El Gobierno de Río Negro oficializó este lunes, mediante el Decreto 396/25 publicado en el Boletín Oficial, la aprobación del acuerdo de prórroga por 10 años de la concesión hidrocarburífera del área Agua Salada, firmado en marzo pasado por la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, junto a la empresa Tecpetrol.
El acuerdo, que será enviado a la Legislatura para su tratamiento esta semana, extiende por diez años la concesión de este yacimiento clave, ubicado a 50 km al sur de la ciudad de Catriel, en la plataforma nororiental de la Cuenca Neuquina. El área abarca 650 km² y al mes de marzo de 2025 registra una producción diaria de 505.000 m³ de gas y 141 m³ de petróleo, con 44 pozos activos. Es la segunda área productora de gas de la provincia, aportando el 18% del volumen total.
El nuevo plan de trabajo contempla un compromiso de inversiones por un mínimo de 22,5 millones de dólares, entre aportes firmes y contingentes. Se prevén cuatro perforaciones (dos en firme y dos contingentes) y once intervenciones o “workover” (ocho en firme y tres contingentes) durante el período 2025-2029.
Estas actividades están destinadas a sostener y mejorar la curva de producción del área, y se suman a las ya acordadas con otras empresas en el marco del proceso de prórroga en marcha.
Además, como parte del acuerdo, las empresas abonarán a la Provincia un Bono de Prórroga por 1.250.000 dólares, en concepto de compensación por la extensión del plazo de concesión.
El gobernador Alberto Weretilneck firmó un acuerdo histórico con el consorcio VMOS SA para la concreción del proyecto Vaca Muerta Sur, asegurando obras estratégicas, ingresos directos que impactarán en la vida cotidiana de la comunidad y control ambiental con beneficios reales para los rionegrinos.
El acuerdo garantiza más de U$S 1.000 millones en ingresos para Río Negro durante los primeros 13 años —incluyendo aportes comunitarios, uso de infraestructura, tasa ambiental e Ingresos Brutos directos— y consolida a la Provincia como actor clave en la exportación de hidrocarburos.
Esto permite avanzar con la construcción de un oleoducto de 470 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, además de una terminal onshore y offshore destinada a la exportación de crudo.
En diez puntos, los detalles más relevantes del acuerdo:
1. Oleoducto desde Allen hasta Punta Colorada
Se construirá un oleoducto de 470 kilómetros que atravesará 13 ejidos municipales, consolidando un nuevo corredor energético que conecta el Alto Valle con la costa atlántica rionegrina.
2. Terminal de exportación en el Golfo San Matías
En Sierra Grande se instalarán terminales onshore y offshore destinadas a la exportación de crudo, fortaleciendo la infraestructura portuaria provincial y posicionando a Punta Colorada como un punto neurálgico del comercio internacional de energía.
3. Inversión privada de más de U$S 2.500 millones
El consorcio VMOS S.A. -integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, PyG, Pluspetrol, Chevron y Shell– financiará, construirá y operará la obra. Es la inversión privada más importante de la historia provincial.
4. Aporte único de U$S 60 millones para el desarrollo territorial
La Provincia recibirá este monto en un plazo de 60 días desde la firma. Será destinado a programas de infraestructura, obras locales y fortalecimiento institucional en distintas regiones.
5. Aporte comunitario anual de U$S 40 millones durante 13 años
El acuerdo establece a partir de 2026 un fondo periódico para programas sociales, educativos, culturales y de fortalecimiento municipal. Garantiza una distribución territorial y sostenida de los beneficios del proyecto.
6. Canon portuario de U$S 14 millones anuales
Las empresas abonarán un canon anual por el uso de los espacios públicos de Punta Colorada, generando ingresos directos y permanentes para todos los rionegrinos.
7. Tasas específicas por control, fiscalización y gestión ambiental
El acuerdo incorpora una estructura tributaria que permite a la Provincia sostener tareas permanentes de control ambiental, seguridad operativa y supervisión de infraestructura crítica.
8. Monitoreo ambiental en el Golfo San Matías con participación científica
El control ambiental será permanente y contará con la participación de INVAP, universidades públicas y organismos técnicos especializados, garantizando estándares internacionales en la protección del ecosistema.
9. Estabilidad fiscal por 30 años
El marco fiscal del acuerdo brinda previsibilidad para las inversiones, pero respeta la autonomía provincial en materia ambiental, laboral y de desarrollo económico.
10. Compromisos provinciales: cesión de tierras y permisos ambientales
El Gobierno Provincial garantizará la disponibilidad de tierras para la traza del oleoducto y la terminal, así como la transferencia de permisos ambientales ya otorgados, agilizando los plazos y asegurando el cumplimiento de las normas vigentes.
El Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Cuyo y de La Rioja anunció un nuevo paro de producción para este martes en la empresa Aconcagua Energía en reclamo de despidos y falta de inversiones.
Según replicó el sitio Los Andes, el secretario general, Julián Matamala, detalló que la medida de fuerza responde a que, en Confluencia, en la zona Sur, la petrolera quería realizar despidos y el sindicato se opuso, pero la compañía se mantiene firme con su decisión.”
“Lo mismo está sucediendo en zona Norte, donde el gremio logró detener algunas desvinculaciones, pero insisten en la idea de echar gente”, indicó.
Matamala resaltó que hace más de dos años que Aconcagua tiene la concesión y pasó de una producción de 170 m3 a 240 m3, pero, por falta de inversiones en equipos, volvió a caer, a los 160 m3 actuales.
Por el momento, la empresa no ha recibido una notificación formal del paro, aunque desde el sector sindical confirmaron que la medida se implementará igualmente.
Un importante corte de luz afectó a distintos barrios de la zona norte y noroeste de Rosario este lunes poco antes de la 14.00.
A través de sus redes sociales, la Empresa Provincial de la Energía (EPE) advirtió que la interrupción del servicio se debió a una falla en un interruptor de media tensión y que a primera hora de la tarde trabajaban para restablecer la luz.
#Rosario estamos realizando maniobras para reestablecer el servicio a raíz de una falla en interruptor de media tensión, que afectó a parte de la Zona Norte de la ciudad.
Se continua trabajando para restablecer la totalidad del servicio.
De acuerdo a los informado por El Tres en base de las quejas presentadas por vecinos, los cortes se dieron desde Arroyito hacia el norte y el oeste en múltiples zonas del norte rosarino.
En algunos casos, los vecinos alertaron que también se quedaron sin agua. En ese sentido, Aguas Santafesinas aclaró que el servicio se interrumpió a raíz de un corte de luz, pero como la energía ya se restableció, el bombeo de agua se recuperará a sus niveles normales de manera paulatina.
Hacia las 17, EPE anunció que el servicio fue reestablecido con éxito.
La Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, la Administración Nacional de Electricidad de Paraguay (ANDE) y la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) firmaron este lunes un acta acuerdo que actualiza las condiciones de utilización de la energía generada por la central hidroeléctrica binacional.
El Ministerio de Economía informó que este acuerdo permite dar previsibilidad en el uso de la energía generada por Yacyretá, fijar el mismo precio para ambos países, bajando el costo que venía pagando Argentina. De esta manera, la EBY podrá encarar su plan de inversiones sin aportes del Tesoro Nacional.
En este sentido, Paraguay se compromete a tomar 425 MWh medios del total de 3.100 MW de generación instalada de la central, lo que permitirá que Argentina acceda hasta al 85% de la energía disponible, siempre que el país vecino no la necesite. Esta disponibilidad extra es clave para reducir el costo durante los meses de invierno.
Ambos países acordaron pagar el mismo precio por la energía: 28 dólares por MWh. Hasta ahora, Paraguay abonaba 22 y Argentina cerca de 50. Con este nuevo esquema se eliminaron las compensaciones cruzadas entre partes, lo que generará un ahorro concreto para el Tesoro Nacional.
Este acuerdo también garantiza el flujo de fondos para que la Entidad Binacional Yacyretá pueda sostener sus gastos operativos y retomar inversiones con recursos propios, sin depender del Estado argentino. Entre esas inversiones se destaca la obra del brazo Aña Cuá, que permitirá aumentar un 10% la capacidad instalada de la central.
Tecpetrol, la empresa energética del Grupo Techint, avanza con fuerza en un ambicioso proyecto para comenzar a exportar Gas Natural Licuado (GNL) a partir del segundo semestre de 2027. El plan contempla la construcción de una planta modular en Bahía Blanca con capacidad para producir 4 millones de toneladas anuales, y se apoyará en Fortín de Piedra como eje productivo. La planta estará ubicada en un terreno ya adquirido por la compañía en la zona portuaria de Bahía Blanca, uno de los puntos clave en la logística energética de la Argentina. Desde allí se proyecta convertir el gas extraído de […]
El desarrollo productivo del inmenso complejo de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas natural más grande del mundo y la cuarta de petróleo, instaló la promesa de una producción abundante de ambos hidrocarburos, que permitiría lograr el autoabastecimiento y exportaciones. Sin embargo, la llegada de los días de frío parece desafiar esta expectativa, porque continuarán las importaciones de gas. ¿Cómo se explica este “contrasentido” desde la perspectiva de la industria energética? La clave de esta aparente contradicción no reside hoy en una baja producción local. Por el contrario, la principal barrera es la ausencia de la infraestructura indispensable para […]
Las obras sobre las rutas 7 y 17 avanzan para darle un respiro a la conectividad en Vaca Muerta. Los trabajos en Añelo. Mientras la provincia de Neuquén continúa haciendo esta obra, la industria se alista para firmar esta semana la constitución del fideicomiso que permitirá culminar la circunvalación petrolera en las rutas 8 y 17; una iniciativa que contribuirá a mejorar la circulación en torno al enclave a Vaca Muerta. La obra que contribuirá a mejorar sustancialmente la circulación vehicular desde y hacia el corazón de Vaca Muerta registra un avance superior al 57 por ciento. Se trata de […]
Tras el acuerdo histórico con el consorcio VMOS SA, que marca un antes y un después para Río Negro en el desarrollo energético nacional e internacional, la Secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, afirmó que “defendimos los intereses de los rionegrinos y sentamos las bases para convertirnos realmente en una provincia exportadora de gas y petróleo”. Gracias a este acuerdo, se garantizará que el desarrollo del proyecto Vaca Muerta Sur impacte directamente en la vida de los rionegrinos. Confini expresó que las negociaciones “excedieron nuestras expectativas. Fueron muy duras, pero pudimos llevarlas adelante y vamos a tener […]
La empresa Fuentes Renovables de Energía Eléctrica del Grupo Insud inauguró su segunda planta de energía renovable en Gobernador Virasoro, en la provincia de Corrientes. La empresa Fuentes Renovables de Energía Eléctrica S.A. Perteneciente al Grupo Insud inauguró su segunda planta de energía renovable en Gobernador Virasoro, en la provincia de Corrientes. Con dos plantas ya en funcionamiento la inversión total fue de US$ 200 millones y cuentan con una capacidad productiva total de 80 MWh, suficiente para satisfacer la demanda energética local. De ese modo, FRESA puso en funcionamiento su segunda central que convierte biomasa forestal en energía eléctrica. […]
Ubicada dentro de un exclusivo hotel de la zona, esta propuesta de departamentos premium busca responder a la demanda de las empresas que trabajan en la Cuenca Neuquina. Ubicado en Neuquén, Vaca Muerta se posiciona como uno de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales más importantes del mundo y el mayor de Argentina. Con un incesante flujo de inversiones y la presencia de las principales compañías globales de Oil & Gas, esta área emerge como un motor crucial para el crecimiento económico de nuestro país. Con una trayectoria de 40 años en la industria inmobiliaria y 10 años de presencia […]
La gobernación que encabeza Rolando Figueroa amplió el alcance de la discusión con las petroleras que se desprendan de áreas de Vaca Muerta. A través de la negociación con ExxonMobil para habilitar el traspaso de seis bloques a Pluspetrol, la provincia legitimó el planteo de un nuevo esquema de requerimientos que deberán cumplir de ahora en más las empresas que vendan concesiones no convencionales. Cuáles son las principales características de ese planteo. La gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, dedicó buena parte de 2024 y lo que va de este año a debatir, en un contexto de hermetismo, con […]
Andrés Forero, del Centro Democrático, usó sus redes sociales para responsabilizar directamente al Gobierno nacional, por lo que calificó como una gestión energética deficiente. Un informe de Fedesarrollo sobre el futuro del suministro de gas natural en Colombia provocó una ola de reacciones, particularmente desde sectores de la oposición en el Congreso, pues el documento, que expone un eventual aumento en el costo del gas en el país como consecuencia de la creciente dependencia de gas importado, fue el detonante para que el congresista Andrés Forero, representante a la Cámara por el Centro Democrático, lanzara una crítica directa al presidente […]
Europa,que por su lealtad a Ucrania se ha quedado practicamente sin el gas natural barato ruso, afronta una factura extra de 10.000 millones de euros para recargar reservas tras el crudo invierno. La Unión Europea necesitará desembolsar al menos 10.000 millones de euros adicionales en comparación con el año pasado para recargar las agotadas reservas de gas natural antes de que inicie el frío invierno. Esto se debe a que en la anterior temporada de frío tales reservas se agotaron, especialmente tras la suspensión del suministro de gas ruso —que era provisto por Gazprom y transportado a través de un […]
A través de la Secretaría de Infraestructura, Obras y Servicios Públicos, se avanza en el último tramo de la obra de gas del barrio Centenario, que se encuentra con un 90% de ejecución. En forma paralela, se trabaja en la etapa final de la obra de gas del barrio Don Bosco. Además, se iniciaron trabajos en Presidente Ortiz y otros barrios de zona norte y sur. El Municipio, a través de la obra de red de gas en distintos sectores de Comodoro Rivadavia, entre ellas el barrio Centenario, que actualmente tiene un 90% de avance y que beneficiará a más […]
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) mantiene un rol activo en el marco de una nueva convocatoria vinculada al Plan de Expansión de Generación (PEG). En este caso, la Licitación Abierta PEG-5 que tiene como objetivo cubrir 1400 MW por 15 años.
