas”.
“Como toda petrolera, WICO tiene una necesidad de incluir un corte de biocombustibles. El acuerdo que estamos tratando de buscar con Tucumán es un modelo exitoso que se aplicó en la provincia de Córdoba donde básicamente el corte de biocombustibles es mucho mayor y se busca que en principio lo utilice la flota pública pero que sea realmente para toda la sociedad”.
Aun así, el ejecutivo de WICO advirtió que hacen falta inversiones. “Encontramos una excelente recepción en el Gobierno de Tucumán. Ante esto, como buen empresario privado, cuando hay recepción de la parte pública, siempre la articulación entre lo público y lo privado es lo que funciona”, analizó.
El empresario destacó el valor de Tucumán dentro de la industria nacional de biocombustibles remarcando que son grandes productores de bioetanol de caña de azúcar, lo que permitirá el desarrollo de una zona productiva muy grande del país, alcanzando a toda la región del NOA.
Inversión
En cuanto a los volúmenes de inversión, Riccomi detalló que se podrían establecer plantas de blendeo para poder producir combustible en suficiente volumen y calidad para abastecer a toda la región. “Esta es la inversión que queremos hacer. No solamente son inversiones en cuanto a lo económico, sino son inversiones que van a distribuir trabajo, porque todo esto no funciona solo y hace falta gente que pueda operar todo este tipo de plantas”, indicó el representante de WICO. En cuanto a la inversión en números ejemplificó: “Hay un piso de 100.000 dólares a 400.000 dólares por cada estación de servicio”.
“La planta de blendeo son muchos millones. Todo depende del volumen que se vaya a aplicar. Ahora tenemos que hacer el estudio de factibilidad, queremos que la provincia nos ayude en todos los sentidos posibles, desde el punto de vista impositivo, de desarrollo y de apoyo. Por la conversión que tuvimos con el ministro Abad, todo esto se va a llevar adelante. Es un lindo puntapié para arrancar”, detalló Riccomi.
En representación de los industriales azucareros tucumanos, Rocchia Ferro manifestó: “Creemos que es un impulso extraordinario que venga una petrolera con la voluntad. Para Tucumán es una extraordinaria noticia. Siempre el Gobierno de la provincia nos acompaña. Estamos muy contentos de poder dar esta noticia y darle la bienvenida a WICO que confía en Tucumán y al Gobierno de Córdoba por su ayuda”.
Santillán, por parte del gobierno cordobés, expresó: “El desarrollo agropecuario, es la salida que tienen las provincias para desarrollar sus economías y poder mejorar la rentabilidad de sus campos y producciones agropecuarias. Creemos en el cambio climático y por eso entendemos que los biocombustibles son la transición energética para el futuro. Creemos en el federalismo, por eso estamos acá y por eso entendemos que la experiencia que hizo la Provincia de Córdoba tiene que ser útil para que el resto de las provincias”.
La inversión en exploración y producción de hidrocarburos en Colombia subiría un 8% en 2025 a US$4680 millones con respecto al año previo para mantener los actuales niveles de bombeo de crudo, pero los recursos no detendrían la caída en la obtención de gas, dijo el jueves el principal gremio del sector. El país sudamericano invirtió US$4330 millones en 2024 en producción y exploración de hidrocarburos, reveló la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP). De la cifra proyectada para este año, US$740 millones se invertirían en exploración y US$3940 millones en producción para mantener un bombeo de entre 760.000 […]
Los mercados se muestran preocupados por el suministro y el posible bloqueo judicial a los aranceles de Donald Trump. Los precios del petróleo cayeron este jueves mientras los inversores sopesan los posibles efectos de los fallos de un tribunal estadounidense bloqueara la mayoría de los aranceles del presidente Donald Trump y ante la atención que generan posibles nuevas sanciones estadounidenses que frenen los flujos de crudo ruso y a una decisión de la OPEP+ de aumentar la producción en julio. Los futuros del Brent cerraron con una baja de 75 centavos, o un 1,2%, a 64,15 dólares por barril, mientras […]
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde unificó los llamados del primer y segundo trimestre del 2025.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, la unificación de ambos llamados se debe a la normalización de los tiempos, que los cronogramas queden acorde al trimestre correspondiente, debido a los plazos dados en anteriores convocatorias.
Cabe recordar que el llamado del cuarto trimestre del 2024 tuvo la presentación de ofertas en febrero del corriente año y su adjudicación por casi 1700 MW entre 18 proyectos renovables recién se dio a conocer hacia finales de marzo.
Por lo que a raíz de esta modificación y unificación, se espera que no se superpongan el proceso vigente ni futuras convocatorias del MATER. Por ello es que los titulares de proyectos interesados en participar en la actualidad tendrán hasta el día lunes 30 de junio de 2025, inclusive, para presentar solicitudes de prioridad de despacho.
La presentación deberá dirigirse a la Gerencia de Atención Agentes – CAMMESA, a través del correo electrónico a la dirección: agentes@cammesa.com.ar con los formularios requeridos y con copia a la casilla consultasmater@cammesa.com.ar
Posteriormente, el jueves 18 de julio, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración respectiva (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 24/7 y la asignación de la prioridad de despacho será el 29 de dicho mes.
Y si bien aún se desconoce la capacidad remanente en las redes de transmisión, se espera que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA termine de pulir los detalles y publique el denominado Anexo III a finales de la presente semana.
Estado de situación del MATER
Tras la última convocatoria, ya hay 7244 MW en 133 solicitudes con prioridad de despacho para abastecer a grandes usuarios del sistema, considerando tanto proyectos de generación como aquellos con obras menores para ampliar el sistema de transmisión, repartidos de la siguiente manera:
3717 MW destinados al MATER Pleno (sin restricciones)
3527 MW bajo el mecanismo de asignación Referencial A (posibilidad de hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión).
De ese total, sólo 2430,4 MW (repartidos entre 70 solicitudes) están habilitados comercialmente para inyectar su generación al Mercado Eléctrico Mayorista, de acuerdo al último informe del Mercado a Término elaborado por CAMMESA.
Y cabe aclarar que existen una serie de proyectos que en su momento resultaron ganadores de este tipo de llamados, pero que desistieron por diversos motivos (entre ellos la falta de pago para el mantenimiento de la prioridad asignada), los cuales suman 3039,8 MW (898,8 MW vía MATER Pleno y 2141 MW por Ref A).
El consorcio Southern Energy, que encabeza Pan American Energy (PAE) junto con YPF, Pampa, Harbour Energy y la noruega Golar, ya firmó unos 30 acuerdos de confidencialidad (Non Discloruse Agreements, NDA) con empresas interesadas en importar Gas Natural Licuado (GNL) producido en la Argentina. Así lo aseguró este jueves Marcos Pourteau, gente de Proyecto de Southern Energy, en un webinar organizado por Megsa (Mercado Electrónico de Gas S.A.) sobre la iniciativa para exportar gas desde una terminar flotante de licuefacción instalada frente a las costas de Río Negro que estará operativa en 2027.
El consorcio contactó a más de 40 potenciales offtakers (compradores) que “demostraron mucho interés por el GNL argentino”, según indicó Pourteau. Asimismo, el ejecutivo destacó que “al día de hoy tenemos alrededor de 15 propuestas avanzadas en términos y condiciones específicas para una compra-venta de GNL”. “El objetivo de Southern Energy es convertirse en un proveedor confiable para sus clientes y los países importadores de GNL”, subrayó.
El directivo también destacó que los mercados potenciales de Southern son Brasil, Europa y, sobre todo, Asia. “El mercado asiático demanda en la actualidad 411 millones de toneladas anuales (MTPA) y se espera que prácticamente se duplique en 2040 y consuma alrededor de 700 MTPA”, remarcó.
El consorcio Southern Energy lo integran PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%) y Harbour Energy (15%) y Golar (10%), que provee los buques de licuefacción. Es la primera iniciativa de exportación de GNL en la Argentina.
Decisión final de inversión
Pourteau también adelantó que en julio está previsto que Souther Energy firme la Decisión Final de Inversión (FID) para la instalación en el Golfo San Matías del barco MKII, el segundo buque de licuefacción de gas natural que forma parte de la segunda fase del proyecto de exportación de GNL. A principios de mayo Souther firmó con Golar LNG un acuerdo para la instalación por 20 años del buque en el Golfo San Matías, tal como publicó EconoJournal.
De este modo, el MKII se sumará al Hilli Episeyo, el primer barco acordado entre las partes del consorcio Southern Energy que ya tuvo la firma de la Decisión Final de Inversión el pasado 2 de mayo, lo que confirma que dejó de ser solo un proyecto y pasó a ser un compromiso firme de los socios. La primera fase del proyecto, que tendrá al buque Hilli Episeyo, fue aprobado dentro del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Buques
El primer buque contará una capacidad de 2,45 MTPA de GNL, el equivalente a 11,4 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) a capacidad nominal, y estará operativo en octubre de 2027. Mientras que el MKII, actualmente en proceso de conversión en el astillero CIMC Raffles en Yantai (China), tendrá una capacidad de 3,5 MTPA (15,6 MMm3/d) y está previsto que entre en operación en el último trimestre de 2028.
Las dos terminales flotantes de licuefacción se ubicaran próximas y en la costa de Río Negro. En conjunto, tendrán una capacidad de 6 MTPA y 27 MMm3/d de gas natural y operaran todo el año. El Hilli utilizará inicialmente el volumen excedente de la red de gasoductos existente. Para el buque MKII, Southern Energy tiene la intención de construir un gasoducto de 500 kilómetros dedicado desde la Cuenca Neuquina hasta el golfo.
El proyecto de Southern tiene el permiso de impacto ambiental aprobado y la habilitación de la Secretaría de Energía para exportar gas natural a largo plazo. Según el consorcio, es un proyecto de exportación con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.
“Southern Energy es el proyecto de exportación de GNL más importante de la Argentina y está avanzando a velocidad récord para asegurar la conexión del país al mercado mundial de Gas Natural Licuado”, concluyó Pourteau.
Desde Buenos Aires, YPF se prepara para darle una vueltita de rosca al surtidor con un plan que combina inteligencia artificial y precios segmentados según el momento del día. El nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) que inauguran el 24 de junio en Puerto Madero será la cabeza de esta movida tecnológica que promete ponerle onda a las más de 1.600 estaciones que la petrolera tiene en el país.
El llamado micropricing, una herramienta que ajusta el precio de la nafta con fórmulas bastante rebuscadas pero simples de entender: cuando menos gente haya en la estación, como a las 3 de la mañana, la nafta va a estar más barata para tentar al automovilista y llenar un poquito esos horarios en baja. Así lo explicó el presidente de YPF, Horacio Marín, cuando dijo que buscan ganar más plata y hacer todo más eficiente, casi como una movida europea.
“Va más allá de una red de monitoreo. Es una plataforma tecnológica que facilita la toma de decisiones de forma instantánea y permite generar valor segundo a segundo, impactando de forma directa en la rentabilidad de la compañía”, adelantó Marín.
Además, suman un sistema de autodespacho para que puedas cargar nafta sin que nadie te atienda. Menos personal durante la madrugada, menos costos para YPF y más descuentos para el que reposta en esas horas.
El nuevo RTIC no se limitará a los surtidores. Fuentes de YPF señalaron que el sistema permitirá tener control integral sobre la comercialización, incluyendo las tiendas Full y la distribución de productos en cada estación.
“El objetivo es adaptar la oferta a la demanda real”, explicaron desde la empresa. Por ejemplo, si en determinada región no se consumen ciertos productos —como hamburguesas—, se evitará su envío y se priorizarán otros bienes más demandados. De este modo, la experiencia del cliente se adapta a nivel local, maximizando ventas y reduciendo pérdidas.
YPF completó la ampliación del Complejo Industrial de Plaza Huincul con la incorporación de nuevas unidades para optimizar el procesamiento del crudo proveniente de Vaca Muerta. Según indicó el presidente de la compañía, Horacio Marín, la refinería neuquina se consolida como una pieza clave dentro del plan de eficiencia y productividad que impulsa la empresa en todos sus complejos industriales.
La ampliación incluyó la construcción de un nuevo horno y una estabilizadora de naftas, además de la instalación de un compresor de gases de Topping. Estos trabajos fueron realizados en un plazo de 26 meses y forman parte de una inversión total de 55 millones de dólares. Desde la empresa señalaron que los cambios “reducirán los costos de operación y optimizarán el funcionamiento” del complejo.
Nuestro presidente y CEO de YPF, Horacio Marín,recorrió las nuevas instalaciones del Complejo Industrial de Plaza Huincul que permite incrementar el procesamiento de crudo de Vaca Muerta. Las reformas que se realizaron implicaron una inversión aproximada de 55 millones de dólares pic.twitter.com/Xn3Mt4E0g7
En la actualidad, el 80% del crudo que se procesa en Plaza Huincul proviene de las operaciones de YPF en Vaca Muerta. Con la ampliación, la compañía busca fortalecer la integración entre la producción no convencional y el sistema de refinación nacional, en el marco de una estrategia que prioriza la agregación de valor dentro del país.
Además de las nuevas instalaciones, YPF anunció que la refinería contará con su propio centro de monitoreo inteligente. Este sistema permitirá controlar en tiempo real los procesos operativos y se integrará a la red nacional de centros tecnológicos que la petrolera estatal ya opera en sus otras plantas.
El complejo produce actualmente nafta Súper e Infinia, gasoil Grado 2 y combustibles para aviación. También aloja la principal planta de metanol del país, cuya producción se destina tanto al mercado interno como a la exportación.
Marín destacó que las obras se realizaron sin incidentes durante todo el período de ejecución, y consideró que el proyecto de Plaza Huincul es una muestra concreta del avance del programa de modernización industrial que lleva adelante la compañía.
La ampliación de la capacidad de refinación forma parte de un conjunto de iniciativas orientadas a potenciar la infraestructura energética vinculada a Vaca Muerta. La estrategia apunta no solo a incrementar la producción de crudo, sino también a reforzar la capacidad instalada para su procesamiento y comercialización, con impacto directo en la provisión regional de combustibles.
El Gobierno de Javier Milei publicará en los próximos días una resolución para modificar el cálculo del precio del gas natural para exportación a partir de 2026. Dejará de estar atado al barril de Brent y quedará en línea con el precio interno, para que el fluido llegue más barato a Brasil y Chile.
El cambio estará vigente hasta 2028, cuando finalicen los contratos del Plan Gas. A partir de 2029, el objetivo es que tanto el mercado local, con el que se abastece el consumo, y el mercado de exportación, sean libres. La producción de Vaca Muerta sobrará para la demanda interna y para ese momento estarán en marcha los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).
La modificación se discutió en un evento organizado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (Olade). Allí, funcionarios y analistas analizaron las proyecciones de demanda de gas natural en el Mercosur y Chile y evaluaron las condiciones contractuales necesarias para ampliar las exportaciones sin afectar el abastecimiento doméstico.
El subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller, participó en la jornada y expuso los lineamientos del nuevo esquema. Señaló que el Gobierno trabaja en una reforma del marco regulatorio para adecuar los precios de exportación a las condiciones del mercado interno. De este modo, Argentina podrá ofrecer su gas a valores más competitivos en la región.
El cambio de política busca reducir el precio mínimo de exportación, que se estableció en el marco del Plan Gas. Esa medida fijó que el gas vendido al exterior no podía tener un precio inferior al promedio del mercado local, que en la ronda 1 del plan equivalía a USD 3,50 por millón de BTU. El objetivo original fue evitar desvíos de producción que pudieran afectar el abastecimiento local.
Según explicó Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, esa regla funcionó hasta que estalló la guerra en Ucrania. Entonces, la Secretaría de Energía vinculó el precio mínimo de exportación al crudo Brent, lo que elevó el valor mínimo del gas exportable hasta USD 6 por millón de BTU. Este incremento quitó competitividad al gas argentino frente a otras opciones del mercado internacional.
Carbajales afirmó que durante años las empresas chilenas reclamaron una revisión de este esquema. Ahora, ante la necesidad de ofrecer precios más bajos para ingresar al mercado brasileño, la Secretaría de Energía aceptó volver a una referencia basada en el precio interno. Esto implica que el mínimo para exportar se ubicará nuevamente en torno a 3,50 dólares.
Los contratos del Plan Gas permanecerán sin cambios hasta fines de 2028. Estos acuerdos fijaron precios fijos y volúmenes de producción para las empresas participantes, asegurando el abastecimiento interno y el valor que recibirán las productoras. “Para la demanda interna, esos contratos del Plan Gas ya te fijan el precio, están seteados, y llegan a diciembre de 2028. O sea que hasta esa época vos no podés tocar los precios internos, para bien o para mal, no los podés tocar”, explicó el analista.
Con este esquema vigente, el Gobierno apunta a flexibilizar las condiciones de exportación, manteniendo a la vez el suministro doméstico asegurado. La producción de gas en Vaca Muerta permite planificar una política de expansión regional sin comprometer la seguridad energética del país.
El rediseño contempla también nuevas herramientas contractuales, que faciliten los acuerdos de largo plazo con compradores regionales. La intención es consolidar a Argentina como un proveedor estable de energía para sus vecinos, especialmente en un contexto de creciente demanda y reorganización del comercio energético.
El plan oficial considera que a partir de 2029 se logrará una liberalización plena del mercado de gas, tanto para el consumo interno como para la exportación. Para entonces, las obras de infraestructura vinculadas al GNL permitirán exportar gas por vía marítima, ampliando los destinos posibles y diversificando los ingresos del sector.
El Gobierno nacional estableció un listado de obras prioritarias en todo el país para para mitigar cuellos de botella y fortalecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que serán financiadas y ejecutadas por empresas privadas, a través del esquema de concesión de obra.
El plan incluye la incorporación 5.610 nuevos kilómetros de líneas, un 38.3% más que el actual, con una inversión de más 6.600 millones de dólares que permitirá asegurar el buen funcionamiento del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), mitigar los cortes de servicio y aliviar los cuello de botella producidos por la falta de inversiones acumulada en décadas.
Las obras de ampliación serán financiadas y ejecutadas por empresas privadas, sin un costo para el Estado, a través del mecanismo de Concesión de Obra, y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.
Las obras para la ampliación del sistema de transporte eléctrico se realizarán en distintos puntos del país para mejorar el servicio de todos los argentinos.
16 obras prioritarias 5.610 km de líneas USD 6.600 millones de inversión
— Secretaría de Energía (@Energia_Ar) May 29, 2025
La priorización de la ampliación del transporte se definió en el marco de la emergencia del sector energético nacional, dictada en diciembre de 2023, y forman parte del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026.
Para tomar dimensión de la situación crítica en la que el Gobierno de Javier Milei encontró la situación del sistema eléctrico, es importante destacar que en los últimos años se tendrían que haber invertido 30.000 millones de dólares en obras. Por el contrario, se gastaron 150.000 millones de dólares en subsidios durante 20 años. Todo esto financiado con emisión monetaria y su consecuente inflación.
Específicamente en los últimos 6 años, se realizaron solo el 38% de las inversiones necesarias en transmisión eléctrica, generando que hoy el 35% de las instalaciones del sistema se encuentren al fin de su vida útil. La última obra de alta tensión que se realizó a nivel nacional fue en 2017 y en AMBA en 2006, es decir, hace 19 años.
El Gobierno Nacional estableció las obras prioritarias para la ampliación del sistema de transporte eléctrico nacional después de décadas de desinversión.
Las obras serán financiadas y ejecutadas por empresas privadas y permitirán mitigar los cortes de servicio en todo el país. pic.twitter.com/9OYBj01AvX
— Secretaría de Energía (@Energia_Ar) May 29, 2025
En este sentido, las líneas de transporte eléctrico no acompañaron el crecimiento de la demanda: esta última subió un 20% en los últimos 10 años, mientras que las líneas de transporte de alta tensión apenas el 8%. Esto generó cuellos de botella y un sistema fuertemente saturado.
Las obras priorizadas se definieron en base a los estudios presentados, el análisis y recomendaciones realizadas por la Comisión de Transporte Eléctrico, que integraron la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la República Argentina (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF), la Unidad de Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE), con participación de esta Secretaría.
Listado de obras de urgente y prioritaria ejecución:
AMBA I
AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires)
Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires)
Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires)
Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Río Negro) – Bahía Blanca (Buenos Aires)
ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut)
Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn
Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Neuquén)
Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires)
Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur
Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes)
Et El Espinillo 500/132 kV (Formosa)
Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca)
Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta)
Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)
Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz – Tierra del Fuego
La incertidumbre financiera vuelve a golpear a Vaca Muerta, el megaproyecto energético que hasta hace poco se perfilaba como la salvación económica de Argentina. Hoy, según advierte Luis Varela, CEO de Saber Invertir, el panorama es crítico: la transición energética global, la volatilidad cambiaria y la necesidad urgente de divisas están provocando una ola de desinversiones en el yacimiento.
“La energía está atravesando una transformación profunda y el petróleo lentamente será reemplazado, como sucedió con el carbón a inicios del siglo XX”, explicó Varela. En este nuevo escenario global, el precio del barril podría caer hacia la zona de los 50 dólares, un nivel que deja en evidencia la fragilidad financiera de Vaca Muerta, donde los costos operativos —por el uso intensivo de fracking— rondan los 45 dólares por barril.
Este estrecho margen ha empezado a pasar factura: grandes compañías como ExxonMobil y Petronas ya están abandonando el yacimiento, dejando al descubierto las debilidades estructurales del modelo de explotación.
“Vaca Muerta tiene potencial, pero necesita un tipo de cambio alto para ser rentable. Hoy ese equilibrio no existe”, remarcó Varela. Mientras tanto, el Gobierno argentino enfrenta vencimientos urgentes con el FMI y un contexto de extrema fragilidad cambiaria. “Estamos en plena liquidación de la cosecha gruesa y el Banco Central no recibe ni un dólar”, alertó el especialista.