Aunque no ejecuta directamente el proceso licitatorio, la CNEE ha trabajado en la elaboración de los Términos de Referencia (ver más) y ahora acompaña técnicamente a las distribuidoras a cargo, asegurando transparencia, imparcialidad y competencia, conforme a la Ley General de Electricidad y el marco normativo vigente.
“Yo tengo la total certeza de que estas bases de licitación -si bien, tendrán detalles que pueden irse ajustando en el camino, porque todo es perfectible- fundamentalmente promueven la competencia, buscan atraer oferentes de calidad serios y brindan certeza jurídica”, expresó Claudia Marcela Peláez, directora de la CNEE.
En la actualidad, Guatemala cuenta con 97 centrales de generación que suman 3,557 MW. Esta capacidad está repartida entre 60 players que participan del mercado eléctrico mayorista y que miran con atención nuevas oportunidades de PPA a través de licitaciones.
Un gran potencial está en el suministro al 68% de la demanda regulada que está en zonas de concesión de las tres distribuidoras que organizan la PEG-5: EEGSA, DEORSA y DEOCSA -la primera es parte de Empresas Públicas de Medellín y las restantes son operadas por Energuate, adquirida por Threelands Energy-.
“Son empresas que han demostrado su solidez y su compromiso porque nunca han dejado de pagar a los generadores que han tenido un PPA con ellas”, aseguró Peláez.
Las licitaciones anteriores tienen un historial positivo en el mercado guatemalteco. Ya se celebraron 23 licitaciones de corto plazo y 4 licitaciones de largo plazo, las últimas bajo subastas pay-as-bid con un modelo dinámico de rondas sucesivas hasta obtener ganadores de contrato en dólares a los que se les permite la venta de excedentes.
“Solo para mencionar un caso en la PEG4 recibimos ofertas por más de 1500 MW y se estaban contratando 235 MW, es decir casi seis veces lo que se iba a contratar”, destacó la directora de la CNEE.
Como resultado de todas esas licitaciones precedentes, el país ha logrado atraer inversiones para concretar 1.404,2 MW de capacidad instalada, principalmente a partir de energías verdes: 1,144 MW renovable, 245.2 MW no renovable y 15 MW ofertas mixtas.
En adición, los precios promedio adjudicados en cada licitación han sido cada vez más competitivos. Mientras que en la PEG1 se logró un mínimo de 117.5 USD/MWh, las cifras fueron en descenso en las siguientes: 114.9 USD/MWh en PEG 2, 97.74 USD/MWh en PEG3 y 79.18 USD/MWh en PEG4 (ver más).
Marcela Peláez consideró que “la PEG 5 no es una licitación más. La PEG 5 recoge todas las lecciones aprendidas que tanto las distribuidoras y la CNEE han obtenido de las licitaciones anteriores junto con todo lo que se ha logrado investigar y todo lo nuevo que se quiere desarrollar para ir avanzando como país”.
Guatemala ha demostrado ser muy atractivo para las inversiones sobre todo en el sector eléctrico. Además de ser el país con el PIB más grande de Centroamérica, posicionándose como la economía más grande de la región, tiene una macroeconomía estable y posición geográfica estratégica.
La ubicación no es menor para inversionistas del sector eléctrico. La interconexión con México y con el resto de Centroamérica permite a los agentes que participan en el mercado mayorista guatemalteco poder realizar transacciones tanto a nivel local como regional.
Aquello no sería todo. Un punto que subrayó la comisionada es que Guatemala hace parte del acuerdo de París y de los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU, por lo que el país ofrece incentivos fiscales a la inversión de la energía renovable y al hidrógeno verde, y en paralelo avanza con regulación para el almacenamiento energético.
De allí, el escenario es favorable para que inversionistas locales e internacionales participen de la PEG-5. Hay tiempo de adquirir las bases hasta un día antes de la fecha de presentación de ofertas, prevista para el 21 de noviembre de este año 2025. “Los invito a participar y a construir la Guatemala del futuro”, expresó Marcela Peláez, al tiempo que compartió una presentación con indicadores clave del mercado para todos los stakeholders del sector energético.
Guatemala estará presente en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 con una delegación de alto nivel que refleja la transformación energética en curso en uno de los mercados más dinámicos de América Latina. El evento, que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado de todo el mundo.
Entre los participantes se encuentran Víctor Hugo Ventura, Ministro de Energía y Minas de Guatemala, y Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, una de las principales distribuidoras del país. Ambos líderes formarán parte del panel dedicado a Latinoamérica, donde presentarán el estado de situación del sistema eléctrico guatemalteco y las oportunidades concretas que se abren para los inversores del sector.
Durante el lanzamiento de las licitaciones, el presidente de Guatemala, Bernardo Arévalo, expresó que el objetivo es “construir nuevas plantas de generación, muchas de ellas con fuentes limpias y renovables, que aseguren un suministro confiable y sostenible”. Desde el sector privado, el gerente general de Energuate, Paulo César Parra, destacó que el país “presenta una combinación única de estabilidad, transparencia y crecimiento que lo posiciona como un destino sobresaliente en materia de energía”.
Se espera que la licitación PEG-5 convoque hasta 1.400 MW de potencia garantizada, 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.
En paralelo, el mercado no regulado, que representa aproximadamente 800 MW adicionales, también está generando interés de inversores y grandes consumidores. Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), más del 40% de la demanda eléctrica guatemalteca no es regulada, lo que abre el juego a licitaciones privadas y acuerdos bilaterales con comercializadoras.
Desde el operador eléctrico nacional, su presidenta Silvia Alvarado de Córdoba resaltó que “Guatemala cuenta con un mercado maduro, sin precedentes de impago y con una sólida base jurídica que garantiza certeza a largo plazo”. En ese sentido, el país también avanza en la modernización normativa para incorporar almacenamiento energético y tecnologías híbridas bajo un enfoque de previsibilidad y adaptación.
La participación guatemalteca en FES Iberia 2025 busca mostrar al país como un caso testigo de cómo los mercados emergentes pueden convertirse en polos de atracción para inversión limpia y sostenible. El evento contará también con la presencia de otros líderes regionales de América Latina, así como representantes de compañías globales como Repsol, Galp, Matrix Renewables, Alantra, 360Energy, Chemik, Risen, Schletter, Yingli y BLC Power Generation.
El evento completo de la edición FES Iberia 2024
Además de los contenidos técnicos, FES Iberia ofrecerá un entorno exclusivo para networking estratégico, reuniones privadas y foros de discusión donde se proyectará el futuro energético de Europa, Latinoamérica y otras regiones clave.
La jornada inaugural contará con una entrevista exclusiva a Norela Constantinescu, directora interina del Innovation and Technology Centre de IRENA (la Agencia Internacional de Energías Renovables), quien compartirá una hoja de ruta sobre las tecnologías con mayor proyección en 2025. ¿Será este el año de las baterías? ¿Cuál será el lugar del hidrógeno renovable en la estrategia energética europea? ¿Cómo evolucionarán los costos y el LCOE de tecnologías como la solar y la eólica? Constantinescu anticipará, además, las prioridades que desde IRENA se consideran críticas para acelerar la integración de renovables a la red.
El foro continuará con un panel que reunirá a los máximos referentes de asociaciones sectoriales como SolarPower Europe, Hydrogen Europe, EASE (European Association for Storage of Energy) y otras entidades clave de la red eléctrica europea.
El debate girará en torno al cumplimiento de los objetivos 2030, el rol del Net Zero Industry Act y las barreras regulatorias y estructurales que aún frenan el desarrollo. Será una instancia fundamental para trazar el mapa estratégico de las energías renovables en Europa y analizar cómo escalar tecnologías como el hidrógeno verde y el almacenamiento en un contexto de fuerte presión sobre las redes.
Más tarde, se abrirá una mesa dedicada al futuro del mercado solar en Europa. Empresas como GCL SI, Everyray y SMA Italia Srl abordarán los desafíos de eficiencia, automatización y digitalización de activos solares. Se espera que GCL presente sus avances en módulos de alta eficiencia y silicio granular, mientras que SMA compartirá detalles sobre Blackhillock, el mayor sistema de almacenamiento conectado a red en Europa.
En el corazón de la jornada se ofrecerá una keynote especial sobre FES Iberia 2025, el próximo evento físico que reunirá en España a líderes del sector renovable. Allí se presentarán detalles sobre temáticas, empresas confirmadas y visión estratégica del foro que busca consolidarse como uno de los encuentros presenciales más influyentes de Europa en materia energética.
La conversación continuará con un panel técnico en español sobre el cruce entre solar y baterías, donde empresas como Solplanet, Suntech, FlexGen y Diprem explorarán las sinergias tecnológicas que podrían redefinir la rentabilidad de los proyectos solares. A la luz del apagón ibérico, también se debatirá sobre resiliencia energética, escalabilidad de soluciones de respaldo y desafíos logísticos en la región.
El cierre del primer día estará a cargo de un panel de analistas que pondrán el foco en las proyecciones de precios, riesgos regulatorios, acceso al capital y el papel de la inteligencia artificial en la predicción de ingresos. Participarán AleaSoft, 360 Energy, Sólida, Licencia Social Energy y Agere, quienes también reflexionarán sobre el impacto de la aceptación social en la viabilidad de nuevos proyectos.
El 22 de mayo, la agenda girará completamente hacia la movilidad eléctrica. Abrirá con una entrevista a Philippe Vangeel, director de EV Belgium, seguida de un bloque técnico sobre expansión de infraestructura de carga, barreras normativas y cooperación transatlántica entre Europa y América Latina para acelerar la adopción del vehículo eléctrico. La jornada incluirá una presentación exclusiva de datos en vivo sobre el sector, a cargo de Mobility Portal Data.
Con más de 20 empresas y organizaciones involucradas, el Storage, Renewable and Electric Vehicles Integration Forum – Second Edition se consolida como una plataforma estratégica para comprender hacia dónde se dirige la transición energética europea, desde una perspectiva multisectorial, técnica y geopolítica.
La industria del almacenamiento de energía con baterías vive un momento de aceleración en América Latina, y México comienza a tomar protagonismo. “El auge empieza a crecer y las expectativas empiezan a tomar forma y empiezan a tener nombres y apellidos”, afirmó Francisco Alcalde, Key Account Manager México de Sungrow, durante una entrevista en el marco del Future Energy Summit (FES México).
El referente señala que el país está ingresando a una fase de mayor claridad regulatoria, luego de años de incertidumbre. “Muy contento. Volviendo a eventos anteriores o tiempo atrás, hay muchísimo más optimismo porque sabemos que recientemente subieron una actualización a las leyes secundarias. Hace tiempo que no teníamos estos movimientos. Esos son los destellos que nosotros estamos viendo, que son claridad o luz en el camino para poder seguir adelante”, explicó Alcalde.
Desde la perspectiva de Sungrow, uno de los principales proveedores de soluciones integrales para almacenamiento en la región, el contexto actual está propiciando una mayor atención del sector privado, que ya comienza a identificar oportunidades concretas para integrar baterías tanto en nuevos desarrollos como en plantas renovables existentes.
Más allá del entusiasmo, Alcalde subrayó la importancia de actuar con responsabilidad y precisión técnica. “Con este boom tenemos que ser muy específicos y muy claros todos los tecnólogos, para que demos los números exactos para el tipo de proyecto”, indicó.
Para Sungrow, la trazabilidad, el acompañamiento posventa y la comprensión detallada del modelo de negocio son elementos fundamentales. “No depende solamente de ‘oye, tengo la tecnología correcta’. Hay que estudiar, hacer todo el business case y el financial case, también para que se dé debido con las regulaciones”, enfatizó.
En ese sentido, sostuvo que el crecimiento natural del almacenamiento debe ser regulado y tarifado correctamente. “Cuando todos esos factores convergen, ya tienes una expectativa y sabes que tu modelo financiero da”, agregó.
Tecnología de punta para acompañar el crecimiento regional
Sungrow ha instalado o tiene en fase de comisionamiento más de 7 GWh de almacenamiento en Latinoamérica, sin incluir a Brasil en esta cifra récord. Según el ejecutivo, gran parte de esta capacidad está ubicada en Chile, pero el crecimiento ya es evidente en mercados como Colombia, República Dominicana, Panamá, Guatemala, El Salvador y México.
En fabricante ofrece actualmente soluciones de almacenamiento tanto en acople AC como acople en DC, para su configuración a escala utilitaria en la región, cada una con ventajas específicas de acuerdo con el tipo de uso requerido.
“El acople en DC lo puedes conectar directamente y reduces verdaderamente tu OPEX, mantienes el CAPEX y tienes una recuperación del clipping. Es algo interesante para aquellos desarrolladores o privados que se queden con los assets”, explicó Alcalde mientras destacó su solución Power Titan 1 para este fin, aunque aclaró que también tiene la función en AC para algunos proyectos.
Cuando el objetivo es mejorar la estabilidad de la red con funciones como grid forming, la opción pasa por acoplar en AC y para este aprovechamiento recomienda su nuevo modelo: “Tienes un equipo string con una MBS y haces un acople AC con los Power Titan 2.0, recientemente lanzado al mercado latinoamericano. Nosotros tenemos ya contratos firmados con ese equipo, entonces nos da el track record y la certeza de lo que vamos a obtener operativamente”, detalló.
La flexibilidad de esta oferta, sumada a la experiencia regional de la compañía, está permitiendo una respuesta más ágil a las diversas realidades del continente. “Tenemos ese diferenciador: estas dos tecnologías, en acople en AC o en DC, dependiendo del tipo de utilización que necesite el cliente, los podemos llevar de la mano. Es importante siempre conocer desde el inicio cuál es el esquema operativo que necesita, porque va muy de la mano con la entidad regulatoria, el modelo financiero y el acople que se defina para hacer un proyecto altamente efectivo”, señaló Francisco Alcalde.
La nueva versión de energyPRO llega con mejoras clave en la simulación de proyectos energéticos integrados y EMD SUR invita a descubrirlas en una sesión gratuita el 22 de mayo. El evento, diseñado especialmente para el público técnico de Latinoamérica, se enfocará en las capacidades avanzadas del software danés para modelar sistemas complejos de energía.
El workshop será completamente online y dictado en inglés, en tres horarios adaptados a las distintas zonas: 8:00 (GMT-5), 9:00 (GMT-4) y 10:00 (GMT-3). La actividad está dirigida a ingenieros, desarrolladores, consultores y decisores técnicos del sector energético que trabajan con matrices híbridas o térmicas, en un contexto donde la optimización transversal de los recursos es clave para la competitividad.
energyPRO 5.0 permite simular sistemas que integran energías renovables, almacenamiento en baterías, producción y consumo de hidrógeno, además de procesos térmicos como agua caliente, refrigeración y calor de proceso. Esta capacidad resulta crítica para proyectos de sector industrial, centros de datos, cogeneración, calor distrital y más.
El software fue desarrollado por EMD International A/S, compañía con base en Dinamarca, y es reconocido a nivel global por su precisión técnica y capacidad de integración en escenarios con múltiples vectores energéticos, incluidos los Power-to-X (PtX).
El evento será presentado por EMD SUR, la agencia comercial para energyPRO y windPRO en Latinoamérica. La sesión demostrará cómo esta herramienta permite tomar decisiones óptimas basadas en análisis económicos, técnicos y energéticos, considerando tanto variables de mercado como parámetros operativos.
En un paso decisivo hacia una Transición Energética Justa, el Ministerio de Minas y Energía lideró en Uribia la sesión de la ‘Instancia Étnica del Comité Tripartito’, un espacio de diálogo y concertación con 38 delegados del pueblo wayuu, representantes de las comunidades ubicadas en el área de influencia de los principales proyectos de generación y transmisión de energía en La Guajira.
Esta jornada contó con la presencia de la directora de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), Irene Vélez, un delegado de Corpoguajira, y la Secretaría de Asuntos Étnicos de Uribia, reafirmando el respaldo institucional a una transición energética con enfoque territorial y étnico.
La instancia étnica del comité tripartito se consolida como un hito en la gobernanza intercultural del sector energético, al permitir que las comunidades indígenas participen activamente en la definición de las condiciones sociales, ambientales y económicas que regirán los desarrollos energéticos en sus territorios.
Además, esta iniciativa busca mejorar la calidad del servicio eléctrico en una zona históricamente afectada por constantes fluctuaciones e interrupciones. La implementación de proyectos estratégicos, junto con el fortalecimiento del diálogo con las comunidades, permitirá garantizar un suministro más confiable y eficiente, clave para impulsar el desarrollo económico y social de la región Caribe.
Con estas acciones, el Gobierno nacional reafirma su compromiso con una Transición Energética Justa, sostenible y profundamente humana, que pone a las comunidades en el centro de la transformación.
El equipo AXION energy Sport continúa afianzando su protagonismo en el automovilismo nacional. Este fin de semana, en el marco de la tercera fecha del Turismo Carretera 2000, disputada en el Autódromo Roberto Mouras de La Plata, la escudería se quedó con los tres primeros puestos del podio en la segunda final del domingo.
La competencia, realizada los días 17 y 18 de mayo, consagró a Humberto Krujoski como ganador de la jornada, con Agustín Canapino en el segundo lugar y Camilo Trappa en la tercera posición. El triple podio alcanzado por el equipo reafirma su potencial deportivo dentro de una categoría de alto nivel competitivo.
El gobierno de la provincia de Chubut, que encabeza Ignacio Torres, realizará el encuentro “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro”, el 2 de junio en el Hotel Four Seasons de la Ciudad de Buenos Aires, con la participación de funcionarios nacionales, empresarios y dirigentes sindicales.
El encuentro, que se extenderá entre las 8 y las 14 horas, será para trazar una agenda común en el marco del desarrollo de energías renovables, hidrocarburos y proyectos de hidrógeno en la región, ámbito en el que Chubut se posiciona como uno de los actores centrales en la promoción de la Ley de Hidrógeno Verde.
El encuentro se enfocará en los desafíos y oportunidades de la provincia en el contexto de la transición energética, la industrialización de recursos estratégicos y el desarrollo de nuevas tecnologías.
La agenda de “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro” incluirá paneles sobre energías renovables, como la eólica y el hidrógeno verde; reconversión de cuencas hidrocarburíferas; uso sostenible de los recursos naturales y logística estratégica.
Entre los participantes confirmados se encuentran el jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos; el expresidente de la Nación, Mauricio Macri; la diputada nacional Ana Clara Romero; el vicegobernador de Chubut, Gustavo Menna; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
También participarán otros referentes del sector privado como Bernardo Andrews (Genneia); Gabriel Vendrell (Aluar); y el dirigente sindical y diputado nacional, Jorge Ávila (Petroleros Privados de Chubut).
Los principales paneles incluirán: “Renovables: el futuro que ya está en marcha”, “Transformación y futuro de los hidrocarburos”, “Reconversión de cuencas maduras” y “Argentina ante el nuevo mapa global: claves para crecer”.
El cierre del evento contará con las exposiciones del gobernador Ignacio Torres, el jefe de Gabinete de Ministros de la Nación Guillermo Francos, el CEO de Pan American Energy Marcos Bulgheroni.
Cloronor, la empresa dedicada a la elaboración y distribución de productos químicos anunció que impulsará un nuevo proyecto estratégico vinculado a la fabricación de ácido clorhídrico, un insumo clave para múltiples áreas del sector energético, en el Parque Industrial de Formosa.
Como parte de su plan estratégico, la compañía invirtió US$ 3,5 millones, financiados principalmente mediante la reinversión de utilidades y la emisión de obligaciones negociables avaladas por la Comisión Nacional de Valores, a fin de lograr este nuevo objetivo y su vez ampliar la capacidad de producción de cloro, soda cáustica y otros derivados fundamentales para la potabilización del agua y diversos procesos manufactureros.
Ácido clorhídrico
El ácido clorhídrico, en sus soluciones acuosas, se utiliza como reactivo en el tratamiento, extracción, separación y purificación de minerales, además del tratamiento de aguas, el decapado de acero y la acidificación de pozos petroleros.
En la actualidad, la oferta de este ácido se concentra en sólo dos grandes productores: Transclor S.A. y Unipar S.A. Sin embargo, la demanda del sector minero y el crecimiento de la actividad que registró en los últimos años Vaca Muerta, sumado a esta concentración, elevó significativamente su precio y generó una marcada escasez en el mercado. Es por esto que desde Cloronor destacaron que la producción de ácido clorhídrico permitirá que la empresa se sume como un nuevo proveedor y la posicionará como la única industria química del noreste argentino (NEA) capaz de abastecer este insumo.
También explicaron que esto generará nuevas fuentes de empleo para Formosa y la región por lo que la compañía destacó el rol de las políticas industriales provinciales de incentivo orientadas al desarrollo industrial y a la generación de empleo calificado – que incluyen facilidades en el acceso a lotes y beneficios fiscales- como propulsoras de su crecimiento.
Crecimiento
En línea con las tendencias globales y las políticas de Formosa vinculadas a la sostenibilidad, Cloronor se encuentra desarrollando un proyecto de generación de energía fotovoltaica para autoabastecerse con 1 MGh de energía limpia. Esta iniciativa le permitirá mejorar su eficiencia operativa, reducir su huella ambiental y reforzar la estabilidad del suministro energético en la provincia.
En cuanto a la formación profesional, la firma selló convenios con universidades y colegios técnicos de la provincia para reforzar el desarrollo del capital humano local.
Durante 2024, Cloronor accedió a asistencia financiera a través del Fondo de Desarrollo Industrial y PyME (FONDIP). “Las inversiones realizadas no solo promueven el crecimiento de Cloronor, sino que también tienen un efecto dinamizador en la economía de Formosa y la región, generando empleo local y una mayor demanda de bienes y servicios en la cadena productiva provincial”, destacaron.
Alianzas productivas
Recientemente representantes de la empresa realizaron una misión técnica a la provincia de Sichuan en la República Popular de China con el propósito de supervisar el avance en la construcción de equipos críticos, como la columna de fabricación de ácido clorhídrico, y afianzar vínculos estratégicos con proveedores tecnológicos. Además, participaron en la Feria Internacional de Cantón 2025, organizada por el Centro de Comercio Exterior de China, con el respaldo del Ministerio de Comercio y el Gobierno Popular de Cantón.
La Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, la Administración Nacional de Electricidad de Paraguay (ANDE) y la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) firmaron un acta acuerdo que actualiza las condiciones de utilización de la energía generada por la central hidroeléctrica binacional.
Un comunicado de la Secretaría de Energía destacó que “este acuerdo permite dar previsibilidad en el uso de la energía generada por Yacyretá, fijar el mismo precio para ambos países, bajando el costo que venía pagando Argentina; y retomar un sendero de estabilidad financiera que le permitirá a la EBY poder encarar su plan de inversiones sin aportes del Tesoro Nacional”.
En este sentido, se indicó que Paraguay se compromete a tomar 425 MWh medios del total de 3.100 MW de generación de la central, lo que permitirá que Argentina acceda hasta al 85 % de la energía disponible, siempre que el país vecino no la necesite. Esta disponibilidad extra es clave para reducir el costo durante los meses de invierno, se puntualizó.
Ambos países acordaron pagar el mismo precio por la energía: 28 dólares por MWh. Hasta ahora, Paraguay abonaba 22 y Argentina cerca de 50 dólares.
“Con este nuevo esquema se eliminaron las compensaciones cruzadas entre partes, lo que generará un ahorro concreto para el Tesoro Nacional”, se afirmó.
Este acuerdo también garantiza el flujo de fondos para que la Entidad Binacional Yacyretá pueda sostener sus gastos operativos y retomar inversiones con recursos propios, sin depender del Estado argentino, remarcó el gobierno.
Entre esas inversiones en curso se destaca la obra de la central del brazo Aña Cuá, que permitirá aumentar en un 10 % la capacidad instalada del complejo hidroeléctrico.
“El acuerdo muestra una decisión de ordenar lo que estaba desordenado, establecer reglas claras y hacer más justa la relación entre ambos países”. “El Gobierno Nacional sigue trabajando para bajar el gasto, terminar con privilegios y dejar atrás décadas de parches y arbitrariedades”, se remarcó, aunque no se dieron a conocer más detalles del texto suscripto.
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La gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, dedicó buena parte de 2024 y lo que va de este año a debatir, en un contexto de hermetismo, con las principales petroleras con actividad en Vaca Muerta la creación de una serie de nuevos instrumentos técnico-económicos para autorizar la venta de yacimientos —tanto maduros como no convencionales— en la provincia. Desde Neuquén sostienen que no se apunta a adoptar medidas disruptivas que atenten contra el entorno de inversión en la cuenca, pero sí de incorporar requerimientos diferentes y novedosos antes de validar el traspaso de concesiones hidrocarburíferas.
«La idea es impulsar un modelo de gestión más dinámico, que permita realizar un monitoreo más ágil de las inversiones realizadas por los privados y defender los intereses de la provincia cuando se transfiera una concesión en Vaca Muerta», explicaron fuentes cercanas a la administración provincial.
Un emergente de este nuevo enfoque que impulsa la gobernación patagónica fue el cobro por primera vez, a fines de noviembre pasado, de un bono de US$ 100 millones a ExxonMobil como condición necesaria para autorizar la transferencia de seis bloques en Vaca Muerta a Pluspetrol. A través de esa negociación, que quedó asentada en el Decreto 1215/24, Neuquén logró legitimar un racional diferente en la discusión con las empresas por la renta que genera la actividad petrolera.
Figueroa, en marzo, durante su participación en el evento Vaca Muerta Insights.
¿En qué consiste esa nueva mirada?
En la discusión con ExxonMobil, el ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, argumentó que Gas y Petróleo (GyP), la petrolera neuquina, y la provincia en general estaban en condiciones de percibir un ingreso adicional por parte de la petrolera norteamericana como resultado del desvío registrado entre el plan de desarrollo presentado por la compañía a la hora de recibir sus seis concesiones de explotación en Vaca Muerta por 35 años y las inversiones efectivamente realizadas en esas áreas.
Lo que propuso Medele fue cuantificar un valor económico del petróleo que se dejó de producir en esos bloques por la ralentización del programa de trabajo inicialmente previsto. Desde Neuquén advierten que el plan de desarrollo presentado por las petroleras antes de ser adjudicatarias de una concesión no convencional (Cench) tiene un carácter ‘nocional’ o aspiracional. Así lo establece el marco regulatorio provincial y nacional. Es decir, se trata de un plan estimativo cuyo cumplimiento no es taxativamente vinculante ni mandatorio.
Lo que sucedió en la última década es que varias operadoras perforaron menos pozos de los previstos a raíz de la falta de confianza generada por los problemas macroeconómicos de la Argentina, expresados en el cepo cambiario, la altísima inflación y la imposibilidad de importar insumos y equipamiento para elevar el nivel de actividad en Vaca Muerta.