En paralelo, los esfuerzos del Ejecutivo se han volcado a maniobras financieras para sostener el corto plazo. Una de ellas es el lanzamiento del Bonte 2030, un instrumento que permite a los inversores colocar dólares que luego son convertidos en pesos, con rentabilidad garantizada por el Estado. “Es un conejo de la galera de Caputo, que demuestra su habilidad financiera, pero no resuelve el problema estructural”, señaló.
Así, mientras el foco oficial se desplaza hacia la ingeniería financiera, el sueño de convertir Vaca Muerta en la “segunda pampa húmeda” se diluye. La desinversión internacional, sumada a un entorno global menos dependiente de hidrocarburos, sitúa al proyecto en un punto de inflexión. Varela es contundente: “Va a ir perdiendo esa posibilidad”.
El riesgo de colapso de este activo estratégico no solo es energético, sino económico: sin inversiones sostenidas ni precios competitivos, Vaca Muerta puede dejar de ser un motor de desarrollo para convertirse en un lastre para las cuentas públicas.
La industria de hidrocarburos y minerales críticos vive una etapa de grandes oportunidades en la Argentina. De la mano de yacimientos como Vaca Muerta, sumados al potencial del litio y el cobre, la región se encuentra en una posición estratégica frente a la transición energética que atraviesa el mundo.
Sin embargo, el potencial de estos recursos no se transforma en valor por sí solo. Se requieren tres condiciones fundamentales que permiten navegar la alta volatilidad de los mercados y la creciente demanda: la eficiencia, la sostenibilidad y la tecnología.
El impacto global de las industrias energéticas
“La descarbonización del planeta depende, en gran parte, de que podamos producir minerales y materias primas de forma sostenible. Las industrias que más energía consumen tienen un rol clave en la lucha contra el cambio climático”, sostuvo Sergio Ferrari, director de Power Systems para la Argentina, Paraguay y Uruguay de Schneider Electric.
En este sentido, el ejecutivo remarcó que el logro de la neutralidad de carbono resulta inseparable de la gestión sustentable de metales y minerales. “Hoy sabemos que alcanzar este objetivo no será posible sin metales y minerales porque son fundamentales para el desarrollo de tecnologías limpias”, explicó.
Las industrias mineras y de hidrocarburos iniciaron un camino sostenido de incorporación de eficiencia energética a sus procesos. La meta es alinear la producción con los objetivos de descarbonización, de acuerdo con el contexto global actual.
“En este camino, la electricidad juega un rol clave: es entre tres y cinco veces más eficiente que otras fuentes y se posiciona como el principal motor de la transición energética”, aseveró Ferrari.
El dato se complementa con una tendencia clara en el sector minero: “Según una encuesta entre ejecutivos de la industria realizada por el grupo de investigación State of Play, el 87% cree que todos los sitios mineros existentes serán completamente eléctricos dentro de 20 años, y el 60% cree que la próxima generación de minas nuevas será completamente eléctrica”, aseguró el director de Power Systems para la Argentina, Paraguay y Uruguay de Schneider Electric.
La digitalización como aliada estratégica
“El proceso de transición energética no es sólo sobre qué energía usamos, sino cómo la usamos. Son tan importantes las fuentes de energía como el incremento de la eficiencia energética, y ahí es donde la transformación digital cobra un papel fundamental”, advirtió el ejecutivo.
Cabe destacar que la integración de dispositivos conectados, a partir del Internet de las Cosas (IoT), permite escalar información y gestionarla en plataformas inteligentes que utilizan la Inteligencia Artificial (IA). En esa línea, optimizar procesos y recursos en tiempo real representa una prioridad creciente para las compañías líderes del sector.
Por otra parte, la tecnología y la digitalización hacen posible una utilización más eficiente de los recursos, además de garantizar que las operaciones sean más sostenibles. “Una gestión integrada, basada en datos, agiliza la toma de decisiones y fomenta el trabajo colaborativo”, subrayó Ferrari.
La mejora de la cadena de valor y la gestión de las operaciones se afianzó como un pilar. Los Centros Integrados de Operaciones entregan información en tiempo real sobre la capacidad productiva, el seguimiento de indicadores clave y los planes de los equipos. “Así se brinda la información necesaria para la toma de decisiones que mejoran la coordinación y la eficiencia”, enfatizó.
Asimismo, el ejecutivo reveló que la empresa minera Black Rock ha logrado incrementar su productividad en casi doble dígito y, al mismo tiempo, reducir sus consumos energéticos, al integrar toda su cadena de valor al negocio.
Claves para un futuro eficiente y sustentable
Las herramientas digitales ya permiten optimizar el rendimiento de cada activo, gracias a la predicción y la previsión basada en datos. Con la IA y el machine learning, las empresas pueden aumentar la colaboración, optimizar los costos de capital y operativos, y elevar la seguridad y fiabilidad de sus activos.
Los beneficios concretos que destacó Ferrari incluyen el aumento de la eficiencia, y la mejora de la seguridad y la fiabilidad de los activos. Impulsar la eficiencia de la ingeniería, reducir el desperdicio de materiales y promover la circularidad, la resiliencia y la agilidad a lo largo de toda la cadena de valor”.
El papel de Schneider Electric en este contexto es el de facilitador de toda la cadena del ecosistema energético, abarcando desde la generación hasta el consumo. Con tecnologías digitales, se proponen optimizar el uso de la energía, reducir pérdidas y fomentar un enfoque más eficiente y sostenible en el uso de los recursos.
“La digitalización no reemplaza al trabajo humano, lo potencia. Y es, sin dudas, el puente entre el potencial y el futuro”, concluyó el ejecutivo.
La compañía AES Argentina, filial de la multinacional estadounidense AES Corporation, anunció una inversión de 150 millones de dólares destinada a ampliar su participación en el sector de energías renovables. El anuncio contempla la duplicación de la capacidad instalada en el Parque Eólico Vientos Bonaerenses, uno de los desarrollos clave de la empresa en la provincia de Buenos Aires.
El proyecto se llevará a cabo en el complejo ubicado entre las localidades de Bahía Blanca y Tornquist. Con esta ampliación, se incorporarán 16 nuevos aerogeneradores que sumarán una capacidad instalada de 102,4 megavatios (MW) adicionales al parque ya existente.Esta expansión forma parte del plan estratégico de AES Argentina para acelerar la transición energética del país, mediante la implementación de soluciones sostenibles dirigidas a clientes industriales y comerciales. La apuesta por energías limpias cobra especial relevancia en el contexto de la necesidad de diversificar la matriz energética nacional.
“Esta ampliación refleja nuestra visión de largo plazo y compromiso con el desarrollo energético del país», expresó Martín Genesio, Presidente y CEO de AES Argentina. Además, agregó que “en AES trabajamos para seguir ofreciendo energía sostenible, segura y confiable a nuestros clientes”.
La construcción de la nueva etapa del parque eólico demandará alrededor de 18 meses y se estima que generará cerca de 400 empleos directos. Esto no solo representa un impulso para el desarrollo local, sino también una importante contribución económica para la región.
AES Argentina cuenta con una trayectoria de más de 30 años en el país y es considerada una de las principales generadoras de energía eléctrica a nivel nacional. Su portafolio actual supera los 4 GW de capacidad instalada, con una matriz energética diversificada entre fuentes hidroeléctricas, térmicas y eólicas.
La empresa opera actualmente 10 plantas de generación distribuidas en varias provincias: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos. Estas se encuentran ubicadas en Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.
La ampliación del parque Vientos Bonaerenses representa un paso más en el desarrollo de infraestructura energética sustentable en el país. La energía eólica se consolida como uno de los pilares de la política energética actual, promoviendo inversiones que apuntan a reducir la dependencia de fuentes fósiles.
Por su ubicación estratégica, el parque tiene la capacidad de inyectar energía limpia al sistema interconectado nacional, beneficiando a miles de usuarios residenciales e industriales. Su ampliación permitirá una mayor integración de energías renovables a la red eléctrica.
La inversión también se enmarca en el contexto de otros planes de infraestructura energética lanzados recientemente, como la ampliación de redes eléctricas que se financiarán con aportes de los usuarios beneficiados, y que contempla obras en provincias como Río Negro y Neuquén.
AES Corporation, con sede en Estados Unidos, es una de las compañías líderes a nivel global en energías renovables. Su presencia en Argentina reafirma el interés de capitales internacionales por desarrollar proyectos sustentables en la región.
Con esta iniciativa, AES Argentina reafirma su compromiso con el crecimiento del sector energético nacional, apostando por la innovación tecnológica, el cuidado del medio ambiente y la generación de empleo en cada región donde opera.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos finalizó la construcción de una nueva Estación Transformadora (ET) en la localidad de Quenumá, en el municipio de Salliqueló, que se vincula al sistema de media tensión a través del tendido de una línea aérea entre la actual línea de 33 kV Tres Lomas – Pellegrini y la ET recientemente construida.
Los trabajos consistieron en la ejecución de nuevas instalaciones eléctricas y su vinculación al Sistema de Distribución de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires. Asimismo, se realizó el tendido de una nueva Línea Aérea de Media Tensión (LAMT) de 24,76 km de longitud, la cual oficia de vínculo entre la nueva ET Quenumá y la actual línea de 33 kV Tres Lomas – Pellegrini.
Finalizamos la nueva Estación Transformadora Quenumá y una nueva Línea Aérea de Media Tensión en #Salliqueló.
Obras que, como dijo Ariel, su intendente, van a cambiar la historia del distrito porque van a permitir la instalación de más industrias y que más de 1300 vecinos de… pic.twitter.com/AogiVlz8G7
La intervención permitirá ampliar y mejorar el suministro de energía eléctrica en la localidad de Quenumá y en zonas rurales, con pequeñas localidades y poblaciones dispersas, de modo de asegurar el abastecimiento de energía eléctrica en condiciones seguras y convenientes. Asimismo, el aumento de la potencia instalada permitirá abastecer a 1.300 nuevos usuarios residenciales, garantizando un suministro más seguro y confiable.
Desde diciembre de 2019, la Provincia de Buenos Aires ha impulsado una agenda de inversión en infraestructura eléctrica, con el objetivo de fortalecer el sistema energético, mejorar la calidad del servicio y acompañar el crecimiento productivo y demográfico del territorio bonaerense. En ese sentido, ya se finalizaron 28 obras eléctricas, distribuidas estratégicamente en distintas regiones; 2 intervenciones se encuentran en ejecución y 3 están en proceso licitatorio. Asimismo, se proyecta la ejecución de 10 nuevas obras eléctricas: 4 de Alta Tensión (132 kV) y 6 de Media Tensión (33/13,2 kV).
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos lleva adelante obras de Energía accesible y sostenible para ampliar y mejorar la infraestructura de transporte y distribución de la energía eléctrica, el acceso a la red de gas natural, y el desarrollo de energías renovables, para que la energía se convierta en un vector central para el desarrollo de la Provincia
El consumo de energía eléctrica en Argentina durante abril de 2025 alcanzó su nivel más bajo para ese mes desde 2021. La principal causa fue una fuerte retracción en la demanda de los hogares, en un contexto de aumento en las tarifas que impacta sobre el uso residencial.
La demanda total de electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista fue de 9.823,1 gigawatts-hora (GWh), lo que representa una caída del 1,8% en comparación con el mismo mes del año pasado, cuando el consumo había sido de 10.000,2 GWh. El dato de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec) refleja un retroceso interanual en el uso de la energía a pesar de que las temperaturas fueron similares a las de abril de 2024.
En la comparación con el mes anterior, también se registró una baja significativa: el consumo cayó un 15,7% respecto a marzo, que había cerrado con 11.652,2 GWh. A pesar de que abril tuvo un día menos, Fundelec señaló que se trató del menor nivel de consumo eléctrico para un mes de abril desde 2021, en plena pandemia.
Los hogares consumieron más energía eléctrica que el promedio de los comercios
El informe detalla que el 41% de la demanda energética correspondió al consumo residencial, que cayó un 5,7% en términos interanuales. En cambio, el consumo comercial, que representó el 29%, retrocedió un 1,1%. La única categoría que mostró crecimiento fue la demanda industrial, con una suba del 3,2% y una participación del 30% del total.
Respecto a las condiciones climáticas, abril de este año tuvo una temperatura media de 18,4 °C, apenas por debajo de los 18,7 °C registrados en abril de 2024. La jornada con mayor exigencia del sistema continúa siendo el 10 de febrero de este año, cuando se alcanzó un récord de demanda de potencia de 30.257 megavatios a las 14:47, en un día con 37,9 °C en el Gran Buenos Aires.
En cuanto a la generación eléctrica, la principal fuente de abastecimiento sigue siendo la térmica. Sin embargo, las energías renovables, como la solar y la eólica, ganaron terreno y se ubicaron en segundo lugar, por encima de la generación hidráulica.
El informe de Fundelec evidencia cómo los cambios en las tarifas y el contexto económico están modificando los hábitos de consumo energético de la población, mientras la industria muestra cierta resistencia y las energías limpias continúan expandiéndose en la matriz local.
Una nueva etapa del conflicto entre los trabajadores del gas y la empresa distribuidora Camuzzi Gas Pampeana podría impactar en el servicio que reciben miles de usuarios de la región. Según informó el Sindicato de Trabajadores de la Industria del Gas, Derivados y Afines (STIGAS), se están llevando adelante medidas gremiales que podrían generar una baja en la presión del gas natural en distintas zonas de la Costa Atlántica.
La medida se enmarca en un reclamo que viene profundizándose en las últimas semanas, ante lo que desde el sindicato califican como una “provocación” de la empresa en la mesa de negociación paritaria. Según denunciaron, la oferta salarial de Camuzzi para el mes de abril fue de apenas un 0,8% de aumento, mientras que la inflación oficial del mes se ubicó en 2,8%.
“Nos ofrecen migajas mientras la inflación sigue erosionando nuestros sueldos mes a mes. Es un insulto a la dignidad de los trabajadores”, expresó Ezequiel Serra, Secretario General de STIGAS Costa Atlántica.
La tensión crece aún más al conocerse que, durante el último mes, los accionistas de Camuzzi repartieron dividendos por más de 60 mil millones de pesos, en un contexto donde los trabajadores denuncian salarios congelados, estructuras deterioradas y recorte de recursos operativos. “Ellos reparten fortunas entre accionistas, y a los que mantenemos el servicio con nuestro trabajo nos ofrecen un aumento que no cubre ni el transporte al trabajo”, agregó Serra.
El gremio también apuntó que, a pesar del ajuste ofrecido a sus empleados, la empresa actualiza sus tarifas todos los meses, garantizando ingresos constantes. Sin embargo, esa política no se traduce en mejoras para los trabajadores ni en inversiones visibles para fortalecer el sistema de distribución.
“Venimos advirtiendo desde hace tiempo que la situación es insostenible. No sólo estamos hablando de lo económico, sino también de la seguridad con la que desarrollamos tareas de altísimo riesgo todos los días. Nuestra responsabilidad es con la comunidad, pero también con nuestras familias y con nuestra propia integridad”, remarcó el dirigente gremial.
Las medidas de fuerza —que incluyen la afectación de tareas técnicas, operativas y administrativas— podrían derivar en una baja en la presión del suministro de gas o demoras en la atención de urgencias y reclamos técnicos. Desde STIGAS subrayaron que se mantendrán dentro del marco legal, pero que no se descarta la intensificación del plan de lucha si persiste la falta de respuestas.
“Queremos dejar algo claro: no estamos atacando a los usuarios, sino defendiendo un servicio que está en riesgo si no se respeta a quienes lo garantizan día a día. Este conflicto se resuelve con voluntad política y con justicia social. Lo que está en discusión no es sólo un salario, es el modelo de empresa que queremos”, concluyó Serra.
La provincia de Neuquén puso en marcha una licitación pública para adquirir los primeros peajes que se instalarán sobre las rutas 7 y 17 y que permitirán cobrar el paso a vehículos pesados que circulen por el Corredor Petrolero. De esta forma, el gobierno neuquino inicia su plan para recaudar fondos que permitan financiar obras viales, hacer su mantenimiento, operaciones y reparaciones.
El proceso fue oficializado en el Boletín Oficial N° 4441 del pasado 23 de mayo y ordena al Ministerio de Infraestructura iniciar el proceso para la provisión, instalación y puesta en marcha de Puestos de Control de Peaje y Pesaje Dinámico Tipo Weigh-In-Motion (Wim). Además, determina un presupuesto de 1.945 millones de pesos y un plazo de ocho meses corridos para finalizar el proceso. La apertura de sobres se realizará el próximo 24 de junio.
Los nuevos controladores implicarán la implementación de una balanza dinámica tipo Wim y una estación de peaje electrónico tipo “Free Flow” que realizarán el cobro del paso a todo el tránsito pesado y automóviles no radicados en Neuquén, dejando afuera a los vehículos livianos con patentes registradas en el territorio de la provincia.
Los primeros peajes se ubicarán en las rutas 7 y 17 dentro del Circuito Petrolero.
El gobernador Rolando Figueroa informó que los primeros puestos de peaje estarán ubicados en las rutas 7 y 17. Se trata de dos de las vías más transitadas por aquellos vehículos que circulan hacia Añelo: “Vamos a cobrar peaje, pero no le vamos a cobrar al ciudadano neuquino”, afirmó el mandatario.
Funcionamiento
Desde la provincia indicaron que se instalarán pórticos que permitirán la lectura de patentes a través de lectores que funcionarán en ambas manos de las rutas donde se coloquen. En cuanto a las balanzas, informaron que para el primer puesto a instalar el pesaje se controlará solo en la mano ascendente de la Ruta 7, es decir, en la que permite el ingreso a la localidad de Añelo.
El pórtico a instalar albergará los sistemas de peaje y una balanza de peso en movimiento tipo WIM que permite el pesaje automático de vehículos en movimiento, sin la necesidad de detener el flujo vehicular. “Su principal finalidad es el control de peso por eje y peso bruto vehicular, a fin de preservar la infraestructura vial y aplicar sanciones cuando corresponda”, informaron desde el gobierno.
Por otro lado, aclararon que si bien el pesaje punitivo deberá hacerse con balanzas estáticas o fijas aprobadas, calibradas y contrastadas “es muy importante contar en un paso previo con dos balanzas dinámicas de preselección y varios sensores para la medición”.
El primer peaje y control de peso del transporte se ubicará sobre la Ruta 7, entre San Patricio de Chañar y Añelo.
Operación
Tanto la operación de estos nuevos controladores como la recaudación de los fondos y el mantenimiento de las rutas quedará a cargo de Vialidad Provincial, tal como lo determinó la Ley provincial N° 3439 aprobada el pasado 23 de mayo por la Legislatura provincial.
La norma, que contó con amplio aval de los legisladores neuquinos, determina que el peaje se establecerá con prioridad en las rutas 5, 6, 7, 8, 17, 51 y 67. Es decir, en todas aquellas que permiten el tránsito hacia Añelo, Cutral Có y Rincón de los Sauces. En la lista también figura la Ruta provincial 67, inaugurada en septiembre del año pasado y que conecta a la capital neuquina con el punto neurálgico de Vaca Muerta, a través de una traza paralela a la Ruta 7.
Si bien al momento de la redacción de la ley se fijó la posibilidad de licitar peajes en conjunto con otras provincias, teniendo en cuenta el tráfico que la actividad petrolera también genera en Río Negro, fuentes de esa provincia consultadas por Econojournal aseguraron que no consideraron viable este proyecto.
La República Dominicana no solo se alinea con las tendencias globales de transición energética con energías renovables, está construyendo un camino propio con orden institucional, apertura al sector privado y visión estratégica a largo plazo.
De acuerdo con Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) las bases están sentadas y con el liderazgo del presidente Luis Abinader avanzan con determinación hacia un futuro energético sostenible, competitivo y resiliente.
En una conversación destacada con Gastón Fenés, CEO y Co-Founder de Strategic Energy Corp y Future Energy Summit, el director ejecutivo de la CNE, ofreció un análisis detallado del presente del país, las proyecciones de oferta y demanda, así como lo que se espera del proceso licitatorio que ya generara expectativas en el sector.
“¡Otro excelente evento de Future Energy Summit! Ojalá siempre República Dominicana sea el foco de atención de este y otros eventos que enaltecen nuestro espíritu por tener una matriz energética más confiable resiliente a muy bajo precio y cónsono con nuestro compromiso medioambiental”, comenzó Verás.
Ese compromiso no es retórico: hoy, cerca del 23% de la energía en el país proviene de fuentes renovables. Según Verás, la cifra no es accidental, sino el fruto de una política pública que cambió el paradigma desde 2020. “A la llegada al gobierno… vimos que existía una falencia en el involucramiento del sector privado en el sector energético”, explicó. El diagnóstico fue claro: el modelo debía evolucionar de una fuerte inversión estatal a un entorno donde el capital privado fuera protagonista, tanto en generación térmica como renovable.
La evidencia está en los números. “33 proyectos renovables han sido integrados ya al sistema eléctrico y están en operación comercial”, dijo Verás. Además, “unos 15 proyectos adicionales avanzan a pasos agigantados en su construcción”, con incentivos fiscales y ejecución concreta. Otros 15 proyectos, añadió, ya fueron concesionados y muchos cuentan con almacenamiento, una condición que empieza a convertirse en estándar. A eso se suman “unos 25 proyectos que están en fase de concesionamiento o de concesión definitiva”.
Este dinamismo, sostuvo el director de la CNE, ha sido acompañado por una política deliberada de “afianzarnos en la planificación energética también apoyado en el sector privado para alcanzar el 30%” de participación renovable. La referencia al Plan Energético Nacional no es casual. “Es como quien dice el programa país”, afirmó Verás, señalando que incluso bancos y multilaterales lo consideran un referente para evaluar proyectos de alto financiamiento.
Durante la entrevista, Verás precisó que el crecimiento del parque energético no responde sólo a metas ambientales. Hay también un componente estructural: el aumento sostenido de la demanda. “La sociedad dominicana está en un tránsito de convertirse en una sociedad de consumo medio”, explicó. Con mayor poder adquisitivo, tecnología más accesible y cambios en el estilo de vida, la demanda crece incluso por encima del PIB. “Eso es demanda, y es demanda de energía”, sintetizó.