Planteamiento
Sobre la asunción de esa insoslayable realidad, la gobernación de Neuquén empezó a plantear desde principios de 2024 que, si bien es cierto que las condiciones de borde negativas de la economía local atentan contra las inversiones, eso no impide discutir que, en caso de que los privados obtengan un beneficio económico por la venta parcial o total de una concesión en Vaca Muerta —como sucedió con ExxonMobil—, la provincia tiene derecho a exigir una especie de cobro retroactivo por los ingresos que dejó de percibir por los hidrocarburos que no produjo la compañía vendedora.
¿Cómo se calcula ese monto? El Ministerio de Energía de Neuquén traza una curva de producción ‘teórica’ de hidrocarburos del área que se pretende traspasar para determinar qué volumen de petróleo y gas se habría extraído del campo si se hubiese cumplido con el plan de desarrollo ‘nocional’ o estimativo presentado por la operadora al momento de recibir la concesión. Luego, se comparan esos datos con la producción efectivamente registrada en el campo y, por último, se define un valor económico del petróleo no extraído y se determina un proporcional equivalente a las regalías y otros impuestos que tendría que haber cobrado la provincia. Así se calcularon los US$ 100 millones del bono que pagó ExxonMobil para poder transferir sus áreas a Pluspetrol.
Como era de esperar, el nuevo planteamiento de Neuquén generó resistencias entre las principales petroleras en Vaca Muerta, que desde hace años cuestionan que la provincia utiliza los recursos recaudados por las regalías hidrocarburíferas —que representan hasta un 15% de la producción— para solventar gastos corrientes en lugar de financiar obras de infraestructura como fija la Ley. Al final de la gestión anterior que encabezó Omar Gutiérrez, más de un 70% del gasto público de Neuquén se destinaba a cubrir salarios de empleados públicos, dejando un escaso margen para llevar adelante inversiones en la provincia. La administración de Figueroa mejoró esos números y hoy ese porcentaje se ubica más cerca del 50 por ciento.
Nuevos requerimientos
“Se entiende la posición de los privados cuando dicen que la Argentina no es país que incentive la inversión por las restricciones cambiarias, la imposibilidad de girar dividendos al exterior y la inflación. Pero, al mismo tiempo, si una empresa que asumió el compromiso de llevar adelante un plan de desarrollo que después ralentizó finalmente obtiene un beneficio económico por vender una concesión que le otorgó la provincia, creemos la gobernación tiene la obligación y el derecho de analizar esa transacción de manera inteligente antes de aprobar el traspaso”, explicó una fuente provincial a EconoJournal.
Ese enfoque aplica todavía más para las concesiones que están en cabeza de GyP de Neuquén, como las de ExxonMobil o las de Phoenix Global Resources, subsidiaria de Mercuria Energy, que la semana pasada fue noticia por dejar sin efecto la venta del 50% de sus cuatro bloques en Vaca Muerta a Geopark. Algo de la discusión de esta nueva agenda que impulsa Neuquén basculó en el trasfondo de esa transacción fallida, que nunca fue aprobada oficialmente por la provincia pese a que desde que se anunció en mayo de 2024 pasó más de un año. Esa demora, que habilitó Phoenix se retirara del deal, no fue, sin embargo, la razón determinante por la que la transacción no prosperó. La disolución del acuerdo estaría más vinculada a una decisión unilateral de Phoenix, que parece haber cambiado su estrategia a medida que se revalorizaron los activos en Vaca Muerta, como dejan en evidencia las salidas de ExxonMobil y Petronas, que en abril vendió su participación accionaria en La Amarga Chica a Vista.
Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén, durante su paso por YPF.
“El proceso administrativo con Phoenix nunca avanzó. Para incorporar a un socio nuevo hay que modificar los acuerdos de operación (operating agreement, en inglés) firmados con GyP, que sigue siendo el titular de las concesiones. Para eso, hay que relevar documentación e información múltiple que las empresas (por Phoenix y Geopark) nunca presentaron”, señalaron fuentes provinciales.
Leading case
Los casos de ExxonMobil y, en menor medida, de Phoenix-Geopark pusieron de manifiesto que hacia adelante Neuquén pretende tener este tipo de negociaciones con las empresas que vendan sus activos en Vaca Muerta, en especial en aquellos en los que GyP tenga participación.
La misma lógica podría aplicarse a las otras 12 áreas con Cench en las que GyP está asociada a otras empresas, entre las que figuran Shell, Pan American Energy (PAE), Vista, Tecpetrol y Pampa Energía.
Uno a uno
Los nuevos requerimientos para aprobar transacciones de áreas en Neuquén no están especificados en ninguna normativa en particular. Allegados a la provincia admiten que tratar una nueva regulación petrolera en la Legislatura —una iniciativa que la gobernación de Figueroa parecería estar en condiciones de aprobar sin demasiados inconvenientes— podría afectar el clima de negocios en Vaca Muerta. Por lo que prefieren valerse de las potestades contractuales que le confieren los acuerdos firmados con GyP y también la versión actualizada de la histórica Ley 17.319 (de Hidrocarburos), cuyo espíritu y sus artículos principales fueron re-redactados por la Ley Bases aprobada en julio del año pasado.
El artículo 147 de esa norma, que modificó el artículo 91 bis de la Ley 17.319, establece que las provincias no pueden reservar más bloques petroleros para sus empresas petroleras (como por ejemplo GyP), pero sí pueden renegociar nuevas condiciones de asociación en caso de terceros ingresen a concesiones existentes. Con una redacción más laxa de los artículos que integran el Título II de la norma, la Ley Bases otorga mayor flexibilidad a las provincias para fijar las condiciones de inversión que deben cumplir los privados a la hora de explotar yacimientos petroleros.
Un equipo de perforación en Vaca Muerta.
En Neuquén interpretan —tal vez a contramano de lo que pretendían sus impulsores— que el paraguas regulatorio impulsado por La Libertad Avanza (LLA) con la modificación de la Ley 17.319 los habilita a discutir nuevos requerimientos con las empresas petroleras.
Plazos y tamaños
En la provincia siempre está latente la percepción de que, en los últimos 25 años, desde la caída de la Convertibilidad, fueron perjudicados por las políticas del gobierno nacional, que afectó la recaudación por regalías al congelar durante años el precio del gas y la electricidad o pisar artificialmente el precio interno del crudo.
En retrospectiva, en Neuquén también son críticos del plazo de 35 años que fijó la Ley 27.007, sancionada en 2014, para las concesiones de explotación en Vaca Muerta. “En un país normal con una macroeconomía estable, sin cepo cambiario y una inflación controlada, como la mayoría de América latina, las concesiones tendrían un plazo de 15 o 20 años como máximo”, indicó un ex funcionario de Neuquén.
“Las provincias, que son las dueñas de los recursos, tampoco tienen muchos instrumentos o palancas normativas para revertir un área por falta de inversión. Es complicado, porque los privados alegan que no pueden invertir porque la volatilidad macroeconómica, el cepo y la inflación, cuyo control es responsabilidad del Estado, no lo permiten, y la Justicia tiene elementos varios para darles la razón”, admitió.
El mismo criterio revisionista aplica para evaluar el tamaño de las concesiones en Vaca Muerta, hoy considerado excesivo en muchos casos. Una concesión en Permian tiene 40 o 50 kilómetros cuadrados. En Neuquén, en cambio, hay concesiones de hasta 800 Km2, como por ejemplo Sierra Chata. Por eso, la intención de la gobernación es empezar a aprobar concesiones de superficies más pequeñas.
Emergencias estará presente una vez más en la Expo Arminera, un evento exclusivo para profesionales, empresarios y todos los interesados en la industria minera, que tendrá lugar del 20 al 22 de mayo de 13 a 20 hs, en La Rural, Buenos Aires.
“Como empresa de salud especializada, Emergencias ofrece soluciones integrales para empresas de diversos sectores, con un enfoque particular en la minería, brindando servicios personalizados que promueven el bienestar y la seguridad de los trabajadores”, destacaron desde la empresa.
Acompañamiento
La empresa cuenta con más de 4,500 empleados en todo el país, de los cuales más de 500 están dedicados exclusivamente a las operaciones de minería y petróleo. Dispone de más de 50 trailers sanitarios y está presente en diversas provincias como San Juan, Salta, Jujuy, Catamarca, Neuquén, Río Negro, Mendoza, La Pampa, entre otras. Además, cuenta con más de 100 vehículos 4×4 adaptados para operar en las condiciones más exigentes de la minería.
“Nuestro compromiso es garantizar la salud y seguridad de los equipos de trabajo. Con un enfoque especial en la salud ocupacional y la prevención de riesgos, Emergencias presentará su gama de servicios diseñados para mejorar la seguridad y el bienestar de los trabajadores del sector minero”, remarcaron desde la firma.
Durante el evento, estará destacando soluciones innovadoras adaptadas a las necesidades de la industria:
Salud en Sitio: Atención médica inmediata.
Medicina Laboral: Análisis pre ocupacionales y periódicos del entorno laboral minero.
Seguridad e Higiene: Programas para un entorno seguro y saludable.
Brigada de rescate: Respuesta rápida y efectiva ante emergencias.
Consultoría en Habilitaciones: Asesoría para cumplir con normativas y estándares
Telemedicina: Acceso a consultas médicas especializadas a distancia.
“La minería es una de las industrias más exigentes en cuanto a la salud y seguridad de sus trabajadores y en Emergencias estamos comprometidos en ofrecer servicios que contribuyan a mitigar riesgos y promover ambientes de trabajo saludables. Estar presentes en este evento nos permitirá conectar con actores clave del sector y mostrar cómo nuestras soluciones pueden impactar positivamente en la productividad y el bienestar de los equipos de trabajo”, destacaron.
Para obtener más información sobre los servicios o agendar una cita en el stand 1J-60 durante el evento, por favor, contacte a: operacionescomplejas@emergencias.com.ar
San Antonio Internacional (SAI), uno de las principales empresas proveedoras de equipos de torre de la Argentina, realizará el próximo miércoles 21 de mayo una subasta de unos diez equipos de pulling y workover. La iniciativa de la compañía, que se explica por la fuerte caída de la actividad hidrocarburífera en el Golfo San Jorge, es en los hechos un testeo de mercado para constatar si existe interés de otras empresas de servicios interesadas en adquirir esos activos, ya sea en el país o en el exterior.
Al igual que la gran mayoría de contratistas que integran el ecosistema de proveedores petroleros en Chubut y Santa Cruz, San Antonio, controlada por el fondo de inversión estadounidense Lone Star, interpreta que la recuperación de la actividad en el Golfo no será inmediata. Al contrario, el descenso del precio internacional del crudo y el crecimiento de los costos en dólares en los campos maduros como resultado de la apreciación cambiaria, complejizan el escenario. Por lo tanto, explorará el interés del mercado en adquirir parte de los equipos de torre que estaban emplazados en campos convencionales.
La subasta, que se realizará de modo online el miércoles a las 16.30, no implicará, no obstante, que se trate de una venta de los equipos al mejor postor. La empresa quiere saber qué interés real existe por esos bienes de capital. Pero sólo se desprenderá de los equipos si existen compradores dispuestos a pagar un precio competitivo.
El valor de cada unidad de pulling ronda los US$ 900.000, mientras que una de workover puede superar los 1,5 millones de dólares. San Antonio mantiene conversaciones por los equipos con empresas que ya están presentes en el Golfo San Jorge y también con una firma venezolana.
Costos al alza
EconoJournal informó el mes pasado que el costo de desarrollo de un pozo tipo en el Golfo asciende a los US$ 20 por barril, sin considerar el valor del dinero en el tiempo ni los costos financieros. A eso hay que sumarle, costos de operación y mantenimiento (Opex) que rondan los 35 dólares y regalías provinciales del 15% (unos US$ 9,50 por barril), retenciones a la exportación en la banda del 8% e Ingresos Brutos de 3% (US$ 1,90). El resultado es un costo estimado total por barril producido de más de US$ 71 que no se recupera en el mercado.
Como parte del programa de instalación de paneles solares en 28 instituciones públicas de la provincia, el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) inició en las últimas semanas el montaje de nuevos equipos fotovoltaicos en la escuela Nº210 de Coyuco, en la región Alto Neuquén.
La obra consiste en repotenciar las instalaciones fotovoltaicas existentes con un nuevo equipo de paneles solares y un banco de baterías de litio. El presupuesto es de 93.000 dólares, con financiamiento del Banco Mundial.
En este caso, el objetivo es brindar a la comunidad educativa una mayor disponibilidad de energía a partir de sistemas de última generación que aportan eficiencia y un importante ahorro de emisiones de dióxido de carbono.
También se montaron cinco instalaciones fotovoltaicas para pobladores de Pilo Lil, que habían quedado alejados de las líneas eléctricas cuando se hizo la obra de electrificación rural de la zona sur.
La inversión fue de 17 mil dólares, entre materiales y mano de obra, y se llevó adelante con recursos propios del EPEN.
Este proyecto se puso en marcha para responder a los pedidos de la Comisión de Fomento de Pilo Pil, de la Región de los Lagos del Sur, atento a la necesidad de energía ante la situación de aislamiento geográfico con la que conviven estos pobladores de la localidad.
Las obras culminaron en noviembre del 2024. En total se instalaron cinco equipos fotovoltaicos residenciales de tres paneles cada uno, con su correspondiente estructura, banco de baterías, regulador de tensión, tablero de protecciones e instalación interna completa.
En tanto, el 25 de febrero de este año se puso en funcionamiento la nueva instalación fotovoltaica en el puesto de Gendarmería de Copahue para resguardo de los uniformados durante el invierno.
La obra consistió en la instalación de 10 paneles solares y sus equipos completos, que abastecerán de energía al grupo de Gendarmería Nacional en Copahue.
Tuvo un costo total de 78.000 dólares, financiados por la Secretaría de Energía de Nación, a través del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer), del Banco Mundial.
El presidente de FoMiCruz S.E., Oscar Vera, se refirió al traspaso de YPF, los proyectos que pondrá en marcha la empresa de la provincia y adelantó que, a fines del mes de agosto, El Calafate será la sede del Argentina Mining Sur 2025, un evento que reunirá al sector minero de todo el país.
“Hoy FoMiCruz es una de las herramientas más importantes que tiene el Poder Ejecutivo. Es una empresa para llevar adelante tanto proyectos mineros como proyectos petroleros. Tenemos un estatuto bastante ampliado que nos permite avanzar en muchas cosas”, explicó el presidente de FoMiCruz S.E., Oscar Vera, en diálogo con la Subsecretaría de Producción y Contenidos.
En este marco, señaló que “hoy nos encontramos con el desafío más importante que tiene que afrontar FoMiCruz, que es el traspaso de las áreas YPF, que marcó un antes y un después en lo que es la política hidrocarburífera de Santa Cruz”, poniendo en relieve que trabajó durante 80 años en la zona norte de la provincia.
Al respecto, Vera remarcó el trabajo que desarrollan junto al Ministerio de Energía que preside Jaime Álvarez y su equipo de trabajo. “Estamos trabajando en el acuerdo de cesión de las áreas de YPF a FoMiCruz y hoy estamos en un 70 a 80% de avance”, indicó el presidente de FoMiCruz, quien dejó en claro que “nosotros no vamos a permitir que se despida ningún trabajador”.
Según lo advirtió Vera, las nuevas operadoras van a continuar trabajando con los empleados y con el personal que tengan. “El sindicato petrolero también está trabajando muy bien con esto, saben lo que significa YPF para zona norte”, expuso al manifestar que “el gobernador (Claudio Vidal) fue muy claro, le está dando una impronta a FoMiCruz que no se le dio nunca, lo está llevando a otro escalón, a un peldaño mucho más alto desde el punto de vista petrolero”.
Asimismo, remarcó que tanto la maquinaria como todo lo que está relacionado con la logística va a estar a disposición de la operadora que se haga cargo de la concesión.
Planta de pórfido
En otro tramo de la entrevista, el presidente de FoMiCruz S.E. hizo mención a la Planta de Arcilla que está ubicada en la localidad de Puerto San Julián. Allí, la empresa reparó el molino para optimizar el rendimiento y poder tener mayor continuidad en la demanda de arcilla, siendo que hay distintas industrias que requieren el material para llevar adelante las manualidades.
En tanto, Vera mencionó la Planta de Pórfido, que trabaja con un material santacruceño que “es de muy buena calidad, es tan buena como el del Chubut”.
Sin embargo, advirtió que “el problema que tenemos es que está ubicado en un lugar geográfico, casi en la mitad del Macizo del Deseado, donde llevarlo a las plantas de corte no es beneficioso para la provincia ni para la empresa”. Ante este panorama, la Provincia trabaja para instalar Plantas de Corte, de modo tal que puedan alivianar los costos y llevar todo a la Planta donde está el Yacimiento, ya que cuentan con una Planta en Pico Truncado y otra en Gobernador Gregores.
“La idea es trabajar desde el yacimiento, desde donde tenemos la cantera de pórfido y ver cómo generar energía a un costo razonable y poder cortar desde ese lugar”, señaló Vera.
Estaciones de servicio
EPA Energía Patagónica es la red de estaciones de servicio de bandera provincial perteneciente al Gobierno de la Provincia de Santa Cruz, dentro de la estructura de FoMiCruz S.E., comprometida con el objetivo de garantizar el suministro de combustibles en áreas de difícil acceso.
EPA ha instalado dos estaciones de servicio, tanto en La Esperanza como en Tres Lagos, bajo la bandera de EPA, y proyectan instalar en Lago Posadas con la adquisición de módulos pensando en la temporada turística, siendo que pasa mucha gente por el lugar.
A fines del mes de agosto, la localidad de El Calafate será sede de Argentina Mining, un evento importante para el sector minero, donde participarán las empresas de negocios y servicios más importantes del país.
“Va a ser muy importante, vamos a mostrar todo también lo que tenemos y hay muchas empresas interesadas en participar”, sostuvo Vera, al dar cuenta que están trabajando mucho para llevar adelante este evento de nivel internacional.
El gobernador Alberto Weretilneck, acompañado por la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, firmó un acuerdo histórico con el consorcio de empresas VMOS SA, garantizando que el desarrollo del proyecto Vaca Muerta Sur impacte directamente en la vida de los rionegrinos, con inversiones, más empleo, desarrollo de infraestructura y fortalecimiento de la economía provincial.
El acuerdo garantiza más de U$S 1.000 millones en ingresos para Río Negro durante los primeros 13 años —incluyendo aportes comunitarios, uso de infraestructura, tasa ambiental e Ingresos Brutos directos— y consolida a la Provincia como actor clave en la exportación de hidrocarburos.
Esto permite avanzar con la construcción de un oleoducto de 470 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, además de una terminal onshore y offshore destinada a la exportación de crudo.
Significa una apuesta estratégica para Río Negro, que posiciona a la Provincia como corredor clave para la salida del petróleo de Vaca Muerta y transforma la costa atlántica rionegrina en un nodo logístico de exportación. Además, se impulsa el desarrollo de regiones estratégicas, se fortalece el protagonismo de la Provincia en el mapa energético nacional y se complementa el polo de exportación de GNL en el Golfo San Matías.
VMOS SA —integrada por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, GyP, Chevron y Shell— asumirá la financiación, construcción, operación y mantenimiento de esta infraestructura estratégica.
El compromiso también establece que las empresas deberán contratar al menos un 80% de mano de obra local, priorizando el empleo de rionegrinas y rionegrinos; y se establece la obligatoriedad de adquirir bienes y servicios a comercios de la Provincia. Estas condiciones forman parte del programa Compre Rionegrino, que fortalece las pymes, genera oportunidades y dinamiza la economía local.
Además, VMOS SA establece su domicilio fiscal y legal en la Provincia de Río Negro, al tiempo que la tierra donde se emplazará parte del proyecto fue vendida por el Estado provincial a las empresas por un valor de U$S 2 millones para la ejecución de la obra.
Beneficios económicos para la Provincia
U$S 60 millones por única vez en concepto de aporte al desarrollo territorial, a abonarse dentro de los dos meses posteriores a la firma.
U$S 40 millones anuales durante 13 años como aporte comunitario.
U$S 14 millones anuales en concepto de cánones por el uso de espacios públicos portuarios.
U$S 1,05 millones anuales por tasa de control y fiscalización.
U$S 2 millones anuales estimados por tasa ambiental (ajustable).
U$S 18,5 millones anuales por Ingresos Brutos directos.
El entendimiento también garantiza la estabilidad fiscal del proyecto por 30 años e incluye un programa de monitoreo ambiental permanente en el Golfo San Matías, con participación de universidades rionegrinas, INVAP y organismos técnicos especializados.
Por su parte, el Gobierno Provincial se compromete a asegurar la cesión de las tierras necesarias para la traza del oleoducto y la terminal, así como la transferencia de permisos ambientales vigentes.
Acompañaron la firma del acuerdo el vicegobernador de Río Negro, Pedro Pesatti; la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini; el Presidente de la firma VMOS S.A., Gustavo Gallino y el CEO de VMOS S.A., Gustavo Chaab.
La compañía energética GeoPark Limited anunció que Phoenix Global Resources decidió retirarse del acuerdo por el cual GeoPark iba a adquirir una participación no operada en cuatro bloques no convencionales de Vaca Muerta, lo que implica la cancelación definitiva de la operación.
“El retiro de Phoenix implica que la adquisición no será completada por GeoPark”, informó la firma en un comunicado. La compañía, con sede en Bogotá y cotización en la bolsa de Nueva York (NYSE: GPRK), explicó que la decisión se tomó “de acuerdo con los términos del Acuerdo de FarmOut”, que habilitaba a ambas partes a retirarse luego de la “Fecha Límite” del 13 de mayo de 2025.
Fuentes del sector indicaron que la inversión estimada en US$ 2.000 millones sigue en pie y será garantizada por Phoenix, que continuará con la operatoria de manera normal.
Phoenix Global Resources, con sede en Buenos Aires, es una compañía enfocada en la producción de petróleo y gas, fundada en 2017. Tiene entre 51 y 200 empleados. Mercura Energy, de origen suizo, es su principal accionista con más del 90% de participación, mientras que el empresario argentino José Luis Manzano figura como accionista minoritario.
Por su parte, GeoPark aclaró que, a pesar de la cancelación, continuará “firmemente comprometida con su estrategia de largo plazo, anclada en un crecimiento rentable, confiable y sostenible mediante el desarrollo de grandes activos, en grandes plays, dentro de grandes cuencas”.
La compañía destacó que cuenta con una sólida posición de caja de US$ 330 millones, una relación deuda neta conservadora por debajo de 1.0x y un programa de cobertura que cubre el 87% de los volúmenes previstos para 2025.
Además, remarcó que mantendrá su foco en tres prioridades: el fortalecimiento de su negocio principal, la búsqueda de crecimiento generador de valor y la evaluación de alternativas estratégicas como desinversiones, recompra de acciones o iniciativas de reducción de deuda.
“La compañía mantiene su compromiso de comunicación abierta mientras busca oportunidades de crecimiento disciplinadas que generen valor sostenible a largo plazo para todos sus grupos de interés”, cerró el comunicado.
La Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación dio a conocer el modelo de contrato para la licitación AlmaGBA para la instalación de 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La convocatoria está dirigida a proyectos de entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha objetivo de inicio contractual el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028.
Cada proyecto deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.
El contrato establece una duración de 15 años, a contar desde la fecha de habilitación comercial establecida. En caso de que el vendedor no habilite la central en la fecha objetivo, el cómputo del plazo comenzará igualmente en ese momento pactado, independientemente de la puesta en marcha efectiva.
En materia de remuneraciones, el modelo establece pagos diferenciados por la potencia contratada y la energía abastecida. La remuneración por potencia contratada (Rem.PCONT) se calculará mensualmente considerando la potencia de almacenamiento disponible (PADISP), el precio fijo de la potencia (PFijo), las horas de almacenamiento validadas (HAV) y las horas de almacenamiento comprometidas (HAC), además de los factores de ajuste anual y de estacionalidad.
Los factores de ajuste anual quedan establecidos en 1,20 para los años 2025 a 2027, 1,10 para 2028, 1,00 desde 2029 a 2036, y 0,50 para los últimos cinco años del contrato. Mientras que el factor de estacionalidad (FE) será de 1,20 en los meses de mayor demanda (enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre) y de 0,80 en el resto del año, tal como semanas atrás informó Energía Estratégica (ver nota).
Es decir que no se modifican las sumas anuales de remuneración, dado que los valores de FE se compensan a lo largo del año. Por tanto, la medida sí puede ocasionar que se adelanten o atrasen flujos de caja en el año de operación, según el mes de COD.
Mientras que por la la energía inyectada a la red por el proyecto adjudicado se reumenrará a partir de la siguiente fórmula: Rem.EAm = EAm x PES, donde:
Rem.EAm: Remuneración por la energía abastecida correspondiente al mes “m” expresado en USD.
EAm: Energía abastecida en el mes “m” se calculará de acuerdo con la energía entregada a la red por el proyecto, expresado en MWh en el punto de entrega.
PES: precio por la energía abastecida expresado en USD/MWh establecido en 10 USD/MWh.
Como medida de respaldo financiero, CAMMESA asumirá el rol de garante de última instancia en los casos en que los compradores no puedan trasladar los costos del contrato a sus usuarios finales, conforme a lo dispuesto en la Resolución SE N° 67 del 17 de febrero de 2025.
Ante la falta de pago, tanto el vendedor como el comprador deberán notificar inmediatamente a la Secretaría de Energía y a CAMMESA, quien gestionará los fondos necesarios para cubrir las facturas vencidas. No obstante, CAMMESA solo procederá al pago en la medida en que reciba los fondos correspondientes de la Secretaría de Energía, lo que exime al comprador de cualquier reclamo.
El contrato también define de forma precisa las causales de rescisión. Por parte del comprador, se contempla la finalización unilateral del acuerdo en caso de que la disponibilidad de potencia sea inferior al 50% en un período de seis meses o menor al 25% en un plazo de dos años.
Y de igual modo, será motivo de rescisión la imposición de tres sanciones administrativas firmes por incumplimiento de normas de seguridad o estándares de calidad, o el incumplimiento reiterado de las órdenes del OED que afecten la calidad del servicio.
En tanto, el vendedor podrá rescindir el contrato si se produce la falta de pago de cuatro facturas consecutivas o seis facturas en un período de doce meses.
Próximas fechas claves
La presentación y apertura de ofertas administrativas y técnicas se realizará el 10 de junio; en tanto que la apertura de las propuestas económicas se hará el 15 de julio, y la adjudicación recién se dará a conocer pocos días después, precisamente el lunes 23/7.
La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ha firmado el contrato y orden de inicio para los estudios, diseño, suministro, instalación y puesta en marcha del sistema de almacenamiento de energía con baterías más grande de Centroamérica. El proyecto de 75MW/300MWh será instalado en la subestación de Amarateca por el consorcio chino-hondureño Windey-Equinsa, tras ganar una licitación internacional con una oferta de 50,2 millones de dólares (ver más).