Frente a este panorama, la licitación que se avecina genera expectativas tanto en desarrolladores como en las empresas distribuidoras. Verás fue enfático al señalar que “la orden de llamar a una licitación es en base al concepto de compra de energía y no en base al concepto de construcción de un proyecto”. Esto significa que cualquier proponente, con o sin PPA, puede avanzar en su concesión, y que las licitaciones no son excluyentes respecto a otras formas de financiamiento o comercialización.
“No hay prisa con esa licitación”, aclaró. ¿La razón? “El año pasado recibimos 1240 millones de dólares en inversión… este año también vamos a recibir 1000 o un poquito más”, como resultado de contratos firmados en años anteriores. Para Verás, el enfoque actual es evitar errores cometidos en otros países y prepararse de la mejor manera para este proceso competitivo.
Las declaraciones de Verás también subrayaron la seguridad jurídica del mercado. “Hoy todo el pago a todos los generadores es al día”, gracias a una decisión política del presidente Abinader, respaldada por el Ministerio de Hacienda. Esta certidumbre es una ventaja competitiva clave. “Ese es uno de los pilares del gran atractivo de la inversión en energía que tenemos”, subrayó.
Sobre el rol de las concesiones definitivas en el nuevo proceso, Verás fue claro: “Siguen su curso. Incluso se siguen emitiendo”. De hecho, indicó que contar con una concesión definitiva —que incluye permisos ambientales, punto de interconexión y viabilidad técnica— debería ser, desde su punto de vista personal, un criterio clave en la licitación. “No le otorgaría un contrato de compra venta de energía a quien no tenga tierra o permiso ambiental”, dijo sin titubeos.
Consultado sobre si una planta existente o una ampliación podría participar en la licitación, Verás respondió con cautela: “Habría que ver los términos de referencia… porque sus costos son distintos a los de un proyecto nuevo”. Y en cuanto a las expectativas de precios, dijo que “hoy 10 centavos es un precio risible… sería mucho más bajo”, en referencia a los costos actuales de tecnologías renovables.
Hacia el final de la entrevista, al abordar los escenarios futuros, Verás fue contundente: “Tenemos que duplicar la oferta energética porque la demanda se va a duplicar al 2036”. Ese es el horizonte del plan “Meta 2036”, que contempla un crecimiento paralelo del PIB y del parque energético, siguiendo un modelo proyectivo sociométrico. Para cubrir esa expansión, Gastón Fenés estimó un crecimiento sostenido de unos 400 MW adicionales por año.
Por su parte y a modo de cierre, Verás dejó un mensaje para los desarrolladores: “Mientras más almacenamiento tengan, mejor”. Afirmó que la integración zonal está en revisión y que algunos proyectos deberán esperar. “No todos caben al tiempo que se debe”, advirtió, pero reafirmó que el proceso será ordenado, transparente y competitivo. “Apostemos siempre a esa diversificación y esperemos a que las zonas tengan la oportunidad de tener mayor cantidad de proyectos posible”.
Y cuando se le preguntó qué tendría que pasar para que en el encuentro FES Caribe 2026 esté a gusto con el avance del sector energético dominicano, la respuesta fue concisa: “Que salga la licitación de renovable con almacenamiento”.
La Secretaría de Energía de Argentina lanzó un mega plan de 16 obras prioritarias para la ampliación del sistema de transporte eléctrico nacional en 132 y 500 kV, destinadas a aliviar cuellos de botella y evitar cortes en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Las obras suman 5610 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión y desde el gobierno estiman que las inversiones necesarias para llevarlas adelante superan los 6000 millones de dólares.
La priorización de la ampliación del transporte se definió en el marco de la emergencia del sector energético nacional, dictada en diciembre de 2023, y forman parte del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026, publicado mediante Resolución SE N° 294 en octubre del 2024.
Tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), los proyectos de transmisión en cuestión se financiarán y ejecutarán por el sector privado, sin costo para el Estado, a través del mecanismo de concesión de obra y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.
“Es decir que el oferente que gane la licitación podrá recuperar la inversión recién cuando la obra esté concluida y en funcionamiento. Ahí se aplicará cargo tarifario solamente a los usuarios beneficiados por esas obras”, aclararon fuentes cercanas de la Secretaría de Energía.
Cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras de ampliación, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el Concedente al Transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.
¿Cómo sigue el proceso? “Tras la publicación de la resolución, comenzarán las licitaciones nacionales e internacionales para cada una de las obras. La primera será AMBA I, ya que en esa zona es donde se concentra el 40% de la demanda”, informaron desde el gobierno en diálogo con este portal de noticias.
Algunas de las obras contempladas ya estaban previstas en el plan de ampliación y readecuación de la red aprobado durante el gobierno de Alberto Fernández a mediados del año 2023, entre ellas el proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por varios años; como también la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.
Cabe recordar que el proyecto AMBA I es una obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por varios años; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.
A continuación, el listado de obras de urgente y prioritaria ejecución:
AMBA I
AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires)
Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires)
Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires)
Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Neuquén) – Bahía Blanca (Buenos Aires)
ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut)
Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn
Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Río Negro)
Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires)
Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur
Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes)
ET El Espinillo 500/132 kV (Formosa)
Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca)
Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta)
Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)
Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz – Tierra del Fuego
El consorcio Southern Energy, que encabeza Pan American Energy (PAE) junto con YPF, Pampa, Harbour Energy y la noruega Golar, ya firmó unos 30 acuerdos de confidencialidad (Non Discloruse Agreements, NDA) con empresas interesadas en importar Gas Natural Licuado (GNL) producido en la Argentina. Así lo aseguró este jueves Marcos Pourteau, gente de Proyecto de Southern Energy, en un webinar organizado por Megsa (Mercado Electrónico de Gas S.A.) sobre la iniciativa para exportar gas desde una terminar flotante de licuefacción instalada frente a las costas de Río Negro que estará operativa en 2027.
El consorcio contactó a más de 40 potenciales offtakers (compradores) que “demostraron mucho interés por el GNL argentino”, según indicó Pourteau. Asimismo, el ejecutivo destacó que “al día de hoy tenemos alrededor de 15 propuestas avanzadas en términos y condiciones específicas para una compra-venta de GNL”. “El objetivo de Southern Energy es convertirse en un proveedor confiable para sus clientes y los países importadores de GNL”, subrayó.
El directivo también destacó que los mercados potenciales de Southern son Brasil, Europa y, sobre todo, Asia. “El mercado asiático demanda en la actualidad 411 millones de toneladas anuales (MTPA) y se espera que prácticamente se duplique en 2040 y consuma alrededor de 700 MTPA”, remarcó.
El consorcio Southern Energy lo integran PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%) y Harbour Energy (15%) y Golar (10%), que provee los buques de licuefacción. Es la primera iniciativa de exportación de GNL en la Argentina.
Decisión final de inversión
Pourteau también adelantó que en julio está previsto que Souther Energy firme la Decisión Final de Inversión (FID) para la instalación en el Golfo San Matías del barco MKII, el segundo buque de licuefacción de gas natural que forma parte de la segunda fase del proyecto de exportación de GNL. A principios de mayo Souther firmó con Golar LNG un acuerdo para la instalación por 20 años del buque en el Golfo San Matías, tal como publicó EconoJournal.
Marcos Pourteau, project manager de Southern Energy.
De este modo, el MKII se sumará al Hilli Episeyo, el primer barco acordado entre las partes del consorcio Southern Energy que ya tuvo la firma de la Decisión Final de Inversión el pasado 2 de mayo, lo que confirma que dejó de ser solo un proyecto y pasó a ser un compromiso firme de los socios. La primera fase del proyecto, que tendrá al buque Hilli Episeyo, fue aprobado dentro del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Buques
El primer buque contará una capacidad de 2,45 MTPA de GNL, el equivalente a 11,4 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) a capacidad nominal, y estará operativo en octubre de 2027. Mientras que el MKII, actualmente en proceso de conversión en el astillero CIMC Raffles en Yantai (China), tendrá una capacidad de 3,5 MTPA (15,6 MMm3/d) y está previsto que entre en operación en el último trimestre de 2028.
Las dos terminales flotantes de licuefacción se ubicaran próximas y en la costa de Río Negro. En conjunto, tendrán una capacidad de 6 MTPA y 27 MMm3/d de gas natural y operaran todo el año. El Hilli utilizará inicialmente el volumen excedente de la red de gasoductos existente. Para el buque MKII, Southern Energy tiene la intención de construir un gasoducto de 500 kilómetros dedicado desde la Cuenca Neuquina hasta el golfo.
El proyecto de Southern tiene el permiso de impacto ambiental aprobado y la habilitación de la Secretaría de Energía para exportar gas natural a largo plazo. Según el consorcio, es un proyecto de exportación con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.
“Southern Energy es el proyecto de exportación de GNL más importante de la Argentina y está avanzando a velocidad récord para asegurar la conexión del país al mercado mundial de Gas Natural Licuado”, concluyó Pourteau.
Con nuevos desarrollos en solar, eólica marina, autoconsumo, digitalización y redes inteligentes, Iberdrola refuerza su posicionamiento como uno de los actores clave de la transición energética europea.
Esta hoja de ruta será presentada en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, el próximo 24 de junio, donde Julio Castro, CEO de Iberdrola España, participará como speaker junto a líderes del sector, en un encuentro que reunirá a más de 400 ejecutivos, autoridades regulatorias y representantes de empresas clave del ecosistema energético.
En España, la compañía desarrolla una de las mayores instalaciones fotovoltaicas vinculadas al sector tecnológico: una planta solar ubicada en Ciudad Rodrigo (Salamanca), con 212 MW de capacidad instalada, destinada a abastecer de energía limpia a Amazon. El proyecto, con una inversión de 200 millones de euros, estará operativo en 2025 y se convertirá en uno de los principales desarrollos solares de la multinacional tecnológica en el país.
Uno de los hitos más recientes en el país es la instalación de la primera micro red del país, en la planta de Schneider Electric en Barcelona. Este sistema híbrido incluye 990 paneles solares capaces de producir 670 MWh al año, lo que representa el 10% del consumo total de la fábrica. Además incorpora 5 puntos de recarga de vehículo eléctrico y 216 kWh de almaceanmiento de baterías.
Iberdrola se ha encargado de la instalación del sistema y ambas compañías han firmado un contrato PPA a 20 años. La micro red reduce la dependencia de la red general y mejora la resiliencia eléctrica de la industria, una solución escalable en el contexto de electrificación industrial.
En línea con su estrategia de contratos a largo plazo, la compañía ha firmado un PPA con Tubos Reunidos Group para el suministro de 120 GWh de energía renovable en 10 años, provenientes de 10 MW de su cartera solar fotovoltaica destinados a los centros industriales de Álava y Vizcaya.
Impulso renovable: proyectos estratégicos en Europa
En el Reino Unido, Scottish Power, parte del grupo Iberdrola, avanza la construcción de East Anglia 3, el mayor parque eólico marino desarrollado por la compañía, con 1.400 MW de capacidad. Integrado en el macrocomplejo East Anglia Hub, superará los 3.000 MW una vez finalizado, con una inversión global que supera los 10.000 millones de euros, abasteciendo a más de 1,3 millones de hogares.
En Portugal, Iberdrola y Amazon también han cerrado su primer acuerdo energético, con el desarrollo del parque eólico Tâmega Wind Complex, que se espera sea el mayor parque eólico del país. Este proyecto innovador, con una capacidad de 219 MW y una inversión estimada en 350 millones de euros, estará integrado al complejo hidroeléctrico de Tâmega (1.158 MW). Gracias a esta conexión, la energía eólica podrá utilizarse para bombear agua al embalse, permitiendo así una solución híbrida de generación flexible que combina eólica e hidráulica.
En Italia, Iberdrola ha inaugurado una planta fotovoltaica de 7 MW en Puglia, con una generación anual prevista de 13 GWh, lo que equivale al consumo de 5.000 hogares. Esta instalación se suma a la estrategia de expansión del grupo en el país, con un objetivo de alcanzar 400 MW renovables operativos en 2026 bajo esquemas merchant y PPA corporativos.
1.000 comunidades solares en España
Iberdrola también ha alcanzado un nuevo récord en generación distribuida, al superar las 1.000 comunidades solares activas en España, beneficiando a más de 30.000 usuarios. Estas comunidades permiten compartir energía fotovoltaica entre usuarios ubicados en un radio de hasta 2 km, promoviendo la democratización del acceso a energía limpia y empoderando al consumidor como agente activo en la transición energética.
Digitalización y gestión inteligente: nace East-West Digital
En el marco del Qatar Economic Forum 2025, Iberdrola presentó East-West Digital, una nueva empresa dedicada a soluciones digitales para la gestión energética, incluyendo plataformas para autoconsumo, eficiencia y redes inteligentes.
Con foco en Europa y Oriente Medio, esta unidad representa un paso estratégico hacia la digitalización avanzada del sistema energético.
Iberdrola en FES Iberia 2025: una voz central en el debate energético
Julio Castro, CEO de Iberdrola España, formará parte de FES Iberia 2025, el principal encuentro renovable hispanoamericano, que tendrá lugar en Madrid el 24 de junio. Allí se abordarán los principales desafíos del sector, desde la electrificación de la demanda, los nuevos modelos de mercado y la regulación de redes, hasta la integración del hidrógeno renovable y las soluciones de almacenamiento con baterías.
En un contexto de alta penetración renovable y estrés en las infraestructuras existentes, el evento también pondrá sobre la mesa el fenómeno del apagón,, profundizando en los límites actuales del sistema eléctrico y las soluciones estructurales necesarias: redes flexibles, mercados de capacidad y tecnologías de respaldo.
Networking y cooperación: aceleradores de la transición energética
Con más de 400 ejecutivos y la participación de las principales empresas energéticas de Europa y América Latina, FES Iberia 2025 será nuevamente el espacio clave para consolidar alianzas.
FES Iberia 2025 reunirá a representantes de las empresas líderes del sector renovable como EDP Renewables, Repsol, Galp, Jinko Solar, Grenergy, Cox Energy, Zelestra, Schletter, SOnnedix, Elmya, entre otros actores.
El mega encuentro renvoable se caracteriza por su entorno de networking de alto nivel, donde se impulsan nuevos proyectos que refuerzan la cooperación regional en energías renovables.
República Dominicana avanza aceleradamente en su transición energética. Hoy en día cuenta con 2.119 MW de capacidad renovable instalada, de los cuales más de la mitad (1.033 MW) provienen de centrales fotovoltaicas operativas. Pero aquello no sería todo, en paralelo están atravesando su construcción más proyectos de tecnología fotovoltaica, próximos a ingresar. A este escenario se suman las proyecciones gubernamentales de duplicar la capacidad renovable al 2028, meta anunciada y ratificada por el gobierno dominicano.
En atención al volumen de proyectos instalados y por desarrollar aún, durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Alejandro Ramos, director de ventas para Iberoamérica de Schletter, anticipó la apuesta de la firma por profundizar su presencia en República Dominicana, donde ya cuentan con una importante trayectoria: “Del casi 1.5 GW que ya hay instalado poseemos prácticamente el 30% del mercado, lo cual es un número bastante alto”, resaltó.
El crecimiento del mercado dominicano está estrechamente vinculado a la integración de almacenamiento. De hecho, habría actualmente 20 proyectos fotovoltaicos con baterías candidatos a ingresar entre 2025 y 2030 al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), con una capacidad estimada de 1.860 MW de generación y más de 540 MWh de almacenamiento, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
En este sentido, el reciente anuncio del ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante FES Caribe —quien anticipó que las distribuidoras convocarán a una licitación para proyectos renovables con almacenamiento— refuerza el atractivo del país para empresas como Schletter.
En este contexto, Schletter, especialista alemán en soluciones de montaje solar, se posiciona estratégicamente para capitalizar la expansión del mercado local. Alejandro Ramos, director de ventas para Iberoamérica de la compañía, manifiesta: “Tenemos grandes expectativas de estas nuevas licitaciones de las cuales queremos formar una gran parte del mercado”.
La meta es clara: “No esperamos tener menos cuota de mercado, sino más bien expandirnos bastante más”, subraya Ramos.
La compañía europea se ha preparado con inversiones específicas en toda Hispanoamérica, tanto en capacidad de producción como en asistencia técnica local. Ramos detalla: “Hemos desarrollado un equipo que se encarga localmente de todos los proyectos de la zona, no solo República Dominicana, sino también el resto del Caribe y Centroamérica”.
Además, se incorporaron líneas de producción dedicadas exclusivamente al mercado regional, tanto en Europa como en China. Esta infraestructura permite a Schletter responder con agilidad a los requerimientos de los desarrolladores: “En menos de una semana estamos dando respuesta a las licitaciones principales, o lo que nosotros consideramos como prioridad alta, y en dos o tres semanas ya tenemos nuestro material disponible en la fábrica en condiciones para ser embarcados hacia acá”, precisa.
La participación de su directora técnica en eventos como FES Caribe también forma parte de una estrategia que busca combinar la visión comercial con el rigor de la ingeniería. Ramos destaca: “Es muy bueno que venga a estos tipos de eventos, no solo desde la perspectiva comercial sino también para dar su punto de vista desde ingeniería”.
Con una política de riesgo cero, el ejecutivo destaca que la ingeniería alemana de Schletter se traduce en productos robustos, adaptados a esos entornos: “Tenemos una gran gama de productos que podemos ofrecer, los cuales han podido acoplarse bastante bien al uso de la región”.
En ese sentido, sobresale su seguidor solar 2V, una solución técnica que permite incrementar la potencia instalada en espacios reducidos. Ramos explica: “Cada vez más los terrenos son limitados; al final, el único factor que no podemos controlar es el espacio físico que nos permiten tener para realizar una planta solar”.
Frente a esto, el seguidor 2V de Schletter ofrece ventajas competitivas: “El concepto de diseño de Schletter es pórticos individuales que bloquean cada uno de ellos y trabajan como una estructura fija”, lo que les permite absorber vientos de hasta 270 km/h. A su vez, agrega: “Cuando uso un seguidor 2V o 1V, la diferencia es que puede soportar el doble de paneles en el mismo espacio. Puedes obtener prácticamente el doble de potencia en un mismo espacio físico limitado”.
Con este tipo de soluciones, la empresa ya ha instalado más de 250 MW en la zona del Caribe y está avanzando en nuevas cotizaciones “a punto de hacerse el PPA”, según precisa Ramos.
Como mencionáramos en nuestra publicación anterior, el análisis RCA se basa en una serie de herramientas metodológicas. Las más conocidas para conducir eficientemente la investigación de las fallas, son:
5W2H (What- Why_- Where – When -Who – How – How much/ many)
Matriz de Riesgo- (Frecuencia/Impacto – Probabilidad/Gravedad)
Diagrama de fishbone (o Ishikawa)
Gráficos de tendencia (línea de tiempo, gráficos de control, histogramas)
Árbol de fallas
En estudios aplicados a aerogeneradores, por ejemplo, la selección de herramientas debe considerar la facilidad de aplicación, la claridad en la visualización de resultados y la experiencia del equipo técnico involucrado. Esta práctica ha sido aplicada por el equipo de 8.2 Group, a nivel internacional, a lo largo de sus 30 años de trayectoria y en Argentina durante los años 2023 y 2024.
En todos los casos en la fase inicial de identificación de los problemas, es necesario armar un equipo que mediante 5W2H elabore las Brainstorming.
Es fundamental la recolección de datos, para entender todas las variables que inciden en el problema/fallo y como están interrelacionadas entre sí. La elaboración de listas de verificación y la revisión de historiales de mantenimiento, manuales y procedimientos, permiten contextualizar el evento y establecer correlaciones entre antecedentes operativos y la falla ocurrida.
La línea de tiempo es una herramienta visual que permite gráficamente reconstruir la secuencia de los hechos previos a la falla o rotura.
Línea de tiempo
¿Cómo se clasifican las causas?
Causas proximales: las más cercanas (próximas) a la ocurrencia del evento adverso
Causas subyacentes: causas ocultas, profundas, fallas en los procesos o sistemas, difíciles de visualizar. Pueden desembocar en Causa Raíz.
Causas raíz: fundamental(es) para la ocurrencia del fallo
Causa raíz física: de origen físico que afecta la operatividad/producción de los equipos
Causa raíz humana: error humano, negligencia, desatención
Causa raíz latente: origen en sistemas, políticas y/o procedimientos inadecuados, capacitación inexistente o deficiente
¿Cómo se efectúa el/los diagnósticos de las Causas Raíz?
Del análisis de datos e información acumulada, mediante la “lluvia de ideas” del equipo abocado al análisis, se deben seleccionar y definir las posibles causas y subcausas relacionadas, asignándoles categorías.
De esta manera se construye el “Diagrama de Fishbone o Ishikawa”
Diagrama de Fishbone o Ishikawa
Para la construcción se dividen los datos en seis campos, aplicando la metodología de 6 M: 1º Hombre (Mano de obra) – 2º Máquina – 3º Entorno (Medio Ambiente) – 4º Material – 5º Método – 6º Medida. Se incorporan las causas o sub-causas discutidas previamente como espinas del cuerpo de pescado que confluyen a la espina dorsal.
Esto permite enlistar y clasificar las causas, facilita la visualización, se evitan “cuellos de botella”, se descartan problemas superficiales, permite mejorar procesos a futuro.
El análisis mediante árbol de fallas, conforme a la norma IEC 62740 y aplicado en casos de fallas mecánicas y/o eléctricas críticas, permite modelar de forma estructurada las posibles causas y asignar probabilidades. Además, es útil para visualizar hipótesis alternativas de la falla, indicando que estas tienen menor probabilidad en comparación con la hipótesis principal, la cual deberá ser confirmada o descartada durante el proceso de análisis.
Diagrama de árbol de falla
Tanto en el diagrama de Ishikawa como en el Árbol de Fallas, la precisión y eficacia de su aplicación depende de la “experiencia de los analistas”, que dá la capacidad de diferenciar los tipos de causas que pueden confluir.