Adriana Álvarez, Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, destacó que este sistema permitirá aumentar la capacidad de integración de recursos de generación variable, como la eólica y la solar fotovoltaica. «Este sistema de baterías aportará una reserva primaria y secundaria de frecuencia, durante el día en régimen de carga y durante la noche en régimen de descarga», explicó Álvarez a Energía Estratégica.
El proyecto busca trasladar cuatro horas de energía producida durante el día a horario nocturno, ayudando a abastecer la demanda máxima y evitando el vertimiento y la pérdida de esa energía. Además, contribuirá a dar soporte a la red ante caídas abruptas de generación renovable o fallas en la transmisión, y ofrecerá servicios complementarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Desde el punto de vista económico, la implementación de este sistema representa un ahorro significativo, ya que reducirá los costos de operación del sistema y los costos base de generación. «Al sustituir las plantas de punta que utilizan combustible diésel o búnker por medio de esa energía renovable que vamos a estar almacenando durante el día, realmente es algo muy positivo para el país», afirmó Álvarez.
La orden de inicio para el proyecto fue firmada el 13 de mayo, y actualmente se están realizando los estudios preliminares. Se prevé que las obras comiencen en los próximos meses, con una duración estimada de ocho meses, por lo que se espera que el sistema esté en operación en enero de 2026.
Este proyecto estatal será muy emblemático en la región y se espera que siente las bases para futuras inversiones en almacenamiento de energía en Honduras. Actualmente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando en la normativa de almacenamiento de energía, contemplando servicios y remuneraciones.
«Ya hay un documento a nivel de borrador y esto va encaminado a promover este tipo de tecnologías, que también los privados puedan integrar a sus sistemas de energía renovable, principalmente los variables como la solar y la eólica, este tipo de sistemas y que puedan ser remunerados conforme a las legislaciones que en ese momento van a estar vigentes», anticipó Adriana Álvarez.
Además del sistema de almacenamiento en Amarateca, la ENEE está desarrollando proyectos de generación a partir de energía renovable variable. Entre ellos, destaca un sistema solar fotovoltaico con una capacidad instalada de 50 MW con una inversión de más de 43 millones de dólares, como ampliación y complemento de la central hidroeléctrica Patuca III. Este proyecto, comentó Álvarez a este medio, busca garantizar el embalse de la presa en época de verano y potenciar la generación y el suministro eléctrico en la zona del departamento de Olancho.
Aquello no sería todo. La ENEE también está apostando al desarrollo de proyectos hidroeléctricos multipropósito, ya que considera que son una solución para reducir la dependencia de fuentes térmicas, contener inundaciones e impulsar la economía local con la creación de empleos.
En tal sentido, ya se han realizado convocatorias a licitación pública internacional tales como las vinculadas a la represa multipropósito El Tablón de 17.07 MW que busca, además de generar energía, mitigar las inundaciones en el Valle de Sula, ya que tendrá la capacidad de contener caudales de hasta tres veces más que los registrados durante el paso de los huracanes Eta y Iota.
En adición, se tiene en mira otros proyectos hidro ya que, de acuerdo con la Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, Honduras cuenta con más de 5.000 MW de potencial hidroeléctrico aún no explotado, y que podrían acceder prontamente a financiamientos para su construcción.
México alcanzó a finales de 2024 una capacidad solar instalada superior a los 12,5 GW, de los cuales 4,4 GW corresponden a generación distribuida. Tan solo en 2024 se incorporaron más de 1 GW de nueva capacidad distribuida mediante más de 100 mil contratos, marcando un crecimiento interanual del 48,4 %.
En ese terreno, JA Solar no solo se ha consolidado como actor dominante, sino que también busca ampliar sus ventas en nuevos segmentos del mercado. “Cerrando el año 2024, podemos decir que otra vez, nuevamente en generación distribuida, JA Solar es el número uno en paneles, con una participación de mercado de arriba del 23 %, cuando el segundo lugar tiene un 16 %”, explicó Alexander Foeth, Country Manager de la compañía en México.
La empresa estima que históricamente ha suministrado casi 1 GW en paneles solares destinados a generación distribuida en el país, cifra que se suma a los 2 GW aportados en proyectos utility scale actualmente en operación. Su estrategia se apoya en un modelo de distribución exclusivo junto a Exel Solar, que según Foeth permite responder con agilidad a la creciente demanda local en este segmento del mercado.
El éxito sostenido de JA Solar se explica también por su permanente apuesta a la innovación tecnológica. Su modelo insignia actual, el Deep Blue 4.0 Pro, incorpora tecnología TopCon tipo N con una eficiencia de celda del 26 % y una eficiencia global del panel del 23 %. “Es un panel con mejora en eficiencia… En temas de potencia, en México tenemos una variedad que va desde los 590 W hasta los 630 W por panel”, detalló Foeth. Esta versatilidad permite a la compañía suministrar tanto al segmento distribuido como el de gran escala: “Con este producto podemos cubrir las dos necesidades”.
Pero el mayor cambio que anticipa JA Solar está en el mercado emergente del autoconsumo industrial. El reciente aumento del límite para generación distribuida, de 500 a 700 kW, y la definición de un nuevo nicho entre 700 kW y 20 MW para autoconsumo, abre un abanico de posibilidades que la empresa pretende capitalizar. “Nosotros creemos que aquí hay una demanda gigante, mínimo 1 GW en este año, de la industria que necesita generar su energía renovable. Ya tenemos equipo especializado en ese nicho, muy buenas alianzas y estamos también en preparación de esos proyectos”, adelantó Foeth durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit México (FES México).
La industria mexicana, golpeada por los altos costos energéticos y con presión creciente para avanzar en sus metas ambientales, ha comenzado a voltear hacia soluciones de suministro con energía solar. JA Solar se posiciona como proveedor de referencia para atender esta demanda latente.
En paralelo, el mercado utility también se prepara para una nueva etapa. El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025–2030 contempla, por parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la incorporación de 4.6 GW en nuevos proyectos solares, incluyendo la continuación de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco con 580 MW a licitarse este año. Pero la capacidad instalada privada también podría dar un salto en los próximos meses.
“Vemos que va a detonar este año bastantes proyectos que están ya en la pipeline, donde esperamos que se les vayan a dar los permisos bajo la nueva regulación que todavía está por definirse a detalle”, indicó Foeth.
Las expectativas de este fabricante están puestas en mantener el liderazgo en el segmento distribuido que sigue creciendo y, al mismo tiempo, ampliar presencia en un segmento que promete revolucionar la forma en que las empresas industriales consumen energía. “Esperamos que en este año nuevamente lleguemos arriba de 1 GW de instalación y obviamente, para seguir siendo el número uno, tenemos que todavía aumentar nuestras ventas. Ese es el reto que tenemos y tenemos el equipo y la estrategia correcta aquí”, afirmó Alexander Foeth con convicción.
El autoconsumo solar sobre techos metálicos suma cada vez más interés en Sudamérica, y una de las claves para su implementación está en lograr instalaciones seguras, económicas y sin daños estructurales. Con ese objetivo, la empresa S-5! llevará adelante el próximo 19 de junio a las 12 h (hora de Buenos Aires) un webinar gratuito, en el que presentará sus soluciones de montaje fotovoltaico sin rieles y sin perforaciones para cubiertas metálicas.
La jornada, organizada junto a Energía Estratégica Latinoamérica, está enfocada en instaladores, EPC y distribuidores solares de Argentina, Chile y Uruguay, y buscará resolver los principales desafíos técnicos y económicos de la instalación solar sobre cubiertas engargoladas, trapezoidales y curvas.
Salvador Barba, LatAm Sales Manager de S-5!, será el encargado de liderar este espacio de formación, titulado “Soluciones de montaje FV sin rieles para techos metálicos engrapados y trapezoidales en Sudamérica”.
Durante el evento se abordarán las ventajas de los sistemas sin rieles, que reducen materiales y mano de obra, logrando un montaje más ágil y rentable. También se explicarán las mejores prácticas para instalar energía solar en techos metálicos, sin perforaciones que puedan comprometer la impermeabilidad o durabilidad de las cubiertas.
Uno de los puntos clave será la presentación de soluciones específicas para techos engargolados, que permiten fijaciones mecánicas sin necesidad de perforar la estructura, lo que se traduce en mayor seguridad, ahorro de tiempo y una menor tasa de mantenimiento posterior.
Asimismo, se mostrarán configuraciones adaptadas a techos trapezoidales y arcotechos, muy presentes en entornos industriales y comerciales. En este tipo de cubiertas, evitar filtraciones de agua y asegurar una instalación eléctrica limpia es esencial para garantizar eficiencia y seguridad en proyectos de autoconsumo.
Otro aspecto fundamental que se desarrollará es el manejo del cableado, la integración de microinversores y optimizadores, y cómo se adaptan estas soluciones técnicas a estructuras sin rieles, para asegurar un funcionamiento ordenado y seguro del sistema solar.
Finalmente, S-5! presentará casos prácticos de implementación de estas soluciones en Argentina, mostrando los resultados concretos en términos de ahorro, eficiencia y facilidad de instalación, lo que representa un valor agregado fundamental para quienes buscan escalar proyectos de autoconsumo fotovoltaico.
Sergio Rodríguez Moncada, Chief Technology Officer de Solis, compartió la visión de la empresa durante su participación en un panel de debate en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), destacando los desafíos técnicos y regulatorios que enfrentan los proyectos energéticos en los estados insulares.
“Nuestra perspectiva incluyendo República Dominicana y todas las diferentes islas que componen el Caribe ofrece una gran oportunidad pero también un tema bastante retador”, explicó Rodríguez. La heterogeneidad técnica, normativa y logística entre territorios como Jamaica, Puerto Rico, Barbados y Curazao demanda soluciones versátiles, adaptables y con respaldo técnico inmediato.
Ante esta complejidad, Solis ha apostado por el desarrollo de inversores que puedan operar bajo diferentes esquemas de certificación —UL o europea— y configuraciones eléctricas como 220, 380 y 415 V. “Hemos enfocado nuestro esfuerzo y nuestra innovación en una gama más en generación distribuida, mucho más escalable, mucho más fácil de instalar, porque entendemos los retos del Caribe en tema de condiciones climatológicas, en tema de complejidad también de transporte”, añadió el CTO.
A diferencia de otros fabricantes que priorizan soluciones de gran capacidad en contenedores, Solis se ha enfocado para esta región en inversores de menor tamaño, altamente customizables y adaptables a entornos insulares.
El diseño de sus productos está guiado por dos motores fundamentales: la regulación cambiante y la necesidad de reducir costos sin comprometer la calidad ni la continuidad operativa. Esto ha motivado a Solis a enfocarse en el segmento residencial, comercial e industrial de hasta 1 MW, con especial énfasis en los sistemas híbridos con almacenamiento.
Rodríguez confía en que este 2025 será un año de estabilización de precios, lo cual permitirá reforzar la oferta de garantías y servicios de largo plazo, beneficiando tanto a fabricantes como a socios locales.
Respecto a su presencia regional, Solis ha participado en proyectos emblemáticos no sólo en mercados de Centroamérica y el Caribe. Para Rodríguez, el verdadero «proyecto de impacto» es la democratización de la energía solar. “Somos el tercer fabricante a nivel internacional, pero somos el número uno en cantidad de piezas o inversores en países como México. De dos inversores instalados, uno es Solis. Y en mercados como el caribeño, Colombia, República Dominicana, de tres, uno es Solis”, afirmó con orgullo.
La compañía también ha fortalecido sus alianzas con actores locales para garantizar disponibilidad inmediata de equipos y atención técnica oportuna. “Si tienen algún proyecto, ya sea generación distribuida, a gran escala, almacenamiento, se pueden acercar a nosotros. Estamos aquí y con nuestros partners locales para poder tener producto disponible de manera inmediata”, concluyó Rodríguez.
En participación virtual en el 17º Congreso Anual de Energía de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma invitó a los actores de este sector de la energía para crear una gran mesa de diálogo que permita la formulación de un nuevo proyecto de ley sobre temas cruciales para la transición energética como: la opción tarifaria, la estratificación del servicio y la conformación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
“Invitarles a que participen de la discusión que queremos abrir en el Congreso de la República sobre un Proyecto de Ley que incluye distintos temas como: la estratificación, la opción tarifaria, los saldos de la opción tarifaria, la reconfiguración, incluso, la conformación de la CREG. Esperamos que también se unan los usuarios y los tomadores de decisión del sector de la energía”, manifestó el jefe de la cartera de gobierno.
Además, el ministro Palma enfatizó en la importancia de seguir trabajando de manera articulada en la implementación de proyectos solares como una forma de diversificar las fuentes de energía del país. Esto ayudará a que Colombia tenga una transición energética que brinde seguridad a través de proyectos como las subastas de expansión y de reconfiguración, las cuales permitirán cerrar la brecha entre la energía que se produce y la que se necesita, asegurando así el suministro para todos los colombianos.
Palma Egea también agradeció al sector privado por la apuesta de lograr que Colombia cumpla su meta de incorporar 6 GW plus (6 gigavatios plus) de energía al Sistema Interconectado Nacional. “Queremos poder superar esta meta que triplicó la del Plan Nacional de Desarrollo, en la que ustedes y varios de sus asociados han jugado un papel fundamental al vincular proyectos de energía renovable al país. Queremos agradecerles porque dentro de los objetivos de esta estrategia se incluye la remoción de obstáculos para promover la inversión pública y privada”.
La Transición Energética Justa seguirá avanzando en su agenda con el sector energético de cara a la disposición del Ministerio de Minas y Energía al diálogo social y a las conversaciones públicas para la construcción de acuerdos que busquen el bien de los usuarios, quienes, históricamente, han estado excluidos de estos debates.