La norma IEC 62740 presenta una variedad de métodos, desde los más prácticos hasta los más complejos, que pueden ser utilizados de acuerdo con la naturaleza específica del estudio, permitiendo confirmar o descartar hipótesis.
Lo anterior es debido a que en la industria renovable, en particular, en eólica y solar, conviven varias disciplinas en las plantas de generación, tales como: Ingenierías Civil, Mecánica, Eléctrica, Aerodinámica, Hidráulica, Electrónica, Química, Comunicaciones y Control, entre otras. Cada una con su role particular.
Por lo tanto en el análisis, es necesario complementar estos conocimientos e interpretar con claridad los volúmenes de datos, almacenados en histogramas, estadísticas, regresiones y demás registros.
La figura siguiente resume algunos de los casos reales de fallas mecánicas e incendios investigados por expertos de 8.2 Group, en los cuales se aplicaron de manera combinada las metodologías de análisis descritas anteriormente. Estos permitieron identificar con precisión las causas raíz de cada evento, validar hipótesis mediante múltiples enfoques y proponer acciones correctivas específicas para prevenir la recurrencia de las fallas.
En nuestra próxima entrega abordaremos ejemplos de aplicación en Eólica y Solar.
Autores del artículo: los Ings. Dieter Gutterres Soares y Néstor Omar Cereijo.
Sobre GRUPO 8.2
GRUPO 8.2 es una empresa de origen alemán que ofrece servicios integrales de consultoría e inspecciones técnicas de plantas eólicas, fotovoltaicas y de biogás, así como de la integración a la red eléctrica.
El mercado solar global alcanzó un récord de 703 GW en envíos durante 2024, de acuerdo con la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV). De ese volumen, el 98 % correspondió a tecnología de silicio cristalino, que mantuvo su hegemonía frente a la película delgada. En este escenario, la tecnología TOPCon n-type superó por primera vez a la PERC p-type, consolidando su dominio en la producción global.
Este liderazgo de la TOPCon se sustenta en su mayor eficiencia, rendimiento en condiciones climáticas adversas y una vida útil más larga, atributos que le han dado un papel protagónico en la estrategia comercial de JA Solar en toda Latinoamérica, pero especialmente para mercados de Centroamérica y el Caribe.
Ignacio Mesalles, líder del equipo de proyectos de gran escala para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, confirma que “la tecnología que ahora estamos viendo que más está teniendo mejor receptividad en el mercado es la tecnología TOPCon”. Atribuye este fenómeno principalmente a las condiciones ambientales de la región, caracterizadas por alta humedad y elevadas temperaturas, que exigen módulos con un comportamiento superior en entornos exigentes.
“TOPCon es una tecnología que se desempeña bastante bien en estas condiciones”, subraya el ejecutivo, y respalda esta afirmación con un dato contundente: “más del 70% de los proyectos que se van a estar desarrollando van a utilizar esta tecnología”. Así también lo afirma el informe ITRPV que indica que dentro del mercado fotovoltaico basado en silicio, las obleas de silicio Czochralski monocristalino (Cz-Si) dominaron por completo la cuota de mercado en 2024, con aproximadamente el 70 % de obleas n-type atribuido a la expansión de la tecnología TOPCon n-type, porcentaje que se prevé que continúe este 2025 y el próximo año.
JA Solar no sólo promueve la adopción de módulos TOPCon n-type en mercados latinoamericanos, sino que también acompaña a los desarrolladores desde etapas tempranas para identificar la configuración ideal por proyecto. Mesalles aclara: “normalmente tratamos de no diagnosticar un solo módulo para cada proyecto en específico, sino que más bien analizamos cada uno de los proyectos”.
Esta flexibilidad se traduce en una estrategia comercial agnóstica, orientada a la eficiencia del sistema más que a imponer un formato único. “Tenemos en realidad las dos ofertas más populares que se han estado utilizando en la región”, detalla Mesalles, mencionando como módulos con mayor receptividad a sus modelos de 620/630 W destinada principalmente para proyectos de generación distribuida y modelos más grandes que superan los 700 W para utility scale.
Grandes pendientes para acelerar el despliegue de solar
A pesar de que la tecnología fotovoltaica está madura y disponible, la regulación sigue siendo un cuello de botella para su expansión, advierte el referente de JA Solar. “La tecnología la tenemos, económicamente la solución existe… Para mí siempre ha sido el tema regulatorio el que es el cuello botella”, declaró en el marco de un panel de debate del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).
El líder de utility scale remarca que la lentitud en la modernización de las reglas del juego frena el despliegue de proyectos renovables, en especial aquellos complementados con almacenamiento energético en baterías. Entre los temas neurálgicos enumera la necesidad de claridad en la remuneración de servicios auxiliares, pero también desafíos constantes como el desarrollo de líneas de transmisión y una mayor coordinación entre las entidades gubernamentales. En todos estos frentes, hay espacio para acelerar el desarrollo y brindar más certezas a los inversionistas.
“Tener bien claro el inversionista cómo va a poder recuperar esa inversión es fundamental”, destaca Mesalles, y agrega que “inclusive ayuda hasta a la hora de mitigar la cantidad de líneas de transmisión”, en referencia a la planificación de redes más inteligentes y eficientes.
Otro aspecto que gana protagonismo en la visión de JA Solar es la eficiencia energética, entendida como una dimensión complementaria a la generación. Mesalles considera que no siempre se trata de “generar más”, sino de mejorar cómo se utiliza la energía. “Ver cómo hacer el sistema todavía más eficiente… eso también va muy ligado al tema regulatorio”, puntualiza.
El rol de las baterías también ocupó un lugar destacado en el panel. Para Mesalles, la región todavía está a tiempo de tomar decisiones estratégicas. Su advertencia es clara: “estamos en un buen momento para que le estemos metiendo fuerza a reglamentar todos estos temas”.
Durante el mes de mayo, Growatt ha intensificado su compromiso con la profesionalización del sector fotovoltaico en América Latina, liderando una serie de actividades técnicas en México, Colombia, Guatemala y Ecuador. Con una estrategia clara de cercanía, formación y soporte local, la compañía ha demostrado que su visión de energía inteligente va mucho más allá de los productos.
En apenas un mes, los equipos técnicos y comerciales de Growatt recorrieron más de 10 ciudades en cuatro países, llevando a cabo talleres presenciales, roadshows de cliente, entrenamientos técnicos y webinars interactivos. Algunos hitos destacados incluyen:
Guatemala City (Guatemala): evento de lanzamiento en colaboración con socios locales, enfocado en la solución de monitoreo ShineLink.
Puerto Vallarta, Chihuahua y Morelia (México): talleres técnicos sobre inversores híbridos, instalación de microinversores y soluciones residenciales.
Barranquilla (Colombia): participación en el evento SER Colombia, donde Growatt presentó su portafolio de soluciones inteligentes para generación distribuida y almacenamiento energético, destacando su enfoque técnico y su capacidad de adaptación al marco regulatorio colombiano.
Quito (Ecuador): seminarios para integradores solares y demostraciones técnicas sobre almacenamiento y respaldo energético.
Formación técnica con impacto real
A través de estas actividades, Growatt ha capacitado a centenares de instaladores, integradores y distribuidores, brindándoles no solo conocimiento técnico actualizado, sino también acceso directo al equipo de soporte regional y a plataformas como OSS y ShinePhone.
Los contenidos abordaron desde fundamentos de instalación hasta configuraciones avanzadas de inversores híbridos como el SPH10000TL-HU-US, pasando por soluciones off-grid, esquemas de autoconsumo y estrategias de mantenimiento preventivo.
Una comunidad solar en expansión
Growatt entiende que el desarrollo del sector depende del crecimiento del conocimiento técnico. Por eso, más allá de vender tecnología, la compañía apuesta por crear una comunidad técnica sólida que comparta buenas prácticas, fomente la eficiencia energética y acelere la transición solar en América Latina.
Gracias a su presencia activa en terreno, su soporte multilingüe, y su enfoque de “formar para transformar”, Growatt ya es visto como un aliado estratégico por cientos de profesionales solares en la región.
Vicepresidenta de Growatt, Lisa Zhang aclaró: el éxito de estas iniciativas marca solo el comienzo de una estrategia regional más amplia. En los próximos meses, Growatt continuará su ruta por América Latina, sumando más ciudades, más entrenamientos y nuevas soluciones inteligentes adaptadas a las condiciones locales.
¨ Growatt no solo entrega tecnología, sino también conocimiento, confianza y comunidad: el verdadero motor de la revolución solar en América Latina.¨ Confirmó Zhang.
En una acción estratégica para impulsar la economía del Nordeste, el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva lanzó en la región del Sertão de Pernambuco, la Chamada Nordeste, una iniciativa que promete inyectar R$ 10 mil millones en la Región. La convocatoria pública, fruto del esfuerzo conjunto de varias instituciones financieras federales, tiene como objetivo impulsar proyectos de infraestructura, servicios públicos y emprendimientos productivos alineados a los ejes y misiones del programa Nova Indústria Brasil (NIB).
“Esta es la mayor disponibilidad de recursos para inversión en la industria del Nordeste. Hay R$10 mil millones para quienes deseen realizar proyectos en la región crediticia. Esto nunca ha sucedido. Nunca ha habido tanta disponibilidad de crédito para el Nordeste como la que tenemos ahora”, enfatizó el presidente Lula durante el evento.
La Convocatoria Nordeste es un marco, al ser la primera en reunir a todas las instituciones financieras federales que actúan en la Región – Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), Banco do Nordeste do Brasil (BNB), Banco do Brasil (BB) y Caixa Econômica Federal (CAIXA) – además de la Financiadora de Proyectos (FINEP), el Consorcio de Gobernadores del Nordeste y la Superintendencia de Desarrollo del Nordeste (Sudene), vinculada al Ministerio de Integración y Desarrollo Regional (MIDR).
“Estos recursos están destinados a atraer pequeñas, medianas y grandes industrias al interior del Nordeste. Por ejemplo, un empresario puede proponer la construcción de un puerto seco en Salgueiro, por donde pasa la carretera Transnordestina, para generar ingresos y crear empleo para la población local”, explicó el ministro de la Casa Civil, Rui Costa.
Los recursos se pondrán a disposición a través de diversas modalidades de apoyo, entre ellas créditos, subsidios económicos, participaciones accionariales y recursos no reembolsables (para proyectos de cooperación entre empresas e instituciones tecnológicas). La expectativa es que este aporte financiero impulse la innovación y el desarrollo en sectores clave para la Región.
El superintendente de la Sudene, Danilo Cabral, destacó que la acción de la Agencia ha sido decisiva para fortalecer alianzas y articular acciones concretas. El lanzamiento de Chamada Nordeste es fruto de la colaboración entre Sudene, los bancos y el Consorcio de Gobernadores del Nordeste para facilitar inversiones estructurales y fomentar el desarrollo socioeconómico de la región. Esta es otra acción estratégica que demuestra que Sudene está cumpliendo una vez más su función de generar soluciones y movilizar a quienes pueden implementar proyectos que realmente marcan la diferencia en la vida de las personas y en el desarrollo del Nordeste, enfatizó.
Entre los focos prioritarios de la Convocatoria Nordeste se encuentran: las energías renovables, con énfasis en el almacenamiento; descarbonización, con énfasis en el hidrógeno verde (H2V); centros de datos verdes; y la industria automotriz, incluida la maquinaria agrícola.
Los interesados podrán acceder al formulario de inscripción a partir del 16 de junio en las páginas web de los organizadores de la convocatoria. Las presentaciones de planes de negocios se aceptarán hasta septiembre de este año y los resultados se anunciarán en noviembre.
“Estamos aquí con una postura activa, presentando esta opción a los emprendedores del Nordeste para contribuir a la nueva política industrial y al desarrollo sostenible, tecnológico e inclusivo de la región. Con el apoyo y la inversión adecuados, el potencial de nuestra gente y empresas del Nordeste puede transformar realidades y proyectar aún más a nuestro país en el panorama global de la innovación”, destacó la ministra de Ciencia, Tecnología e Innovación de Brasil, Luciana Santos.
La iniciativa es resultado de la reactivación, el 10 de septiembre de 2024, del Comité Regional de Instituciones Financieras Federales (Coriff), comité vinculado al Consejo Deliberativo de la Sudene, cuyo principal objetivo es integrar acciones de apoyo financiero en la Región. Además de las instituciones mencionadas anteriormente, Coriff incluye al Banco de Desarrollo de Minas Gerais (BDMG) y al Banco de Desarrollo de Espírito Santo (BANDES) en las discusiones sobre políticas de inversión en el área de actuación de la Sudene.
El subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, visitó las instalaciones del Parque Eólico Los Cururos de AES Chile ubicado en Ovalle con el objetivo de subrayar la importancia de las energías renovables para el desarrollo del país.
El subsecretario Ramos señaló que “la región de Coquimbo se ha convertido en una de las capitales de las energías limpias en nuestro país. En este contexto, la operación de Los Cururos es especialmente importante para el ministerio y para el sector de la energía, ya que son las energías renovables no convencionales las que nos están permitiendo avanzar en la transición energética y acercarnos progresivamente a nuestra meta de carbono neutralidad antes del 2050”.
Cabe señalar que el parque eólico Los Cururos cuenta con una capacidad instalada de 109 MW generados por 57 aerogeneradores. La actividad contempló la presentación a la autoridad sectorial su funcionamiento y el de la subestación eléctrica, junto con las distintas medidas ambientales y la gestión de relacionamiento comunitario que se está realizando con distintos actores sociales.
El director de Operaciones de AES Andes, Antoine Joo, destacó que “agradecemos la visita del subsecretario a este parque, que desde el Valle del Limarí contribuye a la descarbonización del sistema eléctrico nacional y que forma parte de las distintas iniciativas que desarrolla la compañía para acelerar el futuro de la energía”.
En tanto, el Parque Eólico Los Cururos forma parte de la estrategia transformacional Greentegra, impulsada por AES Chile desde 2018, y que busca contribuir a mitigar los efectos del cambio climático, a través del desarrollo de soluciones renovables.
Los Cururos es uno de los parques eólicos más grandes de Chile y ha contribuido significativamente a la diversificación de la matriz energética del país, promoviendo fuentes limpias y sostenibles. Además, AES Chile ha implementado un Fondo Participativo que financia proyectos sociales y emprendimientos locales.
Marcos Pourteau, Manager del proyecto encarado por Southern Energy S.A. (SESA) para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) en barcos procesadores, y su colocación en el mercado internacional, reafirmó que “en el último trimestre de 2027 estará operando el buque Hilli Episeyo” con gas proveniente de la Cuenca Austral , y que en 2028 llegará para sumarse el MKII. Ambos barcos -ex metaneros, reconvertidos- son aportados por la empresa Golar LNG, participante del consorcio SESA.
A partir del ingreso de YPF, los socios en Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 por ciento).
Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años del proyecto. La inversión total calculada es de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor a lo largo de 20 años.
Con las dos plataformas flotantes operando se proyecta una producción de 27 millones de metros cúbicos día (11,4 MMm3/d del Episeyo y 15,6 MMm3/d del MKII), unos 6 millones de toneladas año de exportación.
Pero esto último, ya procesando gas originado en Vaca Muerta, para lo cual deberá estar construído un “gasoducto dedicado” de 500 kilómetros desde Tratayen (Neuquén) hasta un puerto maritimo de aguas profundas en San Antonio Oeste (Río Negro).
Al gasoducto debe sumarse también la instalación de una planta separadora, una planta compresora, y la infraestructura portuaria que permita operar barcos de apoyo logístico para el transporte del personal y su atención en tierra, y para el aprovisionamiento de los buques procesadores, que estarán ubicados a 4,5 kilómetros de la costa en el GSM, anclados al lecho marino mediante un sistema especial de amarre.
El proyecto de SESA se desarrolla entonces en dos fases operativas, la primera en base al aprovisionamiento con gas transportado desde Tierra del Fuego por el Gasoducto troncal San Martín. En esta etapa la producción y exportación de GNL será estacional aprovechando los meses de menor demanda interna de gas natural.
Queda por realizar la infraestructura para interconectar el sistema de ductos con el buque procesador Hilli Episeyo , con una inversión de 300 millones de dólares aportados por los productores asociados al proyecto.
Luego, con la nueva infraestructura del gasoducto específico desde Neuquén se alcanzará la fase de producción para la exportación durante todo el año.
Acerca del “gasoducto dedicado”, Pouteau refirió que se está analizando en detalle (técnico y económico) el tendido para ver “como se optimiza la conexión de Vaca Muerta con el Golfo San Matías. Es fundamental tener el mínimo costo posible del transporte del gas”, en un mercado internacional muy competitivo.
Consideró al respecto que “hacia fin de este año se definirán las caracteríticas del gasoducto dedicado y la inversión a realizar” por parte del sector privado.
Acerca de la construcción de dicho gasoducto agregó que “trabajamos en el análisis de todas las alternativas, ya sea la construccion propia, o en manos de terceros”. Y respecto de la tarifa a aplicar por el trasporte del gas sostuvo que se negociará en forma privada ya que se trata de un gasoducto dedicado de exportacion y por lo tanto estará fuera del sistema regulado.
El Project Manager expuso en un encuentro (virtual) organizado por el MEGSA (Mercado Electrónico del Gas), sobre la producción y comercialización internacional del GNL, las posibilidades de inserción desde Argentina a partir de la gran disponibilidad del recurso en Vaca Muerta, y la tarea de sondeo de potenciales compradores del futuro GNL local, en la región (particularmente Brasil), en Europa y en Asia, en el contexto de la transición energética mundial.
Acerca de los mercados de destino del GNL argentino sostuvo que “queremos tener nuestro portafolio de clientes definido lo antes posible”. “Brasil es importador de GNL en volumenes que varían entre 2 y 5 millones de toneladas año según varía la disponibilidad de la producción hidroeléctrica en el país. Es un mercado con costo de transporte bajo visto desde Argentina, pero además hay que considerar que tambien será un mercado para el gas exportado por ductos desde Vaca Muerta”.
“El mercado de GNL es muy arbitrado a nivel internacional, tiene actores importantes como Estados Unidos, Australia y Qatar. Y Argentina podría integrar un segundo grupo de exportadores”, consideró Pourteau al describir una serie de contactos realizados en Asia y Europa.
“Son proyectos expuestos a los precios internacionles, desde ya que los socios en Southern Energy (PAE, YPF, Pampa, entre ellos) esperan que sea rentable”. Las ventas serán FOB, es decir que los clientes vienen a buscar la carga. Habrá ventas a termino, con contratos a distintos plazos, 3, 5, 10, 15 años, en base a fórmulas aplicadas internacionalmente.
Estamos construyendo nuestro portfolio. seguiremos negociando para definir condiciones de contrato, describió. Un precio de referencia actual es u$s 10 el MBTU.
Pourteau destacó además las mejores condiciones que acarrea a este tipo de proyectos la aprobación del Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), y el impulso a las exportaciones del rubro.
“El año pasado se presentó el pedido del RIGI para el proyecto original (Hilli Episeyo), se aprobó el estudio de impacto ambiental, y este año se obtuvo la aprobación del permiso de exportación: Ahora estanos trabajando para la incorporación al mismo esquema del MKII ya que el RIGI prevee la ampliación del proyecto”, describió Pourteau.
Ejecutivos de empresas productoras, distribuidoras y transportistas de gas, referentes del área de midstream y funcionarios públicos analizarán los desafíos y oportunidades del sector en un nuevo evento organizado por EconoJournal. La jornada tendrá lugar el miércoles 11 de junio, en el Hípico Alemán, en Buenos Aires.
El objetivo será debatir sobre la apertura del mercado energético y la ampliación de la infraestructura como pilares para consolidar un proyecto de exportación, haciendo hincapié en las oportunidades de integración regional y también en la normalización del mercado gasífero, a partir de la aprobación de la Revisión Quinquenal Tarifaria de las empresas reguladas.
Agenda
El evento será inaugurado a las 8.30 por Federico Veller, subsecretario de Combustibles. Luego se hará foco en la agenda del mercado regional de gas natural con Daniel Ridelener, director general de TGN; y Angélica Laureano, presidenta de TBG Brasil.
También se ahondará sobre los proyectos estratégicos de infraestructura como el Vaca Muerta Sur y el Floating LNG de Southern Energy. Allí conversarán Gustavo Gallino, VP de Infraestructura de YPF; y Rodolfo Freyre, VP de Gas & Energía de Pan American Energy (PAE).
Desafíos
Otra de las temáticas que estarán presentes en la jornada serán los desafíos que existen en el sistema del Midstream. Sobre este punto disertarán Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Gustavo Martin, VP Comercial Cono Sur del Tenaris; Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina; y José Biondi, gerente de Innovación y Tecnología de Vista.
Soledad Lysak, directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies; Marcello Weydt, director de gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil; y Sylvie D’Apote, directora ejecutiva de IBP; Gabriela Aguilar, country manager Argentina y VP Latam de Excelerate Energy; y Leopoldo Macchia, VP Comercial de Tecpetrol; expondrán cuáles son las oportunidades de integración gasífera en el Cono Sur. Serán moderados por Roberto Brandt y Felipe Maciel (EIXOS).
Exportación
Gracias a los proyectos de expansión en infraestructura a la Argentina se le abre una oportunidad para convertirse en un país exportador de gas a nivel global. Es por esto que, Emilio Nadra, Co- CEO de CGC; y Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía; explicarán cómo edificar un proyecto exportador sin desatender la heterogeneidad de las cuencas productoras en el mercado interno.
Otros ejes
Casi llegando al mediodía, la jornada se abocará a exhibir cuáles son las alternativas para expandir el mercado regional de hidrocarburos. De ese panel participarán Mariano D´Agostino, VP Comercial de Harbour Energy; Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa Energía; Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol; y Rivaldo Moreira Neto, Senior director de Alvarez & Marsal; moderados por Daniel Nuñez (MEGSA).
Luego tendrán lugar las distribuidoras de gas natural. Sebastián Mazzucchelli, CEO de Metrogas; Gerardo Gómez, CEO de Naturgy; y Jaime Barba, presidente de Camuzzi; moderados por el periodista Santiago Spaltro dialogarán sobre el segmento regulado después de la Revisión Quinquenal Tarifaria.
Habrá un bloque dedicado a los proyectos de expansión del sector del Midstream sobre el que expondrán Tomás Córdoba, CEO de Compañía MEGA; y Claudia Trichilo, directora de Operaciones de TGS; moderados por la periodista Laura Hevia. Y también se analizará cómo mitigar las emisiones y generar nuevas demandas de gas frente al salto de producción de Vaca Muerta de la mano de Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén; Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy; y Camilo Rincón Ramírez, gerente regional de Insight M; moderados por Tomás Ocampo (Unblock).
Agenda regional e infraestructura
Los últimos dos paneles estarán dedicados a ofrecer la visión de los offtakers de gas natural en Chile y a la capacidad de construcción que posee la Argentina para encarar nuevos proyectos de infraestructura. Del primero formarán parte: Luis Le-Fort Pizarro, Energy Management Manager de Colbún; Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana; y Leandro Colosqui, CFO de GasAndes. En el segundo estarán Alejo Calcagno, Operations Director- South Region de Techint E&C; y Carlos Coletto, Head of Oil & Gas Business Unit de Sacde; quienes serán moderados por el periodista Mariano Espina.
AES Argentina, compañía líder en generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, anunció una inversión para la expansión de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado entre Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires.
El proyecto, que demandará una inversión estimada de 150 millones de dólares, incrementará la capacidad instalada del parque en 102,4 megavatios (MW) mediante la incorporación de 16 nuevos aerogeneradores. La obra demandará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y contribuyendo al fortalecimiento de la matriz energética nacional.
Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, destacó que “Esta ampliación refleja nuestra visión de largo plazo y compromiso con el desarrollo energético del país. En AES trabajamos para seguir ofreciendo energía sostenible, segura y confiable a nuestros clientes”.
Esta iniciativa forma parte del plan estratégico de la compañía para acelerar la transición energética en Argentina, a través de soluciones innovadoras y sostenibles para clientes industriales y comerciales, se indicó.
Acerca de AES Argentina
AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada de más de 4 GW. La empresa cuenta con un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.
El Gobierno Nacional estableció un listado de obras de transporte de electricidad prioritarias en todo el país “para mitigar cuellos de botella y fortalecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.
La Secretaría de Energía describió que “las obras de ampliación serán financiadas y ejecutadas por empresas privadas, sin un costo para el Estado, a través del mecanismo de Concesión de Obra, y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios que sean beneficiados con esta nueva infraestructura”.
El plan incluye la incorporación 5.610 nuevos kilómetros de líneas, un 38.3 % más que la red actual, con una inversión de más 6.600 millones de dólares que permitirá asegurar el buen funcionamiento del SADI, y mitigar los cortes de servicio, aliviando además los cuello de botella producidos por la falta de inversiones durante años.
La priorización de la ampliación del transporte de electricidad se definió en el marco de la emergencia del sector energético nacional, dictada en diciembre de 2023, y forman parte del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026, se indicó.
Y se describió que “para tomar dimensión de la situación crítica en la que el Gobierno encontró el sistema eléctrico, es importante destacar que en los últimos años se tendrían que haber invertido 30.000 millones de dólares en obras. Por el contrario, se gastaron 150.000 millones de dólares en subsidios durante 20 años. Todo esto financiado con emisión monetaria y su consecuente inflación”.
Energía refirió que “en los últimos 6 años, se realizaron solo el 38 % de las inversiones necesarias en transmisión eléctrica, generando que hoy el 35 % de las instalaciones del sistema se encuentren al fin de su vida útil. La última obra de alta tensión que se realizó a nivel nacional fue en 2017 y en AMBA en 2006, es decir, hace 19 años”.
“Las líneas de transporte eléctrico no acompañaron el crecimiento de la demanda: esta última subió un 20 % en los últimos 10 años, mientras que las líneas de transporte en alta tensión apenas el 8 %. Esto generó cuellos de botella y un sistema fuertemente saturado”, se puntualizó.
Energía hizo hincapié en que “las obras priorizadas se definieron en base a los estudios presentados, el análisis y recomendaciones realizadas por la Comisión de Transporte Eléctrico, que integraron la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la República Argentina (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF), la Unidad de Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE), con participación de esta Secretaría”.
El detalle de las obras de urgente y prioritaria ejecución comprende:
AMBA I AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires) Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires) Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires) Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Neuquén) – Bahía Blanca (Buenos Aires) ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut) Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Río Negro) Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires) Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes) Et El Espinillo 500/132 kV (Formosa) Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca) Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta) Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy) Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz-Tierra del Fuego.
. Garibotti planteó interrogantes
Tras el anuncio del gobierno, la ex subsecretaria de Planeamiento Energético, Cecilia Gariboti (Gestión Massa en Economía), señaló “No entiendo por qué el gobierno miente sobre obras de infraestructura de transporte de alta tensión. 1) en 2017 no se hizo ninguna. 2) la última fue Bahía Blanca – Vivorata (444 km) que se inauguró en 2023”.
Y añadió en declaraciones a E&N “Son obras que son necesarias por supuesto, de eso no hay ninguna duda. El tema es cómo las hace el gobierno, quieren decir que el financiamiento de las mismas es privado. Pero cómo?.
“Titulan el financiamiento como privado, no tiene costo para el Estado, pero después explica que en realidad lo van a pagar las familias y PyMEs. Es decir, se les va a trasladar directamente las obras a ellos”.”Y ahí hay un tema, porque el costo del financiamiento del Estado y de los privados es bastante distinto”.
Garibotti interrogó, “Entonces, ¿qué van a hacer? Se las van a dar a los privados para que se endeuden en dólares, ya que de por si están pidiendo rendimiento de la inversión entre un 15 y 20 % en dólares”. “O lo van a cobrar por medio de un cargo en las facturas de la gente”.
“Te dicen que no lo va a pagar el Estado, pero en realidad, lo vas a pagar vos financiando carísimo a una empresa privada”, añadió.
Asimismo, la especialista consideró que “Después, queda la duda de a quiénes se van a definir como beneficiarios, porque en un sistema interconectado, los beneficiarios terminan siendo todos”.
Garibotti añadió: “Dicen que no tiene costo para el Estado y sin embargo hay un costo de supervisión de las obras y de asignar los montos y cuál va a ser la ganancia”.
“Pareciera/quieren dar a entender que el Estado se va desligar de lo que están haciendo”.
En marzo último, Garibotti advertía que “El transporte de energía eléctrica (en AT) enfrenta desafíos significativos. En los últimos años, se han realizado obras estratégicas, como la línea de alta tensión de 444 km que conecta Bahía Blanca y Mar del Plata, que se inauguró en julio de 2023, mejorando la estabilidad del sistema en la Costa. Sin embargo, la actual administración ha paralizado la ejecución de nuevos proyectos y desfinanciado planes que estaban en marcha”, indicó.
Ahora, Energía anuncia su plan y destaca: “Inversión del sector privado en un país ordenado y estable, Argentina se encamina en el sendero de los países normales”.
AES Argentina, la compañía dedicada a la generación de energía eléctrica, anunció una nueva inversión de US$ 150 millones para la expansión de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado entre las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires.
El proyecto incrementará la capacidad instalada del parque en 102,4 megavatios (MW) mediante la incorporación de 16 nuevos aerogeneradores.
Impacto
Desde la compañía expresaron que la obra generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, lo que permitirá impulsar el desarrollo productivo local, contribuyendo al fortalecimiento de la matriz energética nacional.
“Esta ampliación refleja nuestra visión de largo plazo y compromiso con el desarrollo energético del país. En AES trabajamos para seguir ofreciendo energía sostenible, segura y confiable a nuestros clientes”, afirmó Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina.
Esta iniciativa forma parte del plan estratégico de la compañía para acelerar la transición energética en la Argentina, a través de soluciones innovadoras y sostenibles para clientes industriales y comerciales, según precisaron desde AES.
En la actualidad, AES Argentina cuenta con una capacidad instalada 4.203,6 MW y con un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.
El municipio de Esquel, Chubut, informó que dos empresas manifestaron su interés en instalar un parque fotovoltaico en el Parque Industrial de Esquel, con el objetivo de inyectar energía al sistema interconectado nacional y promover el desarrollo productivo local con fuentes limpias y renovables.
En ese marco, el intendente Matías Taccetta destacó que “este proyecto tiene un impacto estratégico: no solo promueve la diversificación productiva y el desarrollo de nuevas industrias, sino que además posiciona a Esquel como un modelo de Parque Industrial Verde, alineado con la transición energética y la sostenibilidad”.
Desde el municipio informaron que el Parque Fotovoltaico permitiría aprovechar el recurso solar de la región, con una capacidad estimada de generación de entre 1,2 y 1,5 GWh por hectárea al año, contribuyendo a reducir la dependencia de fuentes fósiles y fortaleciendo la infraestructura energética de Esquel.
Según lo señalado en la gacetilla de prensa, el proyecto contempla la inyección de la energía generada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), lo que abriría la posibilidad de acuerdos con empresas locales para acceder a tarifas competitivas, mejorando su estructura de costos y su competitividad en el mercado.
El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, junto a representantes de operadoras, gremios e intendentes de Comodoro Rivadavia, Rada Tilly, Sarmiento y Río Senguer, encabezó la firma de un Acuerdo de Competitividad para fortalecer la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, con el objetivo de impulsar la producción y proyectar el futuro energético de la provincia.
El próximo 5 de junio, el Acuerdo será tratado en la Honorable Legislatura para su ratificación.
La rúbrica del documento se llevó a cabo en la sede de Petrominera Chubut SE y contó con la participación del vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; los diputados nacionales Ana Clara Romero y Jorge “Loma” Ávila; el presidente de Petrominera, Héctor Millar; representantes de los gremios UOCRA, Petroleros Privados y Petroleros Jerárquicos; los intendentes Othar Macharashvili (Comodoro Rivadavia), Mariel Peralta (Rada Tilly), Sebastián Balochi (Sarmiento), y Miguel Mongilardi (Río Senguer); además de directivos de las principales operadoras: CAPSA, YPF, PECOM, PAE y Tecpetrol.
“Nos hemos puesto de acuerdo para llevar adelante una serie de acciones que no solo garanticen la paz social en el sector, sino que también hagan más competitiva a nuestra Cuenca. Eso habla de una madurez pocas veces vista”, expresó Torres al finalizar la reunión. Y agregó: “Para sostener este compromiso, es esencial que todos los actores de esta mesa seamos coherentes con los trabajadores y las familias que hoy, en un contexto económico complejo a nivel nacional, sienten mucha incertidumbre”.
En ese sentido, criticó a “quienes aprovechan esta coyuntura para convertirse en ‘agoreros de la desgracia’. Mientras tanto, nosotros tenemos la oportunidad de hacer las cosas bien y cumplir con esta agenda de competitividad, con el acompañamiento de los trabajadores y las empresas, para operar mejor y aumentar los niveles de producción”.
“Más que una negociación entre partes, esta es una oportunidad única y un momento bisagra para ponernos todos de acuerdo, con el Estado como facilitador, en un escenario donde Chubut no compite con otras provincias, sino con el mundo”, remarcó el Gobernador.
“Como gobierno, al igual que los municipios, buscamos que cada decisión se tome de cara a la ciudadanía para concientizar respecto de la importancia, en este caso, de un sector que genera aproximadamente un tercio de los ingresos de Chubut”, señaló Torres, puntualizando que el Acuerdo de Competitividad “es transversal a toda la provincia, por eso queremos que todos los chubutense sepan que transitamos un camino común, con una agenda de desarrollo que nos atraviesa a todos y sin ningún tipo de partidismo”.
“Vamos a impulsar esta agenda con firmeza y decisión, y también con coherencia y fundamentos; por eso vamos a elevar un pedido al Ministerio de Economía de la Nación y a la Jefatura de Gabinete de Ministros planteando esta situación”, anticipó el Gobernador.
Finalmente, el titular del ejecutivo chubutense señaló que “en medio de esta coyuntura crítica, nos hemos puesto de acuerdo, sin mezquindades y habiendo aprendido de los errores del pasado”, añadiendo, por último, que “este es un momento clave y una prueba concreta del compromiso que asumimos para fortalecer uno de los sectores centrales de la economía de Chubut”.
Competitividad
Por su parte, el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, subrayó que “debemos continuar por este camino de búsqueda de una mayor competitividad, que en definitiva beneficiará a todos los sectores y al país”. Además, remarcó que “sin pelear por un interés particular, y con el objetivo de que a todos les vaya bien, este acuerdo es la piedra angular para potenciar la agenda de competitividad de nuestra Cuenca”.
Sector productivo clave
El Acuerdo de Competitividad para el Fortalecimiento de la Actividad Hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge fue firmado por el gobernador Ignacio Torres; representantes de Pan American Energy, YPF, CAPSA, PECOM, Tecpetrol y Petrominera Chubut SE; y por los sindicatos Petroleros Privados, Jerárquicos y UOCRA.
También suscribieron el acuerdo los municipios de Comodoro Rivadavia, Rada Tilly, Sarmiento y Río Senguer. En el documento, las partes afirman que la Cuenca del Golfo San Jorge constituye un enclave productivo clave dentro de la matriz energética nacional y uno de los principales motores económicos de Chubut. Además, destacan que la provincia promueve un modelo de desarrollo energético sustentable basado en el trabajo conjunto entre el Estado, las empresas, los trabajadores y los gobiernos locales.
Frente a un contexto de declino natural de los yacimientos maduros, se plantea la necesidad de adoptar acciones estratégicas para sostener la producción, preservar el empleo, atraer inversiones y modernizar el entramado productivo. En línea con la reunión celebrada días atrás en la Casa del Chubut, las partes acordaron avanzar en un compromiso común para proyectar el futuro energético de la región sobre bases de competitividad, innovación y articulación institucional.
Preservar la actividad
Entre los objetivos orientados a sostener la producción, preservar las fuentes de trabajo y fortalecer el rol estratégico de Chubut dentro del mapa energético nacional, las partes acordaron “consolidar un espacio de trabajo permanente entre el Estado provincial, las operadoras, los sindicatos con afectación a la actividad y los municipios de la región, con el objetivo de facilitar el diálogo institucional, monitorear el cumplimiento del presente acuerdo y definir acciones concretas en materia de producción, inversión, protección del empleo, seguridad laboral, formación de recursos humanos y mejora continua”.
En el mismo sentido, se planteó una serie de lineamientos y objetivos compartidos, entre ellos “promover iniciativas que dinamicen la inversión y estimulen la continuidad operativa de los yacimientos, especialmente en zonas de mayor madurez productiva”; “garantizar un clima de paz social y cooperación, que permita generar previsibilidad para el desarrollo de las operaciones, la inserción de las PyMEs regionales en la cadena de valor y la preservación del empleo local” y “fomentar el uso de nuevas tecnologías, la capacitación de los trabajadores, y la mejora en las modalidades de trabajo y condiciones de seguridad en toda la cadena de valor del sector hidrocarburífero”.
Ratificación de la Legislatura
Las partes se comprometieron a trabajar en forma coordinada con las autoridades provinciales para gestionar incentivos en el ámbito de la política nacional, eliminando distorsiones como los derechos de exportación que afectan la competitividad del sector. Asimismo, se acordó avanzar en gestiones para la ejecución de obras de infraestructura vial y de transporte eléctrico clave para el desarrollo productivo de la región.
Por último, el Acuerdo de Competitividad será sometido a la ratificación de la Honorable Legislatura de Chubut en la sesión del próximo 5 de junio, como manifestación del compromiso de todas las partes para garantizar su cumplimiento y alcanzar los objetivos propuestos para la protección y el desarrollo de la Cuenca del Golfo San Jorge.
El Gobierno Provincial, a través de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, realizó inspecciones de campo por diversas instalaciones vinculadas a la actividad hidrocarburífera en la zona norte de Santa Cruz.
Esta actividad, encabezada por Subsecretaría de Saneamiento Ambiental, en conjunto con la Subsecretaría de Contralor Ambiental Zona Norte, tuvo dos objetivos concretos: constatar la situación actual de los pasivos ambientales generados por la operación, y coordinar futuras acciones conjuntas que fortalezcan el abordaje integral de esta problemática.
En detalle, se explicó que el recorrido incluyó distintas áreas petrolíferas del norte provincial, donde se constataron tareas de saneamiento de ex piletas de perforación en Koluel Kayke y labores de biorremediación de pasivos asociados a fondos de tanque en Cañadón Minerales.
Finalmente, se visitaron las áreas de Cañadón León – Meseta Espinosa y Pico Truncado – El Cordón, en las cuales se identificaron pasivos inventariados en el Registro Provincial de Pasivos Ambientales (RE.PRO.PA), asociados a la inactividad de pozos, ex piletas mal saneadas y el abandono de instalaciones fuera de uso, entre otros.
Cabe destacar que estas visitas permiten fortalecer el diagnóstico técnico y operativo necesario para avanzar en estrategias de saneamiento y recomposición ambiental, en articulación con las áreas competentes y conforme a la normativa vigente.
La venta de combustible al público en todo el país totalizó 1.323.216 metros cúbicos entre naftas y gasoil en abril de 2025, lo que equivale a un alza de 2,1% en la comparación contra igual mes de 2024, y fue la segunda suba consecutiva tras quince meses al hilo de bajas.
No obstante, respecto a marzo se observó una contracción de 6%, según el informe de la consultora Politikon Chaco, en base a datos oficiales. En cuanto al tipo de combustible comercializado, el 57% del total correspondió a naftas y el 43% al gasoil.
La nafta exhibió una suba del 5,0% interanual, impulsada principalmente por el segmento premium, que creció un 19,8%. La nafta súper tuvo una expansión leve del 0,7%, considerada relevante por poner fin a cinco meses de caídas.
Por su parte, el gasoil presentó un descenso del 1,6% interanual, con el segmento premium mostrando un alza del 11,3% mientras que el común retrocedió un 8,1%.
Analizando el desempeño por empresas, YPF mantuvo su liderazgo con un market share del 55,4% y un crecimiento interanual del 3,4%. Shell concentró el 24,4% del mercado” y registró un incremento del 7,7% interanual.
La marca Axion explicó el 12,5% de las ventas con una expansión interanual del 5,5%. Puma Energy, con una participación del 6,1%, destacó con un crecimiento del 13,1%. Gulf Combustibles representó el 1,6% del total y mostró “una contracción interanual del 1,2%”.
A nivel subnacional, 13 de las 24 jurisdicciones provincias presentaron subas interanuales en abril de 2025. Las ventas fueron lideradas por Formosa (15,0%), Tierra del Fuego (11,1%) y Santiago del Estero (10,6%).
En el extremo opuesto, once los distritos que registraron caídas interanuales”, con CABA (-10,4%) y Tucumán (-11,2%) presentando los descensos más fuertes, llegando al doble dígito en ambos casos.
La nafta fue el combustible predominante en las ventas en 21 de las 24 jurisdicciones, alcanzando “picos de concentración en CABA (78,1% del total). En contraste, el gasoil fue el combustible predominante en Córdoba, Mendoza y La Pampa.
En la categoría Nafta, diecisiete provincias registraron incrementos interanuales, destacándose Buenos Aires (11,3%) y Formosa (10,1%) con alzas de doble dígito.
La mayor baja en nafta total se observó en CABA (-8,2%). La nafta súper “mostró alza en nueve distritos”, mientras que la nafta premium creció en todas las jurisdicciones, con un notable +47,1% en Tierra del Fuego.
El gasoil tuvo alzas en once distritos, con Formosa (24,1%), Tierra del Fuego (20,6%) y Santiago del Estero (19,6%) registrando los mayores incrementos de doble dígito en gasoil total.
CABA tuvo el descenso más fuerte en gasoil, con un -17,4%. El gasoil común presentó alzas solo en cuatro distritos, mientras que veintiún distritos exhiben incrementos en el gasoil premium, liderados por Formosa (27,7%) y San Luis (25,1%).
El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de La Pampa, Río Negro y Neuquén, Marcelo Rucci, será el único candidato en las próximas elecciones internas bajo la lista Azul y Blanca, mediante la cual renovará su mandato por otros cuatro años a partir del 10 de diciembre.
“Fue un día especial, cargado de sensaciones. La confianza de la gente nos ratifica que hicimos las cosas bien. Que no haya una lista opositora es consecuencia del trabajo en conjunto. En estos tres años y medio de gestión tuvimos la fortaleza de entender qué era lo importante: nuestras familias y nuestros trabajadores”, señaló Rucci en un acto junto a cientos de trabajadores.
Rucci destacó el crecimiento de la organización durante su gestión y valoró la renovación interna de la Comisión Directiva, que suma nuevas compañeras y redefine funciones clave.
“Nos llena de orgullo este equipo. Cada uno asumió la responsabilidad de representar a miles de familias. Esta conducción está para estar cerca, acompañar y resolver”, afirmó.
Las elecciones estaban previstas para el 22 de julio. Al haber una sola lista, será consagrada ese día.
Lista Azul y Blanca
Marcelo Esteban Rucci – Secretario General
Ernesto Inal – Secretario General Adjunto
Juan Pablo Eggers – Secretario Administrativo
Miguel Ángel Díaz – Tesorero
Flavio David Pereyra – Protesorero
Daniel Alejandro Andersch – Secretario Gremial
Cristian Bernales – Prosecretario Gremial
Martín Guillermo Pereyra – Secretario de Actas, Prensa y Propaganda
Ricardo Andrés Jara – Prosecretario de Actas, Prensa y Propaganda
Celeste Daniela Urrutia – Secretaria de Turismo, Cultura y Deporte
Luis Alberto Gordillo – Secretario de Previsión Social
Mariana Alejandra Cofré – Secretaria de la Mujer y la Familia
YPF Luz describió que ya comenzaron a llegar al predio de Cementos Avellaneda, ubicado en cercanías de la ciudad bonaerense de Olavarría, los componentes de aerogeneradores del Parque Eólico CASA, de acuerdo con la planificación y tiempos estipulados.