El galardón tuvo como objetivo celebrar el invaluable aporte de las mujeres al sector energético argentino y destacar trayectorias inspiradoras, liderazgo innovador y contribuciones significativas al desarrollo y la sostenibilidad de la industria.
Lleva el nombre de Elisa Bachofen y Beatriz Ghirelli, por ser las primeras ingenieras de la Universidad de Buenos Aires y de la Universidad Nacional de La Plata, respectivamente.
La primera premiada fue Martha Molinaro, gerente técnica de Edemsa, en la categoría “Innovación”. Durante la ceremonia, expresó: “Estoy agradecida con todas las personas que han hecho posible recibir este prestigioso premio y esta ceremonia inolvidable. Yo creo que es una instancia que nos une para poner en valor el rol de la mujer en el sector eléctrico argentino”.
En la categoría “Diversidad e Inclusión” hubo dos ganadoras. Por un lado, Daniela Quiroga, gerente del Segmento de Movilidad de Schneider Electric, quien agradeció especialmente a sus hijos, ya que “muchas veces resignaron tiempos por saber que su mamá estaba luchando por la igualdad”.
Por su parte, María Fernanda Locarnini, directora comercial de GE Vernova, afirmó: “Siempre me he sentido libre en los ámbitos donde he estado, de crecer sin ninguna barrera”.”Estamos para homenajear a las ingenieras Bachofen y Ghirelli que tuvieron el coraje y el empeño de perseguir sus sueños, dejaron su huella y abrieron las puertas a las generaciones que vinieron después”.
El galardón en la categoría “Sostenibilidad” fue para Liliana Nores, subgerente de Planificación Estratégica y Control de Gestión de Epec. “Agradezco principalmente a mi familia, al directorio de Epec por confiar en nuestra capacidad y desarrollo. Somos cada vez más mujeres en los altos mandos, y queremos agradecer ese reconocimiento. Vamos por mayor igualdad y sostenibilidad, para dejar un mundo mejor para nuestros hijos”, enfatizó Nores.
El evento también incluyó la categoría “Trayectoria inspiradora”, destinada a destacar a mujeres con un compromiso sostenido con la excelencia a lo largo de su carrera. La ganadora fue Mariela Beljansky, profesora de la Maestría Interdisciplinaria en Energía del Ceare. “Siempre supe que iba a ser ingeniera eléctrica y me di el gusto de poder hacerlo. Mi trabajo es mi hobbie, es mi vida”, precisó Beljansky.
Además, Adeera y Udea realizaron un reconocimiento especial fuera de competencia a la trayectoria de Patricia Arnera, directora de la carrera de Ingeniería Eléctrica en la UNLP, por su dedicación a las necesidades de los demás y su valiosa labor académica.
Arnera sostuvo: “La energía eléctrica es la clave para la transición energética. La mitad de las alumnas son mujeres. El camino que han iniciado Bachofen y Ghirelli, y que nosotras estamos pisando, va deshaciendo las piedras que había y haciéndolo un poquito más parejo para las nuevas generaciones”.
Para cerrar el encuentro, Juan Carlos Blanco, vicepresidente 2° de Adeera y presidente de Edesur, remarcó: “Si no están las mujeres, nos falta el 50 % de los cerebros. No importa si hacen ingeniería, arquitectura o psicología; si no están, el país pierde una capacidad intelectual y un aporte que no sabemos hasta dónde puede llegar”.
El jurado estuvo integrado por Patricia Arnera, Juan Carlos Blanco, Raúl Bertero —vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA y presidente del Ceare—, Claudio Puértolas —presidente de Epec— y Horacio Nadra —gerente general de Edet y vicepresidente 1° de Adeera—.
Acerca de Adeera La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes en todo el país.
Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), en el área de la Jefatura de Gabinete de Ministros, Candu Energy Inc., una empresa de AtkinsRéalis, y la firma CONUAR S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para colaborar en el suministro de agua pesada y el desarrollo de capacidades tecnológicas relacionadas con los usos pacíficos de la tecnología nuclear.
El MOU establece el suministro de agua pesada desde Argentina a Canadá, a través de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en la localidad de Arroyito, Neuquén. Para ello, se establece un marco jurídico para negociar contratos de compraventa de agua pesada, prestación de servicios de ingeniería, colaboración en la cadena de suministro de empresas argentinas y transferencia de conocimientos técnicos para proyectos mutuos, incluidos reactores de potencia, se informó.
Además, para garantizar el suministro de agua pesada a largo plazo, Canadá podría establecer una nueva planta de producción utilizando tecnología transferida desde la Argentina. Por su parte, la empresa CONUAR S.A. está posicionado como un proveedor calificado de componentes de tecnología CANDU.
Germán Lavalle, presidente de la CNEA, destacó que “Este acuerdo representa un paso importante para la CNEA y para la provincia de Neuquén. La PIAP, ubicada en esta provincia, recibirá inversiones destinadas a su reacondicionamiento y a la incorporación de nuevo personal para trabajar y producir”.
Y agregó que “estamos orgullosos de haber alcanzado este entendimiento con Candu Energy Inc. y AtkinsRéalis, que permitirá poner en marcha la planta. Aunque la instalación lleva ocho años sin operar, se ha mantenido en buenas condiciones, lo que nos brinda una excelente oportunidad para reactivar su funcionamiento”.
Joe St. Julian, presidente de Nuclear en AtkinsRéalis, afirmó que “Este MOU es una inversión significativa para Canadá en el mercado global de agua pesada en este período de renacimiento para la industria nuclear”.
“En un mercado en crecimiento para 1.000 nuevos reactores y la demanda de tecnología CANDU, incluidas las modernizaciones y una nueva flota de reactores como el CANDU MONARK y el Enhanced CANDU 6®, invertir en capacidad de producción de agua pesada respalda la expansión de la infraestructura de reactores CANDU a nivel nacional e internacional”, describió.
Argentina y Canadá mantienen una historia de cooperación bilateral que se inició con la construcción de la Central Nuclear Embalse, en la provincia de Córdoba, y que significó la transferencia de la tecnología Candu a favor de la CNEA. Desde entonces, ambos países han participado en numerosas misiones, visitas técnicas y reuniones de alto nivel, entre otras actividades bilaterales enmarcadas en los Acuerdos de Cooperación vigentes desde 1996.
Acerca de la PIAP
Con estos contratos se avanzará con las tareas de renovación de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y permitirá su puesta en marcha a partir de 2027, asegurando su capacidad para producir agua pesada.
La PIAP es una instalación estratégica dedicada a la producción de agua pesada de alta pureza utilizada como moderador y refrigerante, un insumo esencial para los reactores nucleares tipo CANDU. Esta característica única permite que la tecnología CANDU utilice combustible de uranio natural, lo que mejora la seguridad energética y operacional.
Es gestionada por la empresa ENSI (Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería S.E.) y es propiedad de la CNEA, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y seguridad internacionales.
Desde el Ente Único de Control y Regulación de los Servicios Públicos Provinciales de Tucumán (ERSEPT), organismo que depende del ministerio de Economía y Producción, aseguraron que comparando los niveles tarifarios en abril de 2025 de las provincias del Noroeste Argentino (NOA), Tucumán tiene la tarifa de energía más baja.
“La comparación que hemos realizado desde el ente regulador del cuadro tarifario de todas las provincias del NOA -para no tener sesgos- la hacemos con los valores nominales de cada provincia y valores de consumo de 500 kw y 300 kw horas bimestrales”, explicó el titular del organismo, José Ricardo Ascárate.
En ese sentido indicó: “Con esos valores Tucumán sigue siendo la tarifa más barata del NOA, Jujuy, Salta y Santiago están levemente por encima de nosotros, tanto para usuarios N1 (sin subsidio), como para N2 y N3, teniendo en cuenta que la provincia tiene tarifas sociales a más de 78 mil usuarios”.
El titular del organismo de contralor advirtió de todas formas que “las comparaciones deben realizarse con mucha precaución ya que las diferencias pueden estar relacionadas por múltiples factores”.
Uno de ellos tiene que ver con la “variable de contexto”. Factores como la escala de sistema o la concentración geográfica de los usuarios, la demanda máxima de potencia y la extensión territorial influyen en los costos.
También hay que tener en cuenta la “calidad de servicio” que impacta directamente en los costos ya que un nivel superior de calidad requiere mayores inversiones
En cuanto a las “tasas e impuestos locales”, son variables exógenas al servicio de distribución y cambian entre provincias.
Por su parte, las provincias presentas “diseños tarifarios” diversos donde algunas aplican bloques de cargos fijos crecientes o escalas de costos variable según el consumo.
En cuanto a la “tarifa social” Tucumán beneficia a 187 mil hogares que representa el 35% del total.
Por último, la “sostenibilidad del servicio” al comparar tarifas puede confundir ineficiencia con falta de sustentabilidad.
El desarrollador nuclear Elementl Power anunció este miércoles un acuerdo histórico con Google para impulsar tres proyectos de reactores avanzados. La tecnológica aportará capital inicial para estas instalaciones, cada una con capacidad mínima de 600 megavatios, marcando un hito en la colaboración entre gigantes digitales y energía atómica para alimentar centros de datos.
Google financiará las etapas iniciales de desarrollo, incluyendo trámites de permisos, conexión a la red eléctrica y negociaciones contractuales. Aunque las ubicaciones exactas se mantienen confidenciales, la compañía tendrá derecho preferente para adquirir la energía generada una vez operativas las plantas.
Elementl Power, fundada en 2022 como promotora de proyectos de energía nuclear, aún no ha construido ningún emplazamiento. La empresa actualmente es agnóstica en cuanto a tecnología, lo que significa que aún no ha elegido el tipo de reactor que utilizará en sus emplazamientos. En su lugar, cuando cuando la empresa esté lista para comenzar la construcción, elegirá la tecnología de reactor que esté más avanzada en su desarrollo.
Declaraciones clave
Amanda Peterson Corio, responsable energética de Google, destacó que “Google se compromete a impulsar proyectos que fortalezcan las redes eléctricas donde operamos, y la tecnología nuclear avanzada proporciona energía confiable, de carga base, las 24 horas del día, los 7 días de la semana”.
“Nuestra colaboración con Elementl Power mejora nuestra capacidad para avanzar a la velocidad necesaria para afrontar este momento de IA e innovación estadounidense”, añadió.
Chris Colbert, CEO de Elementl y exdirectivo de NuScale Power, enfatizó que estas alianzas son “cruciales para movilizar capital hacia proyectos nucleares seguros y limpios”. La meta de la empresa es agregar 10 gigavatios de capacidad nuclear para 2035.
Colbert añadió que, una vez que los proyectos alcancen la fase final de inversión, Elementl captará capital de otras fuentes, como fondos de infraestructura, para su construcción. La compañía aspira a añadir 10 gigavatios de energía nuclear a la red eléctrica para 2035.
Esta alianza se produce meses después de que Google firmara con Kairos Power para comprar energía de reactores modulares, con el primero programado para 2030. El acuerdo refleja la urgencia del sector tecnológico por garantizar suministro estable ante el boom de la IA: Jack Clark de Anthropic estima que se necesitarán 50 gigavatios adicionales para 2027, equivalente a 50 plantas nucleares.
A principios de este año, la startup china de inteligencia artificial, DeepSeek, generó preocupación por la posibilidad de que la mayor eficiencia de los modelos emergentes de IA redujera la necesidad de invertir en el desarrollo de nuevas fuentes de energía para centros de datos. Sin embargo, líderes tecnológicos como Amazon y Nvidia han afirmado desde entonces que la necesidad de energía de base sigue creciendo a un ritmo acelerado.
El movimiento de Google consolida la tendencia de empresas tech a invertir directamente en generación nuclear, redefiniendo el futuro energético de la era digital.
La compañía YPF Luz anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXI en el mercado local por un monto total de US$ 54 millones a una tasa del 6,5% con vencimiento 20 de mayo 2027.
La demanda del mercado superó las expectativas con casi 5.800 órdenes y ofertas por más de US$ 97 millones, confirmando la confianza de los inversores en YPF Luz.
El financiamiento obtenido será destinado, entre otros usos, a la construcción del El Quemado, el séptimo proyecto renovable de la compañía, ubicado en la localidad de Jocolí, en la provincia de Mendoza.
Los bancos y entidades financieras que participaron como colocadores en la emisión fueron: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., Banco Santander Argentina S.A, Banco Supervielle S.A., Macro Securities S.A.U., SBS Trading S.A., Allaria S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco de la Provincia de Buenos Aires,Invertironline S.A.U., Banco BBVA Argentina S.A., Banco Comafi S.A., Banco de la Nación Argentina., TPCG Valores S.A.U., Banco Patagonia S.A., Petrini Valores S.A., Mills Capital Markets S.A., PP Inversiones S.A.
Autoridades de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería de la provincia de Santa Cruz, continúan llevando adelante inspecciones en los distintos sectores productivos vinculados a la minería e hidrocarburos.
De esta manera, y liderados por el responsable de la Secretaría de Estado, Gastón Farías, el equipo de inspectores se encuentra fiscalizando las pruebas de hermeticidad de los pozos inyectores perteneciente a la operadora petrolera CGC en Cuenca Austral, entre ellos Campo Indio, Agua Fresca, Puesto Piter y María Inés.
Al igual que la inspección realizada días atrás en El Mosquito, la inspección del día de hoy se enmarca en la normativa vigente, con el objetivo establecer la metodología de diseño y los procedimientos de control operativo para el servicio de pozos inyectores de agua, tanto en aquellos en actividad como en los inyectores inactivos, incluyendo los pozos sumideros o disposal.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, anunció el compromiso de la Provincia de “bajar cuatro puntos de regalías al hidrocarburo no convencional” y solicitó, en contraparte, que el Gobierno Nacional “haga lo propio con los derechos de exportación al convencional”. En el marco de su presentación en el 42° Congreso Anual del Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF), que se realizó este martes en la ciudad de Buenos Aires, el mandatario instó a “ponernos de acuerdo, terminar con las falsas dicotomías y hacer patria juntos para sacar a este país adelante”.