Es el sexto parque renovable de la Compañía, que abastecerá con energía renovable a industrias argentinas y a la planta de Cementos Avellaneda.
El transporte de las partes requiere de camiones especializados que viajan con seguridad privada delantera y trasera, a velocidad reducida. El ingreso al predio de estos componentes continuará en las próximas semanas y está previsto que concluya a fines de junio para luego iniciar la etapa de montajes.
El parque es el primer proyecto in-situ que YPF Luz construye en las inmediaciones de un cliente, marcando un nuevo hito en el desarrollo de energías renovables que se adaptan a la necesidad de cada industria.
De esta manera, tendrá dos funcionalidades: por un lado, 4 de los 9 aerogeneradores (con un total de 28 MW de capacidad instalada) estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía que generen los otros 5 (de 35 MW de capacidad instalada) se comercializarán por YPF Luz en el Mercado a Término de Energías Renovables.
Características de cada aerogenerador:
Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una, y tecnología Nordex Delta 4000.
Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar a la altura de tres Obeliscos.
Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz.
Área de barrido de las hélices: 163 metros de diámetro.
El gobierno nacional avanza con la quita de subsidios en barrios cerrados y zonas con alto poder adquisitivo. La primera medida se conoció la semana pasada cuando pasó al Nivel 1 (altos ingresos con tarifa plena) a 15.518 usuarios de Puerto Madero y countries de Nordelta que estaban en el Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios) y recibían subsidios en sus facturas. Según indicaron fuentes oficiales a EconoJournal, el próximo foco estará puesto en distintas zonas de las provincias de Córdoba, Santa Fe, Mendoza y de la Patagonia.
La intención es identificar y recategorizar a hogares que reciben subsidios en las tarifas eléctricas, pero que, por sus ingresos mensuales, podrían pagar la tarifa plena de electricidad. Quien está a cargo del plan es Antonio Milanese, subsecretario de Transición y Planeamiento Energético, quién asumió en diciembre del año pasado con la misión principal de mejorar la eficiencia en la asignación de subsidios a las facturas de electricidad y gas natural. Milanese tiene a su cargo el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), la herramienta que permite a los usuarios a acceder a los subsidios estatales.
El relevamiento de los usuarios se enmarca en un período de transición del esquema de segmentación actual dividido en N1, N2 y N3, pero que tiene como objetivo final ir a una tarifa focalizada. Este lunes, el gobierno también implementó una medida para reducir los descuentos en las tarifas de gas del Régimen de Zona Fría para usuarios titulares de más de un medidor. Ambas medidas, tanto en las facturas de electricidad y como en gas natural, son parte del Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados vigente desde el 1 de junio de 2024 hasta el próximo 31 de mayo.
Identificación de zonas
La geolocalización de usuarios es sobre determinadas zonas que el gobierno interpreta que son habitadas por hogares de altos ingresos, pero que reciben subsidios estatales en las tarifas de electricidad porque están registrados en el Nivel 2 y Nivel 3.
El esquema consiste en la identificación de áreas geográficas como barrios cerrados o countries, clubes de campo y zonas exclusivas. “El Estado Nacional asume que estos usuarios poseen una manifiesta capacidad contributiva”, remarcó la cartera energética para argumentar el relevamiento de usuarios.
La geolocalización se hace mediante la utilización de herramientas tecnológicas como el GIS (Sistema de Información Geográfica) que permite gestionar y analizar datos geográficos. El gobierno también utiliza la base de datos espaciales PostGIS, que sirve para manipular datos geométricos y cartográficos para, por ejemplo, localizar puntos en un área.
En el caso del relevamiento sobre usuarios del AMBA, la Secretaría de Energía también utilizó otras herramientas como los datos abiertos provistos por ARBA (Agencia de Recaudación Provincia de Buenos Aires (ARBA) y el OPISU (Organismo Provincial de Integración Social y Urbana), organismo descentralizado del Ministerio de Hábitat y Desarrollo Urbano de la provincia de Buenos Aires.
«Todavía no tenemos el dato de a qué zonas de alto poder adquisitivo de Córdoba, Mendoza, Santa Fe y la Patagonia se les va a quitar el subsidio porque tenemos que llevar adelante un trabajo conjunto con los gobiernos provinciales, municipales y los entes reguladores de cada provincia», señalaron a EconoJournal fuentes de la Secretaría de Energía.
Resolución
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó el lunes en el Boletín Oficial la resolución 218/25 donde establece “los lineamientos y la metodología básica del Procedimiento para la Revisión de la Categorización Asignada en el RASE”. Desde el gobierno explicaron a EconoJournal que “la resolución permite aplicar criterios de exclusión por georeferencia”.
Para los hogares detectados por el relevamiento oficial, la resolución establece un procedimiento de revisión individual, donde los usuarios afectados podrán presentar un reclamo a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Lo deberán hacer bajo el trámite “Solicitud de revisión de subsidios energéticos”, con carácter de Declaración Jurada, y serán responsables de aportar las pruebas que justifiquen su inclusión, aclaró la cartera energética.
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El Gobernador Alberto Weretilneck confirmó que el 83% de los trabajadores que se desempeñan actualmente en Sierra Grande en el marco de las obras vinculadas al oleoducto Vaca Muerta Sur son rionegrinos. “Es una tarea diaria, pero no vamos a ceder en esto. Las oportunidades que genera el desarrollo energético tienen que ser para nuestra gente”, afirmó. En una entrevista con Canal 10, Weretilneck explicó que la Provincia realiza controles permanentes junto a las empresas involucradas para verificar el cumplimiento del compromiso de que el empleo generado quede mayoritariamente en manos rionegrinas. “En cada obra estratégica, como en el campamento […]
El convenio sigue vigente, pero el desarrollo quedó relegado ante la prioridad que tomó la exportación de hidrocarburos. El cambio en el contexto internacional y la falta de impulso local redefinieron el rumbo energético de la provincia. El proyecto de hidrógeno verde que impulsó Río Negro desde 2021 con la empresa australiana Fortescue Future Industries se mantiene dilatado. La inversión anunciada, estimada en 8.400 millones de dólares, incluía parques eólicos, una planta de producción en Punta Colorada y un sistema de abastecimiento con agua de mar. Sin embargo, según declaró el gobernador Alberto Weretilneck en declaraciones recientes reproducidas por diario […]
La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica (ADEERA) informó este jueves al Gobierno nacional que la limitada infraestructura de laboratorios existentes en el país no permitirá a las empresas prestadoras del servicio cumplir con la realización de los ensayos de Declaración de Conformidad, en los términos que dispuso esta semana la Secretaría de Industria y Comercio.
El argumento esgrimido es que esos ensayos en los equipos no sólo generarían un retraso sustancial en los plazos de disponibilidad de los medidores sino que, además, representan un costo importante en dólares, por lo cual solicitaron que las pruebas se puedan realizar por muestreo estadístico.
La respuesta de la entidad que nuclea a las empresas distribuidoras, que lleva la firma de su presidente, Edgardo Volosin, director ejecutivo de Edenor, está dirigida al Secretario de Industria y Comercio, Esteban Marzorati, en relación a la Resolución 165/2025 publicada en el Boletín Oficial, por la cual se aprobó el Reglamento Técnico y Metrológico para los Medidores de Energía Eléctrica en Corriente Alterna (RTM) vigente.
La resolución observada por Adeera prevé en su Anexo, en particular el punto 13 de Procedimiento y ensayos para la Verificación Primitiva, que a fin de comprobar que los medidores se ajustan a los requerimiento de la autoridad regulatoria, deben ensayarse para realizar su Verificación Primitiva o contar con la Declaración de Conformidad por parte del fabricante, importador o representante, que acredite que satisfacen los requisitos establecidos.
El RTM detalla los ensayos a cumplimentar, normativa relacionada como la resolución de Industria y Comercio 276/2024, que también refiere a que la atribución del carácter legal de un Instrumento de Medición se satisface con la Aprobación de Modelo y la Verificación Primitiva o la Declaración de Conformidad. La nueva normativa establece que los ensayos correspondientes a la verificación primitiva de los medidores reglamentados, estarán a cargo de un laboratorio de ensayos acreditado por la Secretaria de Comercio o el INTI.
Rerquisitos de ensayos
Así, los fabricantes, importadores, o representantes estarán obligados a facilitar todas las operaciones o gestiones necesarias para llevar a cabo la verificación, la cual exige que cada lote de medidores cumpla con los requisitos establecidos por el Reglamento para los ensayos de tensión resistida a frecuencia nominal, de marcha en vacío, de arranque, de la influencia de la variación de la corriente, de la constante y verificación general, preferentemente en ese orden.
Ante ese requisito, la Asociación explicó que “el crecimiento vegetativo de la demanda, del orden del 2,3% anual, implica la compra incesante de medidores, en proporción similar o superior sobre el número de instalados, dado que deben cubrirse de nuevos suministros, el reemplazo de equipos dañados u obsoletos para concretar avances tecnológicos, y la instalación de medidores inteligentes”.
La absoluta mayoría de los medidores que el mercado provee, es de origen extranjero ya que esos equipos no se producen en el país, aseguraron desde Adeera. La entidad citó un relevamiento propio por el cual se identificaron para los años 2019 y 2021 una cantidad de medidores importados por las distribuidoras que ascendió de 605.653 y 672.725 equipos nacionalizados. Ese número de equipos requeridos, que hoy se estima superior, no incluye a Cooperativas Distribuidoras de Energía.
En consecuencia, las distriuidoras consideraron que el contexto normativo vigente para poder instalar cada medidor de energía adquirido, las asociadas y todos las distribuidoras de energía eléctrica del país, deberían contar con las pertinentes Declaraciones de Conformidad, lo cual implica la realización de los referidos ensayos, en cada medidor.
Ese requerimiento se contrapone, explicaron, con los tiempos de ejecución de los ensayos metrológicos exigidos que son para un equipo monofásico de 2,77 horas de ensayos, y uno trifásico 1,27 horas de ensayo. Es decir que “para satisfacer las necesidades de ensayo en la cantidad de medidores referida se requeriría una media de 83.500 horas de ensayo”.
Ante ese nivel de demanda, Adeera aseguró que “definitivamente, la infraestructura actual de laboratorios en el país, aprobados o no por el INTI, no puede satisfacer estos requerimientos de ensayos”.
Impacto económico
Pero, además, se advirtió sobre el impacto económico que tiene la ejecución de la medida para el proveedor, ya que la realización de los ensayos de Declaración de Conformidad podría producir un aumento en el costo de los medidores monofásicos electrónicos de un 71% y de los medidores inteligentes de un 28%.
Por cuanto el rango de costo de ensayo es de 12 a 20 dólares por equipo, que se deben adicionar al costo del medidor de energía; para un medidor electrónico oscila entre 20 y 25 dólares por equipo, mientras que el costo de un medidor de energía Inteligente oscila entre 55 a 65 dólares por equipo.
La nota elevada a Industria que explicita las implicancias que conlleva la resolución, motivó la solicitud de Adeera de que “se establezca que los ensayos de Declaración de Conformidad, previstos en el punto 13.3 del RTM, puedan ser realizados bajo muestreo estadístico” en condiciones similares o iguales a lo previsto para en el Ensayo de Tensión Resistida a Frecuencia Nominal de medidores con caja aislante de protección II.
Por ende, se pide también que el informe de ensayo resultante represente el cumplimiento de lo previsto en el RTM para todos los medidores de energía inscriptos en el lote que representa dicha muestra estadística.
MGAS, la empresa comercializadora de gas del grupo J&F, proyecta que se podrían construir tres centrales nuevas en el sur de Brasil. Pero los proyectos demandarían la construcción de un gasoducto de 593 km entre Uruguaiana y Porto Alegre. Un directivo de MGAS subrayó que la importación de GNL dificulta la integración gasífera regional. MGAS Comercializadora, la empresa comercializadora de gas del holding brasileño J&F, proyecta que se podrían montar en el sur de Brasil 1800 MW nuevos provistos con gas natural argentino si se construyera un gasoducto para conectar Uruguaiana con Porto Alegre. Del lado argentino, la infraestructura esta […]
Pampa Energía inició exportaciones de gas natural a la región de Biobío. El suministro se realiza en condición firme y se canaliza a través del Gasoducto del Pacífico. El envío actual alcanza los 183 mil metros cúbicos por día. La empresa prevé superar los 400 mil en el corto plazo, según fuentes oficiales. El gas proviene del yacimiento Sierra Chata, ubicado en la cuenca neuquina. Esa área produce cinco millones de metros cúbicos diarios y cuenta con reservas suficientes. La empresa confirmó que la producción puede sostener la demanda industrial de la región chilena. También busca ampliar sus clientes del […]
La red de 365 kilómetros permitió el acceso al gas natural a más de 17.000 personas en una de las zonas más frías y postergadas de la provincia. Aun año de su puesta en funcionamiento, el Gasoducto de la Región Sur, de 365 kilómetros de extensión atraviesa la estepa rionegrina y llevó gas natural por primera vez a más de 17.000 vecinos y vecinas de Ramos Mexía, Sierra Colorada, Los Menucos y Maquinchao. Tal como expresaron desde el Gobierno de Río Negro, obra fue financiada con fondos provinciales en el marco del Plan Castello, y significó una inversión pública de […]
Además, el Gobernador entregó escrituras a familias del distrito y puso en funcionamiento nuevos patrulleros y una ambulancia de alta complejidad. El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, encabezó este miércoles en Daireaux el acto de inauguración de un nuevo gasoducto para el suministro de gas natural en distintas localidades de la región. Fue junto al ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Gabriel Katopodis, y el intendente local, Alejandro Acerbo. En ese marco, Kicillof remarcó: “Estas obras que estamos inaugurando en Salazar solo podían llevarse a cabo si había un Estado decidido a hacer una gran inversión […]
El gas natural ha sido un motor del desarrollo humano durante milenios. Gracias a los avances tecnológicos, es ahora una de las fuentes de energía no renovable más utilizadas y considerada como un energético vital en la denominada transición energética. Si bien tiene distintos usos, el principal es como combustible utilizado para mover máquinas, calefaccionar y generar electricidad.
Entre los países con gran potencial para el desarrollo de este recurso hidrocarburífero, se encuentra la Argentina que ha sido siempre un país con abundantes recursos energéticos en relación con su demanda interna. Su matriz energética es muy amplia y variada, ya que posee abundantes y diversas fuentes de energía que van desde los hidrocarburos convencionales y no convencionales que se encuentran en el subsuelo de las cuencas sedimentarias, hasta zonas con inmejorables vientos, niveles significativos de radiación solar y grandes variaciones de mareas, disponibilidad de biomasa y geotermia. También son importantes tanto el recurso hidroeléctrico que ha sido aprovechado históricamente, como el desarrollo tecnológico nuclear.
Los recursos energéticos que dominan su matriz energética hoy en día son los hidrocarburos convencionales y no convencionales a saber: petróleo, gas natural y gas licuado de petróleo (GLP). Estos se utilizan principalmente en los sectores de transporte, industrial y residencial. Por ejemplo, para mover máquinas (en el transporte, campo y en la construcción), para generar electricidad, para distribuir gas a viviendas, comercios e industrias y para producir plásticos y otros insumos. Hoy en día, los hidrocarburos representan aproximadamente un 88% (petróleo 34,5% y gas natural 53%) del total de la matriz energética argentina.
Explotación de recursos naturales
La presencia y explotación de recursos naturales y puntualmente hidrocarburíferos posibilitan la integración energética de Argentina con el resto de los países (limítrofes o no limítrofes) sobre la base de esquemas de cooperación internacional. Dicha integración tiene como premisa básica proteger la soberanía y los intereses nacionales, entre los cuales se encuentra como prioridad cuidar el abastecimiento de la demanda interna argentina. Así, por ejemplo la Argentina mantiene relaciones de integración energética con sus países limítrofes, principalmente mediante interconexiones de gas natural y envíos de GLP a Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay.
A lo largo de su territorio, la Argentina cuenta con la presencia de recursos hidrocarburíferos, tanto convencionales como no convencionales, que se encuentran distribuidos en formaciones denominadas cuencas hidrocarburíferas o sedimentarias. Estas cuencas sedimentarias tanto terrestres como marítimas cuentan con presencia de hidrocarburos convencionales y no convencionales. Algunas de ellas se encuentran en actividad y otras no, debido a factores como la falta de infraestructura y la oposición de grupos socio ambientales y comunidades originarias. Cada una de ellas se ubica en una región geográfica distinta y posee características geológicas propias.
El siguiente mapa muestra cuáles son en la Argentina las principales cuencas hidrocarburíferas en explotación tanto de recursos convencionales como no convencionales (color rojo) y permite identificar a qué región de Argentina corresponde cada una de ellas. También están representadas otras áreas terrestres y marinas que aún no han sido explotadas y/o suficientemente exploradas (color azul).
Entre las cuencas actualmente en explotación, la Neuquina, ubicada en el centro del país, se posiciona hoy en día como el epicentro de la industria petrolera en la Argentina. Ella debe su nombre a la Provincia de Neuquén. Posee una superficie de aproximadamente 160.000 km2 que se despliega a lo largo del subsuelo de las provincias de Neuquén (centro, este y norte), Mendoza (sur y sudoeste), Río Negro (norte y noroeste) y La Pampa (sudoeste). Su profundidad varía entre los 700 y los 4000 metros de profundidad.
Cuenca Neuquina
La extracción de hidrocarburos en la cuenca Neuquina tiene relación con el lugar geográfico donde se explota. Así, se puede dividir en tres “ventanas” dependiendo de la franja terrestre de donde se lo extraiga. En la franja del oeste, se obtiene más petróleo crudo; en la del este, mayor concentración de gas natural; mientras que en el centro, una combinación de ambos.
Dentro de esta cuenca se encuentran diversas formaciones que conforman los yacimientos más significativos de hidrocarburos no convencionales de Argentina. Así, la columna estratigráfica de la cuenca cuenta fundamentalmente con tres secciones con marcadas condiciones oleogenéticas: formaciones Los Molles, Vaca Muerta y Agrio, que en algunas zonas exceden en conjunto los 2.800 m de espesor.
La formación geológica Vaca Muerta marca hoy en día el eje central de la explotación hidrocarburífera de la Cuenca. Esta cuenta con una superficie de más de 30.000 km2 descubiertos y una profundidad de entre 2100-3000 metros. Está ubicada mayormente en la provincia de Neuquén, una pequeña parte en el oeste de la Provincia de Río Negro y otra menos significativa al sur de la Provincia de Mendoza. La formación Los Molles, segunda en importancia, cuenta con una superficie de 15.913 kilómetros cuadrados y una profundidad media de 3.810 metros. Por último, la formación Agrio se encuentra ubicada en la zona norte de la provincia de Neuquén y es compartida con la provincia de Mendoza. Abarca un área de aproximadamente 1.000 km2.
Para mostrar la magnitud de la extensión territorial de la cuenca Neuquina y dentro de ella, la extensión de la formación Vaca Muerta, puede decirse que la superficie de dicha cuenca corresponde a casi la mitad de la superficie de diversos países de la Unión Europea (UE), como por ejemplo la República de Italia, mientras que respecto de Vaca Muerta, su superficie es apenas superior a la de regiones como el Piamonte y la Lombardía.
Estas formaciones cuentan con abundantes recursos hidrocarburíferos convencionales (gas natural y petróleo medanito) como así también potencialidad de recursos no convencionales (shale gas, tight gas sands – arenas compactas, shale oil, etc.). Los hidrocarburos no convencionales presentes en esta cuenca se extraen de capas de arcillas y arenas compactas. Entre ellos se encuentra el shale gas, gas natural de arcillas compactas o de esquisto, alojado en la roca madre, y cuyas características geológicas hacen que la misma presente una muy baja permeabilidad. El gas alojado en estas formaciones no puede moverse con facilidad dentro de la roca, salvo en períodos muy prolongados de tiempo, lo que ha derivado en el empleo de la técnica de fractura hidráulica (fracking) del reservorio, a fin de mejorar la permeabilidad y permitir la explotación económica. Dicha fractura suele realizarse de modo horizontal dados los más altos rendimientos obtenidos en los primeros períodos de explotación. También existe en la Cuenca Neuquina, potencialidad de recursos de tight gas (de arenas compactas), cuya explotación es similar a la de shale, aunque las estimaciones en cuanto al nivel de recursos probados y no probados son aún menos precisas.
No convencional
El descubrimiento de Vaca Muerta y la aparición del hidrocarburo no convencional (shale gas y tight gas) en el año 2014, posibilitaron una mejora en el precio reconocido a las provincias productoras, mayor captura de renta hidocarburífera de parte de empresas productoras y un camino hacia la posibilidad de lograr el autoabastecimiento energético, que estaba comprometido en aquel momento por el declive en la producción del convencional.
Entre las principales empresas que se encuentran actualmente explotando hidrocarburos en Vaca Muerta figuran: i) empresas privadas de capitales extranjeros como: la francesa Total, las estadounidenses Exxon Mobil y Chevron y la holandesa Shell, ii) empresas privadas de capitales nacionales como: Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y Tecpetrol y iii) la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), entre otras.
La actividad hidrocarburífera es la principal en la cuenca Neuquina pero no la única. Las provincias que la conforman cuentan además con diversas, numerosas y vastas actividades productivas que contribuyen a su desarrollo regional, como por ejemplo turismo, ganadería, agricultura, minería, aprovechamientos hidroeléctricos, etc.
Dicha Cuenca tiene un potencial en petróleo y gas natural que crece día a día con el descubrimiento de nuevos yacimientos y el perfeccionamiento y arribo de tecnologías capaces de explotarlos en forma abundante y más eficiente. Por su parte y a diferencia de formaciones similares cuenta con un gran porcentaje de reservas probadas que favorecen su viabilidad comercial, es decir, que el costo de producción se justifica por las ganancias que ofrece. Aprovechando sólo el 25% de Vaca Muerta a escala industrial, se podría llegar a obtener una producción de 1 millón de barriles de petróleo por día y 150 millones de metros cúbicos de gas natural diarios para los próximos años 2028/2030.
De las provincias que la conforman, Neuquén ha sido de alguna manera el epicentro de la industria petrolera de dicha Cuenca, principalmente enfocada en la explotación de Vaca Muerta, gracias a la presencia de una sólida estructura organizativa institucional nutrida de calidad técnica.
Dicha explotación hidorcarburífera de Vaca Muerta, enfocada en el modelo de Estados Unidos de América, representa para la Argentina la oportunidad de lograr la reducción de sus importaciones y el eventual aumento de exportaciones de hidrocarburos y derivados con generación auténtica de divisas y de recursos fiscales decisivos para equilibrar la balanza comercial y las cuentas públicas del país. También, una significativa contribución a los fondos públicos nacionales y provinciales por recursos fiscales provenientes del régimen tributario de las regalías, cánones y otros tributos nacionales, provinciales y municipales que gravan estas actividades. Asimismo, la generación de puestos de trabajo y desarrollo regional sobre la base de la diversidad y motorización de actividades productivas distintas de la propia hidrocarburífera. Por su parte y teniendo en cuenta su viabilidad comercial representa una oportunidad para empresas extranjeras que deseen invertir y operar.
Desarrollo del GNL
Por otra parte, el desarrollo de GNL comienza a ser cada vez más significativo. Su producción es considerada una de las apuestas más importantes de Vaca Muerta (como la segunda formación de shale-gas del mundo) que amplía las expectativas de exportación a Brasil, Chile y el resto del mundo. Hoy en día, se estar llevando a cabo diversos proyectos que, con capacidades de producción de alrededor de 2,4 millones de toneladas anuales, buscan posicionar al país como un importante proveedor de este recurso energético para el mundo. Estos proyectos son el resultado de un plan y una política nacional hidorcarburífera uniforme tendiente a la explotación y aprovechamiento de sus recursos naturales.
La viabilidad de la explotación hidrocarburífera de Vaca Muerta y de los mencionados proyectos de GNL tienen el apoyo de las políticas públicas. Estas buscan hoy en día garantizar la libertad para explotar hidrocarburos y sus derivados, promoviendo la apertura del mercado argentino al mundo. Por su parte, el nuevo Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en el marco de la Ley Bases y Puntos de Partida, ha contribuido decisivamente en el despegue productivo del GNL de Vaca Muerta. Dicho Régimen es una herramienta que busca estimular la inversión extranjera en la Argentina. Para ello, cuenta con una serie de beneficios impositivos, aduaneros, tributarios y cambiarios para inversiones que superen el mínimo de US$200 millones que permiten dar estabilidad, seguridad jurídica y un sistema eficiente de protección de derechos adquiridos a quienes deseen invertir en áreas como la hidorcarburífera.
Ahora bien, no puede pasarse por alto la situación compleja en términos de abastecimiento de gas de hoy en día atraviesan los países de la Unión Europea como consecuencia del conflicto entre Ucrania y Rusia. Esto ha llevado a los países a continuar afianzando sus matrices energéticas hacia la generación con energías renovables y a buscar nuevas alternativas de importación de gas a países como Estados Unidos de América, Australia y Catar.
Es aquí donde Argentina mediante su potencial hidrocarburífero de Vaca Muerta se posiciona como país mega productor de gas natural y GNL capaz de ser una alternativa para el mercado europeo. Ello teniendo en cuenta también que el gas natural, dentro de los combustibles fósiles, es el más amigable con el ambiente respecto de lo que son el carbón y los hidrocarburos líquidos. Sin embargo, se debería analizar también el impacto de variables como por ejemplo el costo de transporte, entre otras.
Lo cierto es que la Argentina e Italia siempre han mantenido una relación sólida entre Estados, fundamentada en valores compartidos y en un profundo y vasto legado histórico y cultural que se ha ido construyendo con el paso de las décadas. La cooperación entre ambos países es constante y constructiva, no solo a nivel bilateral, sino también en el marco de los foros multilaterales, donde trabajan juntos para promover la paz, la democracia y el respeto a los derechos humanos. La relación entre ambos países puede ser definida como “especial” ya que verdaderamente es una piedra angular de la política exterior de ambos estados.
En función de lo expuesto, la cooperación energética entre ambos países es posible y viable. Por un lado, el sistema argentino necesita ser fortalecido, actualizado e internacionalizado y en esto Italia a través de sus empresas puede jugar un papel importante insertándose en todos los niveles de las cadenas productivas con su maquinaria, su know how y su tecnología. Por el otro, el potencial hidrocarburifero argentino de Vaca Muerta (principalmente de gas natural y GNL), la viabilidad económica que existe para su desarrollo y la libertad que existe para su exportación representan, sin lugar a dudas, una nueva alternativa de gas para la República de Italia y resto del mercado europeo que contribuya en la planificación de sus políticas energéticas.
(*) Abogado especialista en energía y recursos naturales y consultor legal en regulación energética, transición y sustentabilidad.
YPF, la petrolera bajo control estatal, comunicó este miércoles por la tarde que finalizó las obras que estaba llevando a cabo en el Complejo Industrial de Plaza Huincul destinadas a incrementar el procesamiento del petróleo de Vaca Muerta. En la actualidad, el 80% del crudo procesado procede de las operaciones de la compañía en la formación no convencional.
La empresa finalizó la construcción de un nuevo horno y una estabilizadora de naftas en solo 26 meses. A su vez, se instaló un nuevo compresor de gases de topping que reducirá los costos de operación y optimizará su funcionamiento. Se trata de obras que demandaron una inversión aproximada de 55 millones de dólares.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las nuevas instalaciones de Plaza Huincul y aseguró: “El plan para mejorar la productividad y la eficiencia en todos nuestros complejos industriales está dando resultados y el complejo de Plaza Huincul es una muestra”.
Control
El ejecutivo de YPF también destacó que los trabajos se hicieron sin ningún tipo de incidente y con los más altos estándares de seguridad. A su vez, anunció que la refinería neuquina contará con su propio centro de monitoreo inteligente de última generación, al igual que el resto de los complejos de YPF en el país.
Esto es así ya que durante los primeros días de abril la empresa puso en operación el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de su Complejo Industrial La Plata, lo que le permite tener un control en tiempo real de 180.000 variables de ingeniería con el objetivo de mejorar su desempeño con resultados de generación de valor. Por lo tanto, espera replicarlo en todos sus complejos.
Desde la petrolera de bandera detallaron, a través de un comunicado, que las reformas que se realizaron en el Complejo son las más importantes en los últimos 50 años.
El Complejo Industrial de Plaza Huincul produce nafta súper y premium y gasoil grado 2 y combustibles para aviones que se distribuyen en toda la Patagonia Norte. Además, posee la principal planta de metanol del país que abastece al mercado nacional e internacional.
La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó los pliegos de bases y condiciones para la tan esperada Licitación de compra de potencia y energía propuesta por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).
Se trata de la LPI 1000-010-2021 que será la primera convocatoria para el suministro de largo plazo lanzada durante la administración la presidenta Xiomara Castro. La licitación tendrá como objetivo la adjudicación de 1,500 MW, lo que la convierte en la más grande de su historia.
«La aprobación de la Comisión reguladora ha sido el paso final para proceder al lanzamiento de la licitación pública internacional de los 1500 MW; la cual lleva un fuerte componente de energía renovable del 65% y, además, privilegiará el almacenamiento de energía derivada de fuentes renovables», anticipó Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE.
Tras la aprobación de los pliegos por el pleno de comisionados de la CREE, el lanzamiento es inminente y se espera que en los próximos días inicie el proceso formal la Junta de Licitación conformada por personal de la ENEE, equipos de la CREE, Centro Nacional de Despacho (CND), Secretaría de Energía y la empresa consultora internacional que apoyaron este gran esfuerzo.
La mención a la empresa que acompañará el proceso selección no es menor ya que ha trabajado en un algoritmo que les permita priorizar la contratación de energía que provenga de fuentes como solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica, mientras que el 35% restante podrá provenir de fuentes térmicas no renovables.
Los Términos de Referencia (TDRs) que ha venido trabajando el regulador hace años -recordemos que es un proceso pendiente desde administraciones pasadas- ha tenido varios ajustes no sólo contemplando el aumento de la demanda al elevarlo de 450 MW a 1500 MW, sino también principios rectores que derivan de la Ley Especial para garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un bien público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social.
Un gran diferencial que marcan los TDRs frente a convocatorias precedentes es la metodología que se empleará para la licitación y que ha demostrado su éxito en cantidad y competitividad de ofertas en países vecinos como Guatemala. El proceso se llevará a cabo mediante una subasta inversa por rondas sucesivas, que permitirá que los proponentes puedan mejorar sus ofertas en varias rondas y que los precios más bajos del mercado sean los adjudicados.
Para lograrlo, una novedad importante es la introducción del «Factor de Competencia», un valor que la CREE entregará a la Junta de Licitación al inicio del proceso de rondas y que no será público. Este factor servirá como límite indicativo para la finalización del proceso de rondas, permitiendo que el proceso avance hacia la adjudicación final de manera más eficiente.
Además, se implementará un «Índice de Competencia» en cada ronda, que se calculará como la relación entre la suma de las potencias firmes máximas ofrecidas y la potencia firme objeto de la licitación. Si el proceso de subasta no logra reducir los costos en un margen suficiente (más del 1.5% entre rondas) o si todos los oferentes activos están siendo seleccionados sin necesidad de reducir precios, se activará un «Proceso de Aceleración». Este proceso incluirá un «Oferente Virtual de Competencia», diseñado para mantener la presión competitiva en las rondas finales y evitar estancamientos en la reducción de precios.
Pero aquello no sería todo. También se ha trabajado en un modelo de subasta contemplando los retos y oportunidades del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de Honduras, de manera que los participantes que compitan reciban una señal clara de dónde ubicar sus ofertas para que los nodos donde se necesite inyección puedan cubrir sus requerimientos.
«En Honduras estamos transformando el Subsector electricidad», aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE. En conversación con Energía Estratégica, el regulador reveló que en el marco de este proceso de licitación estarán abiertos a evaluar contrataciones de energía y potencia adicionales a los 1500 MW en caso de que las ofertas sean competitivas y contribuyan al fortalecimiento del sistema.
«La licitación de 1500 MW más reserva pronto será una realidad», aseguró.
Y añadió: «Invitamos a inversionistas Nacionales e Internacionales a participar. El regulador supervisa el proceso y vela porque las inversiones se hagan en tiempo y forma».
Desde el sector público buscan dar señales claras que no sólo atraigan inversiones sino que brinden transparencia y seguridad a empresas locales y extranjeras que apuesten al crecimiento del sector eléctrico en el país motivados por esta nueva apertura del mercado.
«Una herramienta especial para garantizar los flujos de pagos a generadores, la aplicación de normas internacionales a los Estados financieros de la ENEE y una auditoría en desarrollo por una empresa de alto prestigio, hacen a la nueva ENEE y Honduras un sitio atractivo para diversos inversionistas internacionales a ofrecer buen precio por la energía y así abrir el mercado eléctrico hondureño», declaró Erick Tejada Carbajal a este medio.
Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 pondrá el foco en cómo reforzar la seguridad energética en un momento decisivo para el sector. La cita será el 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt de Madrid, y reunirá a referentes de Iberdrola Renovables, Grenergy, Cox Energy, EDP Renewables, Schletter, Elmya, Galp, Sonnedix y Jinko Solar, entre otras compañías líderes, para debatir soluciones concretas ante los desafíos que plantea la transformación del sistema eléctrico ibérico.
En este escenario, los altos ejecutivos de las compañías abordarán los factores estructurales que hoy definen la resiliencia del sistema: desde la creciente penetración de renovables hasta la volatilidad de precios y la urgencia por adaptar la infraestructura a las nuevas demandas operativas.
La visión de ejecutivos como Julio Castro (Iberdrola Renovables), David Ruiz (Grenergy), Enrique Riquelme (Cox Energy), Rocío Sicre (EDP Renewables), Alejandro Ramos (Schletter), Carlos Píñar Celestino (Elmya), Fernando Cremades (Galp), Carolina Nester (Sonnedix) y Lucía Dólera (Jinko Solar) permitirá trazar una hoja de ruta sobre estrategias de seguridad energética en un entorno cada vez más complejo y dinámico.
El encuentro reunirá a más de 400 ejecutivos de empresas, utilities, tecnólogos, fondos de inversión y gobiernos, en una jornada que combinará paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.
Uno de los ejes del programa será el reciente apagón donde se debatirá sobre la necesidad de contar con mecanismos de mercado que otorguen estabilidad a largo plazo, como mercados de capacidad, tecnologías de almacenamiento, así como sobre el papel de la hibridación, soluciones de gestión digital de red, nuevos modelos de contratación de energía y la planificación del sistema energético.
Asimismo, se discutirán las tendencias del mercado renovable en España y la región, con la participación de otros actores clave como RWE, Repsol, Xunta de Galicia, Alantra, Matrix Renewables y 360 Energy, que aportarán su perspectiva sobre los marcos regulatorios necesarios para garantizar competitividad, acelerar inversiones y sostener el crecimiento renovable en el mediano y largo plazo.
Revive FES 2024:
Además de los paneles técnicos, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina, que contará con la participación del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, Víctor Hugo Ventura, quien presentará el proceso de licitación de energías renovables más relevante en la región, con una proyección de inversión superior a los 5.000 millones de dólares en generación y transmisión.
FES Iberia 2025 será una cita estratégica que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector energético, junto con representantes del sector público, en un entorno de networking activo con los líderes que están transformando la matriz energética ibérica.
El encuentro se posiciona como un espacio clave para anticipar tendencias, promover decisiones de alto nivel y debatir soluciones técnicas y estratégicas que garanticen la seguridad energética en escenarios de alta penetración de energías renovables.
Black & Veatch, empresa global de ingeniería, adquisiciones, consultoría y construcción, sigue consolidando su presencia en el sector energético con proyectos concretos que marcan el ritmo de la transición. Lejos de casarse con una tecnología específica, la compañía adopta un enfoque «tecnológicamente agnóstico» que le permite adaptarse a las necesidades y prioridades de cada cliente.
“No impulsamos una tecnología en particular. Buscamos, de la mano con el cliente, entender cuáles son sus ‘drivers’ en la toma de decisión, y seleccionamos la que mejor cumpla con lo que él esté buscando desde un punto de vista financiero, de costos o de apetito al riesgo”, señaló Romina Esparza Almaraz, directora de desarrollo de negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch.
Su estrategia se basa en una ingeniería pragmática, capaz de combinar tecnologías emergentes con modelos de negocio viables, y ajustados a los tiempos del mercado. Esto les ha permitido ser pioneros y liderar en infraestructura eléctrica crítica, así como en proyectos emblemáticos para el área de generación y almacenamiento.
En soluciones almacenamiento de energía, Black & Veatch cuenta con más de 21 GWh de experiencia global y va por más. Durante su participación en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Romina Esparza comentó que la empresa ha encontrado en las baterías de ion litio una oportunidad de negocios sólida.
“La tecnología de baterías de ion litio tiene ya 150 GW de capacidad instalada a nivel mundial. Es una tecnología madura que vemos que los clientes están confiando y queriendo desarrollar. Además, los costos han bajado, por lo que diría que es un momento adecuado para invertir en este tipo de proyectos”, destacó Esparza.
En paralelo, la compañía también apuesta al desarrollo del hidrógeno verde, aunque con mayor prudencia. De acuerdo con la directora de desarrollo de negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch, de los más de 200 estudios de factibilidad y prefactibilidad que han realizado en los últimos cinco años, apenas unos pocos han avanzado hacia la construcción. Aun así, anticipó en FES Caribe que BV cerrará 2025 con tres proyectos concretos en marcha: «dos van a estar en operación en este año», sumando «aproximadamente 220 MW»; mientras que el tercero seguirá un tiempo más en fase constructiva.
Siguiendo con el análisis de Romina Esparza, a título personal compartió una lectura crítica del entusiasmo inicial por el hidrógeno: “En algún momento del 2020 hubo como una expectativa medio artificial de ese mercado, hubo incentivos evidentemente dirigidos a crear una industria y a generar una atracción en esa industria, pero de alguna forma no revelaron los costos reales de la producción del hidrógeno verde”. De allí consideró que, distinta a esa sobreexpectativa, hoy “muchas estrellas que se tienen que alinear para que esos proyectos sean viables”.
En el caso del almacenamiento con baterías, la lectura es más optimista aunque aún se atraviesen retos vinculados a su regulación y definición de remuneración. Lejos de considerar que la región llegó tarde a esta tendencia tecnológica, Esparza opinó que el momento actual es oportuno. “La evolución de los precios de los módulos y de baterías permite que ahora haya mayor apetito para la inversión. Y la madurez de la tecnología y del entendimiento de cómo integrarla a la red da certidumbre a las empresas financieras”.
Esa madurez técnica se traduce también en nuevas oportunidades de negocio para acompañar la transición energética hacia una mayor penetración de energías renovables. Además del almacenamiento, BV identifica potencial en obras de infraestructura de transmisión, tanto en modernización como en expansión. “La incorporación de renovables trae oportunidades de proyectos encaminados a fortalecer las redes de transmisión”.
«En Puerto Rico estamos ya trabajando con el operador de la red en proyectos que tienen ese objetivo: aumentar la capacidad de las líneas de transmisión y de las subestaciones. Por ende, se hacen necesarios proyectos de almacenamiento con baterías que también brindan estabilidad a las redes», comentó Romina Esparza.
Para que nuevas oportunidades se materialicen en proyectos de inversiones privadas, la portavoz de Black & Veatch consideró que aún deben superarse varias barreras. La principal, sería la permisología y la falta de certidumbre regulatoria en algunos países. “Dependiendo del país, las regulaciones a veces no son lo suficientemente claras. Lo que se necesita es lo que todos los inversionistas buscan: estado de derecho, seguridad, facilidad para atraer talento”, enumeró Esparza.
En cuanto a la regulación específica de almacenamiento, reconoció avances, pero también vacíos. Por ejemplo, si bien ya se autoriza el arbitraje o regulación de frecuencia con baterías en algunos mercados, aún faltan esquemas que reconozcan servicios como regulación de voltaje o pago por capacidad. “Eso es fundamental”, afirmó.
La minería es uno de los sectores que promete atraer más inversión extranjera directa. Los proyectos de cobre y litio se multiplican y las expectativas crecen. Algunas proyecciones oficiales indican que podría llegar a quintuplicar sus exportaciones en los próximos diez años. Sin embargo, los especialistas advierten que hay que ser cautelosos porque el desarrollo minero es lento. Para analizar cuál es el verdadero potencial de la actividad, Dínamo, la propuesta audiovisual de EconoJournal conducida por Nicolás Gandini, invitó a Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera; Enrique Gatti Rappalini, presidente de Cerámica Alberdi; y Flavia Royon, ex secretaria de Minería y ex secretaria de Energía de la Nación.
“Creo que estamos delante de una nueva ola de proyectos mineros en Argentina, pero hay que entender que la minería es un negocio que demanda tiempo. El proyecto Lindero que llevó adelante Facundo (Huidobro) llevó 30 años desde la exploración”, señaló Royon. No es que hay una sobre expectativa, sino que hay que explicar la industria. La minería tiene una fase de exploración que puede demorar muchísimos años y puede ser fallida, pero donde también se genera trabajo. Poner un proyecto en producción es un desafío que puede demandar muchísimo tiempo”, agregó la ex funcionaria que ahora se desempeña como secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio.
Ninguno de los grandes proyectos que hoy se anuncian, aclaró, entrarán en producción antes de los próximos tres años. “En estos momentos hay una veintena de emprendimientos operativos en el país. Sólo en Salta, en los últimos tres años se construyeron cinco proyectos. Y todavía no hemos visto nada en relación con el potencial que posee la Argentina”, aseguró Royon, quien ponderó la incidencia positiva del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La mención del RIGI hizo que Fernando Krakowiak, editor de EconoJournal, indagara sobre el tema: “¿Fue un error del Gobierno fijar un plazo de sólo 45 días hábiles para que la autoridad de aplicación se expida sobre la solicitud de adhesión de los proyectos?”.
“Se trata de un plazo demasiado ambicioso”, respondió Royon, pero el espíritu del RIGI es aprobar la ejecución de proyectos que efectivamente se construyan. “No todo lo que se presenta tiene que ser aprobado sin observaciones”, opinó.
Herramienta clave
Resulta imprescindible, acotó Facundo Huidobro, conocer cómo son los procesos de aprobación de las iniciativas mineras en el país. “Nuestra minería está absolutamente basada en la exploración. De ahí surge la necesidad de ser muy dinámicos en la etapa inicial de los proyectos. Hay que considerar que la mayor parte de las empresas mineras están cotizando en la bolsa y necesitan una respuesta rápida de sus accionistas para saber si perforan o se retiran”, argumentó el gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera, quien comparte una mirada favorable sobre el RIGI.
Es posible, intervino Enrique Gatti Rappalini, que 45 días sea un plazo muy reducido para incluir o no a una iniciativa minera en un programa de incentivos, ya que los proyectos suelen tener una estructuración de financiamiento compleja, al depender del arribo de millonarios capitales extranjeros. “De todos modos, no hay dudas de que el RIGI se ha convertido para la minería en una herramienta importantísima, sobre todo por la posibilidad de disponer libremente de los dólares, más allá de los diversos beneficios fiscales implicados, incluyendo las facilidades de pago del Impuesto al Valor Adquirido (IVA)”, indicó el presidente de Cerámica Alberdi, empresa que está llevando adelante el proyecto PSJ Cobre Mendocino.
Confianza empresarial
No es la primera ocasión, remarcó Krakowiak, en la que se ofrecen garantías a los inversores de la industria extractiva local. “Con la Ley de Inversiones Mineras o el caso Chevron-YPF, por ejemplo, el Estado incumplió sus promesas. ¿Por qué esta vez sería diferente?”, cuestionó.
De acuerdo con Gatti Rappalini, en esta oportunidad el contexto es mucho más favorable para el desempeño del sector. “Confiamos en el RIGI porque la minería será uno de los cuatro vectores de desarrollo de la Argentina, junto con la industria de Oil & Gas, el conocimiento y la tecnología, y el campo”, justificó el empresario.
En esa misma senda, Huidobro detalló que en los últimos 10 años prácticamente no se registraron descubrimientos de cobre significativos a nivel mundial. “Lo que hoy estamos viendo es un gap en el mercado que en el futuro los proyectos argentinos podrán aprovechar”, vaticinó.
No es realmente que el Estado alguna vez haya incumplido sus garantías por no querer cumplir, aclaró Royon, sino por no poder hacerlo. “El problema de la falta de dólares es recurrente. Pero hoy con Vaca Muerta eso está cambiando, además de que la sociedad entendió que no se puede vivir con déficit permanente. Hay que aprovechar este contexto lo antes posible”, expuso.
Almendras y cianuro
En este escenario, destacó Gatti Rappalini, PSJ Cobre Mendocino podría convertirse en el primer emprendimiento que vuelva a producir el metal rojo en la Argentina gracias a sus ventajosas características: posee un tamaño mediano, demanda una inversión de entre 500 y 600 millones de dólares, y su ubicación a sólo 2.200 metros sobre el nivel del mar admite operar los 365 días del año. “Es mucho más viable avanzar con esta iniciativa que con otras tasadas por encima de los u$s 2.000 millones. Estamos en el proceso de obtención de financiamiento. Nos viene yendo bien. Vamos a usar una técnica de flotación de sulfuros, sin recurrir a ninguna sustancia prohibida en Mendoza. Creemos que podemos construir el proyecto en un plazo de entre 18 y 24 meses”, adelantó.
Un proyecto cuprífero emblemático para Salta como Taca Taca, apuntó Huidobro, representa una inversión muy alta y tiene márgenes de rentabilidad limitados, por lo que cualquier intervención del Estado en lo tributario puede causar mucho daño. “A eso debe sumarse el desafío que representa la falta de infraestructura, tanto energética como logística. Y todo lo que tiene que ver con la capacitación de recursos humanos y la permisología”, especificó.
En cuanto a la cuestión ambiental, a pedido de Royon el directivo de Mansfield Minera recordó una anécdota pintoresca. “Una vez, cuando estábamos empezando a hablarle a la comunidad de San Antonio de los Cobres sobre no temerle al proceso de lixiviación para producir oro, hice entrega de unas bolistas con almendras. Mientras todos los presentes las comían, les conté que íbamos a usar una solución cianurada en nuestro proyecto, pero que la cantidad de cianuro implicada era menor que la que estaban consumiendo”, comparó.
Lejos de aquietarse, el debate se intensificó con Krakowiak poniendo el foco en la resistencia social que han despertado algunos proyectos y en la desconfianza que suscitan las autoridades regulatorias en algunos puntos del país. Para saber cómo prosiguió la charla, pueden visitar el siguiente link.
La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), uno de los principales actores del sector energético de República Dominicana, continúa consolidando su papel en la transición hacia una matriz energética más limpia, con una estrategia clara de expansión en generación renovable.
En línea con su meta de alcanzar 1,000 MW instalados en energías limpias al 2030, la compañía refuerza su cartera de proyectos para competir en las próximas licitaciones convocadas por distribuidoras dominicanas y atender la creciente demanda del mercado industrial por contratos sostenibles.
Desde 2020, EGE Haina ejecuta un ambicioso plan de crecimiento en renovables que ya suma 466 MW instalados, de los cuales 175 MW corresponden a energía eólica y el resto a solar. A este avance se suma la obtención de permisos y concesiones provisionales y definitivas para otros 625 MW, actualmente en trámite ante la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Rosina Hernández, directora de mercado eléctrico de EGE Haina, explicó que estos 625 MW se distribuyen entre 300 MW de energía eólica y 325 MW de solar. “Me gustaría que nos enfocáramos en los proyectos de Esperanza Solar y Esperanza Eólico que se están ejecutando en la zona norte del país”, señaló durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).
Se trata del primer proyecto híbrido solar-eólico que se construye en República Dominicana, con 90 MW ya en funcionamiento bajo el parque Esperanza Solar 1. A este se sumará el parque eólico Esperanza Eólico de 50 MW, actualmente en construcción y cuya entrada en operación está prevista para el segundo semestre de 2026. Este esquema se completará con un segundo parque solar de 60 MW, también programado para comenzar operaciones en ese mismo periodo.
Consultada sobre el esquema bajo el cual se prevé la contratación de estos nuevos proyectos, Hernández adelantó que la empresa está atenta a las próximas convocatorias oficiales. “El ministro de Energía ha anunciado que durante los próximos meses va a haber una licitación para proyectos renovables. Estamos con concesiones ya listas para poder participar en este proceso de licitación y esperamos poder resultar ganadores”, afirmó, y consideró: “entendemos que tenemos ofertas competitivas para obtener contratos de largo plazo”.
Además de preparar propuestas para competir en las licitaciones con las empresas distribuidoras, EGE Haina también busca consolidar contratos con grandes usuarios del sector industrial. “Estamos también haciendo ofertas de contratos de mediano y largo plazo para este tipo de usuarios y hemos sido bastante exitosos”.
“Hemos notado que dentro del sector industrial de la República Dominicana hay un gran apetito con parte de clientes para tener contratos también de mediano y largo plazo con energía renovable que les permita cumplir con sus cuotas de sostenibilidad, todo el mundo está ahora abocado a ello”, comentó Hernández.
Actualmente, toda la energía renovable que produce EGE Haina ya se encuentra contratada, ya sea con distribuidoras o con usuarios no regulados. Esta posición refuerza la competitividad de la empresa en el mercado y la prepara para capitalizar nuevas oportunidades de crecimiento.
EGE Haina continúa avanzando con paso firme en la diversificación y modernización del parque de generación eléctrica de República Dominicana, integrando soluciones innovadoras como la hibridación tecnológica y aprovechando la riqueza de recursos renovables del país. El enfoque está puesto tanto en las licitaciones públicas como en acuerdos con usuarios no regulados que, además de ser económicamente viables, permiten contribuir activamente con los compromisos ambientales de sus clientes y del país.
El sector brasileño está a la expectativa de la publicación de la regulación de sistemas de baterías y ordenanza normativa para la primera subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”.
Desde la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) siguen de cerca la definición de esos puntos y trabajan en una serie de frentes prioritarios a lo largo del 2025, a fin de que avance la implementación de sistemas BESS en el país.
“Algo de regulación tiene que salir este año. La regulación la estábamos esperando para este mes, pero se retrasará un poco más. Esperábamos las definiciones básicas de cara a la subasta LRCAP Almacenamiento”, sostuvo Markus Vlasits, presidente del Consejo Asesor de ABSAE, en diálogo con Energía Estratégica.
La expectativa es alta y los tiempos apremian. La definición pendiente es estructural: si las baterías serán consideradas generadores de energía, activos sui generis o alguna otra categoría regulatoria. “Queremos tener la confirmación de cuál es el tipo de otorgamiento que tendremos”, planteó el ejecutivo.
Desde ABSAE consideran que lo más probable —y conveniente— es que se las trate como generadores, y que lo más pronto posible se definan reglas para el acceso a la red, tarifas, montaje, multiplicidad de uso y acoplamiento a unidades consumidoras o centrales generadoras.
“Sería ideal que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) publique una resolución normativa donde defina todo lo mencionado. En el primer horizonte, la estábamos esperando para mayo, aunque se retrasará y hay dos alternativas: que ANEEL brinde una resolución dentro de un plazo relativamente corto, o que el tema sea abrazado por el Poder Legislativo y virar en materia de ley”, apuntó Vlasits
“Un segundo horizonte serían los modelos de negocios un poco más elaborados, como las plantas virtuales, inclusión de baterías en programas de respuesta de demanda. Todo el mundo ya vio que sería en un segundo paso, tal vez finales de este año o al inicio de 2026”, agregó.
En paralelo existe una medida provisoria firmada por el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que busca abrir camino por la vía legislativa. Su plazo de vigencia es de 120 días, y durante ese período podría consolidarse un marco legal que incluya muchas de las reivindicaciones históricas del sector.
La subasta de almacenamiento: expectativas, plazos y dudas
La atención del sector también está centrada en la subasta “LRCAP Almacenamiento”. A más de un mes del anuncio del ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, sobre su inminente salida a finales de mayo, el mercado sigue a la espera.
La ordenanza N° 812/2024, que fue puesta en consulta pública hacia finales del año pasado, establece que el inicio del suministro deberá darse en julio de 2029, con contratos por diez años. Además, se plantea que los proyectos adjudicados deberán ofertar al menos 30 MW de potencia, con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas, según lo determine el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).
Un aspecto relevante de la subasta es que los titulares de los proyectos tendrán derecho a un ingreso fijo anual (R$/año), pagadero en cuotas mensuales. No obstante, ese ingreso podrá ser reducido en función del desempeño operativo, evaluado mes a mes.
Vlasits considera que si se contratan entre 1 y 2 GW de capacidad de almacenamiento en esta primera licitación, dentro de un total estimado de 38 GW de nueva potencia requerida hasta 2034, se trataría de un volumen adecuado. “Nos parece perfectamente adecuado”, afirmó.
También espera que estos proyectos puedan acogerse al Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI), siempre que las baterías sean categorizadas como generadoras. “Desde ABSAE consideramos que sí tienen derecho y hace total sentido”, ratificó.
Además la asociación mantiene activos otros frentes prioritarios de trabajo vinculados a la electrificación y uso de de los sistemas aislados, que hoy dependen de generación diésel de alto costo, considerando que para septiembre está prevista subasta que por primera vez permitirá contratar soluciones híbridas, obligando a que al menos el 22% de la energía ofertada sea renovable.
Y de igual modo, ABSAE pone énfasis en el almacenamiento como pilar de la generación distribuida, considerando que Brasil ya cuenta con cerca de 40 GW instalados, en su mayoría sistemas fotovoltaicos de baja tensión.
En abril, la balanza comercial energética de Argentina registró un saldo positivo de 573 millones de dólares y alcanzó los 2.684 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año gracias al crecimiento sostenido de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta, destacó la Secretaría de Energía.
Durante el mes pasado, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los 851 millones de dólares, mientras que las importaciones se ubicaron en 278 millones. Este desempeño permitió un saldo comercial positivo y reafirma el rol del sector como generador de divisas para el país.
En este sentido, la producción no convencional en Vaca Muerta fue determinante. La producción de petróleo alcanzó los 442,2 mil barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 21,7%. En tanto, la producción de gas natural llegó a los 69,3 millones de metros cúbicos por día, con un crecimiento del 7,3% en comparación con abril del año anterior.
A su vez, en la producción global de abril, el petróleo alcanzó los 739,7 miles de barriles diarios, mientras que la producción de gas fue de 136,7 millones de metros cúbicos por día.
Estos resultados reflejan el dinamismo de Vaca Muerta y su impacto positivo en el conjunto del sistema energético argentino. Al mismo tiempo, consolidan el momento favorable que atraviesa el sector, que continúa ampliando su capacidad productiva, fortaleciendo su perfil exportador y contribuyendo al desarrollo económico del país, señaló la S.E.
La demanda de energía eléctrica en abril último resultó en una baja de -1,8 % interanual, alcanzando los 9.823,1 GWh a nivel nacional, el consumo más bajo para el mes de abril desde 2021.
En la sumatoria del primer cuatrimestre la demanda promedio país acumula una leve suba de 0,2 por ciento. Por su parte, las distribuidoras de electricidad por redes que operan en Capital y GBA tuvieron un descenso de -0,7 % en el cuarto mes del año. Cayeron los consumos residenciales y comerciales, mientras aumentaron los industriales a nivel nacional, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.
LOS DATOS DE ABRIL 2025
En abril de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 9.823,1 GWh mientras que en el mismo mes del año anterior había sido de 10.000,2 GWh1. La comparación interanual evidencia entonces un descenso de -1,8 por ciento.
En abril, se registró un descenso intermensual del -15,7 % comparado con marzo, cuando había alcanzado los 11.652,2 GWh (abril tuvo 1 día menos). No obstante, es el consumo nominal más bajo desde 2021, cuando había alcanzado los 9.812,4 GWh, durante la segunda ola de la pandemia de COVID-19.
Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°.
En cuanto a la demanda residencial de abril, representó el 41 % del total país, con una caída de -5,7 %, respecto al mismo mes del año anterior. La demanda de electricidad a nivel comercial descendió -1,1 %, siendo el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 30 % del total, con una suba en el mes del orden del 3,2 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido abril de 2025): 5 meses de baja (junio de 2024, -7 %; septiembre, -6,6 %; diciembre -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; y abril de 2025, -1,8 %), y 7 meses de suba (mayo de 2024, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; y febrero de 2025, 0,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba de 0,8 por ciento.
CONSUMO MENSUAL REGIONAL
En cuanto al consumo de electricidad por provincia, en abril fueron 18 las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Formosa (-28 %), Chaco (-21 %), Corrientes (-19 %), Misiones (-10 %), San Juan (-6 %), Jujuy (-5 %), Mendoza (-5 %), Salta (-4 %), Tucumán (-4 %), Santa Fe (-3 %), Catamarca (-2 %), EDELAP (-2 %), San Luis (-2 %), Entre Ríos (-1 %), La Rioja (-1 ), Río Negro (-1).
Por su parte, 8 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo de energí eléctrica: Chubut (16 %), Santa Cruz (14 %), EDES (8 %), Neuquén, Córdoba y Santiago del Estero (2 %), EDEN y EDEA (1 %). En tanto, La Pampa mantuvo un consumo similar al del año anterior.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras en Capital y GBA, que demandaron el 30 % del consumo país y totalizaron un descenso conjunto de -0,7 %, los registros de CAMMESA indican que en abril EDENOR tuvo una merma de -0,5 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -0,9 por ciento.
TEMPERATURA
En cuanto a las temperaturas, el mes de abril de 2025 fue levemente menos caluroso en comparación con abril de 2024. La temperatura media fue de 18.4 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 18.7 °C, y la histórica es de 17.9 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica) ocupa el segundo lugar al superar a la generación hidráulica. En abril, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.950 GWh, lo que representa una variación del -15 % respecto al mismo mes de 2024.
Por su parte, la potencia instalada es de 43.586 MW, donde el 58 % corresponde a fuentes de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).
En abril último siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción equivalente al 52,47 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 18,90 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,70 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 19,80 % del consumo total. La importación representó el 0,10 % de la demanda satisfecha, describió Fundelec.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las nuevas instalaciones del Complejo Industrial de Plaza Huincul (Neuquén) que permitirán incrementar el procesamiento de crudo de Vaca Muerta. Hoy el 80 % del petróleo que refina la compañía proviene de sus operaciones en esa formación.
En un tiempo récord de 26 meses, se concretó la construcción de un nuevo horno y de una estabilizadora de naftas para incrementar el procesamiento de shale oil. A su vez, se instaló un nuevo compresor de gases de Topping que reducirá los costos de operación y optimizará su funcionamiento.
“El plan para mejorar la productividad y la eficiencia en todos nuestros complejos industriales está dando resultados y el complejo de Plaza Huincul es una muestra”, señaló Marín, al tiempo que destacó que los trabajos se hicieron sin ningún tipo de incidente y con los más altos estándares de seguridad.
Además, anunció que la refinería neuquina contará con su propio centro de monitoreo inteligente de última generación, al igual que el resto de los complejos industriales de YPF en el país.
Las obras de reforma que se realizaron en el Complejo son las más importante en los últimos 50 años, con una inversión aproximada de 55 millones de dólares.
El Complejo Industrial de Plaza Huincul produce nafta Súper e Infinia y gasoil Grado 2 y combustibles para aviones que se distribuyen en toda la Patagonia Norte.
Además, YPF Huincul posee la principal planta productora de metanol del país, que abastece al mercado nacional e internacional.
La energía solar atraviesa un punto de inflexión en la Argentina. Por un lado, el costo de las plantas fotovoltaicas registró una caída de forma notable impulsada principalmente por la baja global en el precio de los paneles solares. En los últimos dos años el costo total de instalación se redujo hasta un 35 % lo que volvió más accesible la adopción de esta tecnología. A su vez, el panorama energético local también cambió. Aunque el precio de la electricidad sigue siendo bajo en términos regionales, la apreciación del peso argentino y la progresiva quita de subsidios han encarecido el costo del kWh medido en dólares, situación que ya empieza a reflejarse en la estructura de costos de muchas industrias.
Frente a este escenario, desde la empresa tecnológica Huawei advierten que “ambos factores —menores costos de inversión y mayor precio relativo de la energía— configuran un escenario ideal: hoy invertir en energía solar permite un repago más rápido, con mejores indicadores financieros como TIR (Tasa Interna de Retorno) y ROI (Retorno de la Inversión)”.
En 2024, el contexto macroeconómico ayudó puesto que bajaron las tasas de interés y aparecieron líneas verdes con incentivos especiales. Pero en 2025, esa tendencia se estabilizó y los préstamos en pesos dejaron de ser tan atractivos al simularlos en el flujo de caja de proyectos solares, frenando el financiamiento a gran escala. “Frente a este nuevo escenario, empresas como MultiSolar, en alianza con Huawei, redoblan la apuesta con modelos innovadores. Uno de ellos es el PPA On Site, una solución pensada para eliminar las barreras de entrada”, aseguraron desde la compañía tecnológica.
¿Qué es un PPA On Site?
PPA proviene del acrónimo Power Purchase Agreement (Acuerdo de compra de energía). En este acuerdo, dos privados realizan un contrato en el que una parte se compromete a generar una determinada cantidad de energía, en este caso mediante una planta solar, y la otra parte se compromete a comprarla a un determinado precio.
“On site” o “en el sitio” se refiere a que la fuente de generación de energía, en este caso la planta solar, estará emplazada en el mismo punto donde se consume, o sea en el predio industrial del cliente que comprará esa energía.
En términos concretos, en este modelo MultiSolar instala una planta en las inmediaciones del cliente y este, sin hacer ninguna inversión, simplemente paga por la energía que la planta genera mes a mes a un valor (US$/kWh) convenido y durante un periodo de contrato. Al finalizar el periodo de contratación, que suele ser de 10 años, la planta pasa a ser propiedad del cliente y todo el remanente energético (mínimo 10 años más) queda a beneficio del receptor de la planta.
Se trata de un contrato privado mediante el cual la empresa instaladora MultiSolar EPC financia, construye y opera una planta solar dentro del predio de su cliente industrial. “El esquema libera al usuario de cualquier inversión inicial ya que solo abona mensualmente la energía producida, con una tarifa estable y generalmente inferior a la de la red pública, mientras el proveedor asume el mantenimiento y los riesgos técnicos. Al concluir el contrato, la planta se transfiere sin costo adicional al cliente, de modo que la energía generada durante el resto de su vida útil se traduce en ahorro directo y refuerza tanto la competitividad como la reputación ambiental de la empresa”, detallaron desde Huawei.
Beneficios
Uno de los grandes atractivos del modelo PPA es que traslada el riesgo operativo de la planta al proveedor. Tomando como ejemplo a una metalúrgica pequeña o mediana: su experiencia está en los materiales, los tratamientos térmicos y el mecanizado CNC, no en la gestión de una planta solar. Para sus dueños o gerentes, la incertidumbre técnica sobre la operación y el mantenimiento puede ser una de las principales barreras a la hora de instalar paneles fotovoltaicos. “Con el PPA esa preocupación se diluye. Como el ingreso del proveedor depende directamente del desempeño de la planta es él quien debe garantizar que los períodos fuera de servicio sean mínimos. Si la instalación falla, el cliente vuelve a comprar energía a la distribuidora y la rentabilidad del proveedor se ve afectada. El operador, por lo tanto, tiene un incentivo económico directo para garantizar un funcionamiento continuo y elegir la tecnología más confiable”, aseguraron desde la compañía.
En el caso de MultiSolar, las instalaciones bajo este esquema se diseñan exclusivamente con inversores Huawei, una marca que ofrece presencia local, servicio posventa y un ecosistema de monitoreo avanzado que facilita el mantenimiento predictivo y la detección temprana de fallas.
En otro paso en materia de innovación y digitalización para negocios de transporte terrestre de cargas nacionales e internacionales, TB Cargo presentó su nueva APP.
El camino de innovación recorrido por la empresa, que opera regionalmente en 7 países de Latinoamérica y España, fue proyectado en búsqueda de la excelencia operacional y la mejor experiencia para todos sus clientes, a través de la implementación de portales Intranet y QHSE, SAP como sistema de gestión y gerenciamiento de inventarios, soluciones de ingeniería para Proyectos, y la automatización de procesos y telemetría para las industrias de Petróleo, Gas y Minería.
Con su nueva APP TB Cargo entre otros beneficios brindará:
● Mayor control y visibilidad garantizando seguimiento en tiempo real de la ruta del transporte.
● Significativos ahorros en tiempos de gestión con la automatización de procesos y reducción de tareas administrativas y llamadas.
● Mejor atención para el cliente al ofrecer actualizaciones constantes que garantizan una mejor experiencia.
● Mayor seguridad de la carga y los choferes proporcionando información exacta y conexión directa a la posición de los vehículos.
● Protección del medioambiente reduciendo el impacto de la huella de carbono.
“Desarrollar un software propio nos da la flexibilidad de adaptar y añadir funcionalidades que se ajusten a las necesidades de nuestros clientes y sus proyectos. Nuestro enfoque siempre ha estado en añadir valor con un fuerte énfasis en la innovación”, destacó Lisandro Garmendia, Presidente del grupo TB Cargo.
APP TB Cargo, una solución logística en la mano de todos los usuarios de transporte terrestre nacional e internacional, disponible en Apple Store y Google Play.
Las elecciones estaban previstas para el 22 de julio. Al haber una sola lista, será consagrada ese día.
El mandato será por cuatro años, desde el 10 de diciembre.