El titular del Ejecutivo chubutense compartió con sus pares de Entre Ríos, Rogelio Frigerio, y de Córdoba, Martín Llaryora, el panel titulado “Argentina: una mirada desde el centro de nuestro país”. En una extensa disertación, el gobernador dedicó un tramo de su mensaje al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, también presente en la jornada, y transmitió que “en Chubut tenemos una posibilidad única de exportar muchísimo más de lo que se está exportando y de una manera muy sencilla”.
En ese contexto, Torres anticipó “una baja considerable de lo que representa un tercio de los ingresos de la provincia” y pidió a Nación que “se comprometa a bajar cuatro puntos de derecho de exportación al convencional. De esa manera vamos a poder exportar más y vamos a poder generar más trabajo porque, en definitiva, lo que Argentina necesita en este momento son dólares”, precisó.
“No puede ser que no podamos ponernos de acuerdo, hagamos patria juntos”, pidió el mandatario ante autoridades nacionales, empresarios y economistas de todo el país, y llamó a toda la dirigencia a “dejar de discutir pavadas por redes sociales, a despojarse de mezquindades, del alcahueterismo, de soberbia y sentarse a laburar en cosas concretas porque, en definitiva, las fuerzas que van a sacar adelante a la Argentina son las fuerzas de la producción, del trabajo y de la industria”.
Para garantizar el funcionamiento del oleoducto Vaca Muerta Sur, las obras en marcha también requieren de una fuerte inversión eléctrica para energizar las estaciones de bombeo en Allen y Chelforó, lo cual permitirá que el petróleo llegue a la costa.
El proyecto eléctrico contempla la construcción de dos nuevas Estaciones Transformadoras (ET) en 132/6,9 kV: una en Allen (ET Oleoducto Sur) y otra en Chelforó. Cuando estén listas, ambas serán operadas por la empresa estatal Transcomahue, desde donde hoy se hace un seguimiento integral hasta el momento de su construcción.
Cada estación estará equipada con dos transformadores de 15 MVA, campos de línea, barra principal y barra de transferencia. Estas instalaciones serán esenciales para alimentar con energía las estaciones de bombeo del ducto que unirá Vaca Muerta con la terminal de exportación en Punta Colorada.
Conexión con la red de alta tensión
Las estaciones se vincularán al Sistema de Transporte por Distribución Troncal de la Región Comahue, bajo jurisdicción de Transcomahue. Para ello se realizarán aperturas de líneas de alta tensión existentes: en Allen se intervendrá la LAT Cinco Saltos–TermoRoca y en Chelforó, la LAT Luis Beltrán–Villa Regina. Además, se reemplazará el cable de acero convencional por cable de guardia con fibra óptica (OPGW) en un tramo de 8 km para mejorar las comunicaciones y la protección del sistema.
Transcomahue es responsable de la supervisión técnica integral del proyecto, desde la ingeniería de detalle hasta la puesta en marcha. Esto incluye la revisión de diseños, ensayos preoperacionales y el control de calidad en fábrica (FAT) de transformadores, tableros y equipos electromecánicos. La empresa también tendrá a su cargo la verificación de protecciones, medición y comunicaciones en las estaciones Cinco Saltos, TermoRoca, Villa Regina y Luis Beltrán.
Actualmente el proyecto se encuentra en etapa de definición técnica y selección de equipamiento. La adquisición de componentes críticos, como transformadores de potencia, demanda tiempos extensos: al menos 12 meses desde la orden de compra. Por ello, la planificación anticipada es fundamental para cumplir con los plazos previstos de energización del oleoducto.
Estas obras eléctricas son imprescindibles para que el petróleo no convencional de Vaca Muerta fluya hacia la costa atlántica. El rol de Transcomahue, como transportista estatal de energía en Río Negro, será clave para asegurar una operación eficiente, segura y sostenible del sistema que acompañará al mayor desarrollo hidrocarburífero del país.
La Argentina se encuentra en un momento clave para convertirse en uno de los actores estratégicos a fin de acompañar el proceso de transición energética a nivel global, gracias a su abundancia de recursos naturales como el gas, el sol, el viento y la biomasa. Sin embargo, el desafío no está solo en el potencial, sino en la capacidad de convertirlo en desarrollo sostenible. En este proceso, la infraestructura energética juega un papel fundamental porque requiere modernización para estar a la altura del crecimiento de la demanda interna y de los planes de crecimiento para impulsar el desarrollo del país.
Las redes de transmisión y distribución presentan cuellos de botella que limitan la expansión y resulta necesario avanzar en la automatización, digitalización y almacenamiento para aprovechar al máximo las energías renovables. En el Día de la Luz, Nicolás Bin, Country Business Head Siemens Smart Infrastructure de Argentina y Uruguay de Siemens, dialogó con EconoJournal sobre conocer cuáles son las tecnologías en las que se encuentra trabajando la compañía para hacer más eficientes, flexibles y resilientes a las redes y mejorar el sistema eléctrico del país.
Bin explicó que a través de soluciones como Electrification X y sistemas de gestión de datos como Gridscale X, Siemens tiene como meta impulsar la transformación del sistema eléctrico con tecnologías que permiten anticipar fallas, reducir pérdidas, optimizar recursos y brindar un mejor servicio. A su vez, estas soluciones, además de modernizar la infraestructura del sistema eléctrico, abren la puerta a una energía más accesible y asequible para todos los sectores de la sociedad.
—¿Cómo evalúa el estado actual del sector energético en la Argentina?
–El país cuenta con un potencial excepcional en cuanto a los recursos necesarios para soportar la transición energética, especialmente, gas natural, solar, eólica, hidroeléctrica y biomasa. Vemos un escenario donde las compañías locales están tomando un rol protagónico en el desarrollo del negocio energético, lo cual es clave para consolidar una industria robusta y con proyección internacional. El objetivo del autoabastecimiento energético está en vías de resolverse en el corto plazo, y el sector comienza a consolidarse como un pilar estratégico para el desarrollo económico del país, con capacidad de generar divisas y empleo a través de las exportaciones. En este contexto, celebramos los avances en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y el crecimiento de las exportaciones de gas a países vecinos que amplían la escala del mercado de hidrocarburos y reafirman la confianza en las inversiones que se vienen realizando en el sector. En el sector eléctrico, la subasta RenMDI, que involucraba plantas de generación híbridas, y la reciente licitación AlmaGBA, para la instalación de baterías, son hitos importantes en la modernización del sistema y en el uso del almacenamiento para reforzar la capacidad de transporte y mayor integración de energías renovables.
Nicolás Bin, Country Business Head Siemens Smart Infrastructure de Argentina y Uruguay de Siemens
—¿Cuáles considera que son los principales desafíos que enfrenta el país en materia de infraestructura energética?
–La Argentina enfrenta desafíos considerables en materia de infraestructura energética, especialmente en el presente contexto de crecimiento y de grandes proyectos de industrias extractivas. Tanto para abastecer el aumento de la demanda interna como para materializar los proyectos de exportación, el aumento de la producción de energía requiere una expansión significativa de las infraestructuras de transporte. Esto incluye tanto el sistema de transporte de gas y petróleo como la red de transmisión eléctrica que hoy presentan cuellos de botella y limitan el desarrollo de nuevos proyectos. También es prioritario avanzar en la automatización y digitalización de las redes de distribución incorporando tecnologías avanzadas de maniobra, protección, telecontrol y medición inteligente, alineados con estándares internacionales, para mejorar la eficiencia operativa, reducir pérdidas y aumentar la confiabilidad del servicio.
–¿Qué rol puede jugar la tecnología en la mejora del acceso a la energía en el país?
–La tecnología es fundamental para alcanzar los tres objetivos fundamentales del trilema energético: 1) seguridad en el abastecimiento, 2) sostenibilidad y 3) asegurar que la energía sea asequible y accesible para todos los sectores de la población y la economía. A través de la automatización y la digitalización, es posible aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico, reducir pérdidas en la red y optimizar el uso de los recursos tanto en la generación como en el transporte de energía. Esto no sólo mejora la cobertura, sino que también contribuye a reducir los costos, haciendo la energía más accesible para hogares, comercios e industrias. Además, la tecnología habilita la electrificación de procesos productivos que hoy dependen de combustibles fósiles, impulsando una industria más competitiva, eficiente y sostenible.
—En 2024, Siemens presentó Electrification X con el objetivo de transformar la infraestructura de electrificación. ¿En qué consiste esta tecnología? ¿Cómo funciona? ¿Qué beneficios/diferenciales tiene y en qué se aplica?
–Electrification X es el portafolio de soluciones IoT (aplicación práctica de la tecnología de Internet de las Cosas) de Siemens diseñado para acelerar la transformación digital de la infraestructura eléctrica de generadores, transmisoras, distribuidoras y usuarios comerciales e industriales. Basado en servicios en la nube altamente escalables y ofrecido como software como servicio (SaaS), Electrification X es una plataforma abierta e interoperable que permite optimizar el uso de activos, aumentar la confiabilidad de los sistemas, fortalecer la ciberseguridad y mejorar la eficiencia energética, contribuyendo directamente al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad de nuestros clientes. En definitiva, este portafolio habilita una infraestructura energética más inteligente, resiliente, flexible y preparada para los desafíos del futuro.
—¿De qué se trata el Gridscale X Meter Data Management (MDM)? ¿Cómo funciona? ¿Ya hay aplicabilidad en el país?
–Una red con medición avanzada se compone de tres elementos clave: los medidores inteligentes que registran el consumo en intervalos cortos de tiempo; las tecnologías de comunicación, que transmiten esos datos de forma segura y continua; y un sistema de gestión de datos, conocido como MDM (Meter Data Management). El MDM Grid Scale X de Siemens permite almacenar, procesar y analizar los datos de la red eléctrica, facilitando la medición precisa de consumos, la detección de sobrecargas y la identificación de pérdidas técnicas y no técnicas, entre otras funcionalidades. Esto posibilita el mantenimiento preventivo y la resolución de incidentes e interrupciones antes del reporte por parte de los usuarios. En agosto de 2023, EPEC, la distribuidora provincial de Córdoba puso en funcionamiento el primer MDM del país con la tecnología de Siemens, con el cual hoy monitorea y mensura el consumo de 320.000 usuarios, que representan casi el 70% de la energía facturada por la distribuidora. Los beneficios del proyecto fueron de tal magnitud que se convirtió en un caso de éxito a nivel nacional y regional. En la actualidad, estamos trabajando con otras distribuidoras que ya han comenzado a instalar medidores inteligentes y que necesitan un sistema de gestión robusto y de reconocimiento mundial para maximizar el valor de los datos obtenidos a través de la telemedición.
—¿Qué soluciones ofrecen desde Siemens para modernizar el sistema energético nacional?
–La propuesta de Siemens Smart Infrastructure a nivel global consiste en combinar el mundo real con el mundo digital para crear tecnología capaz de transformar la infraestructura eléctrica para cumplir las necesidades de la transición energética. Nuestro portafolio combina hardware y soluciones digitales para integrar energías renovables y hacer las redes eléctricas de transporte y distribución más flexibles y confiables. Como ejemplo de ello, se encuentran nuestras subestaciones 100% digitales, en las cuales se reemplaza el cableado de cobre convencional y las señales analógicas con sensores digitales y comunicaciones de fibra óptica. Estas subestaciones inteligentes pueden ser monitoreadas remotamente y requieren un 30% menos de espacio físico, reducen los costos de mantenimiento y ofrecen una seguridad considerablemente mayor. También ofrecemos gemelos digitales de activos complejos del sistema eléctrico, como son las protecciones eléctricas. Con el SIPROTEC Digital Twin de Siemens es posible realizar simulaciones y ensayos de manera virtual, lo que reduce tiempos de evaluación y elimina la necesidad de contar con un inventario específico de equipos solo para simulaciones o ensayos. Además, existen herramientas de simulación para poder visualizar el comportamiento de la red ante diferentes escenarios dependiendo de distintas condiciones de generación y demanda. Del lado del consumo, buscamos lograr la mayor eficiencia posible. En este sentido la solución digital Building X de Siemens es una plataforma para edificios que ayuda a los clientes a digitalizar, gestionar y optimizar sus consumos a través de una experiencia de usuario sencilla, amigable y sostenible de gran rendimiento.
—¿Cómo contribuye la digitalización a una mayor eficiencia y sostenibilidad en el sector energético?
–La digitalización permite detectar ineficiencias, anticipar fallas, automatizar procesos y tomar decisiones basadas en datos, que redundan en un mejor aprovechamiento de recursos. Uno de los campos con mayor potencial es el monitoreo de activos de la red eléctrica. Hoy la mayoría de los mantenimientos se realizan de forma programada o reactiva, es decir, una vez que ocurre una falla. La digitalización permite migrar hacia un modelo predictivo, gracias al monitoreo remoto y en tiempo real, reduciendo interrupciones del servicio y optimizando inversiones. La solución Asset Management de Siemens, parte del portfolio de Electrification X, ofrece estas capacidades. Por ejemplo, permite a las distribuidoras monitorear miles de transformadores en su red y detectar señales de sobrecarga antes de que se produzca una falla, evitando cortes de servicio. De forma similar, una planta industrial puede utilizar esta solución para supervisar el estado de sus equipos eléctricos, identificar signos de desgaste y planificar su reemplazo durante una parada programada, evitando pérdidas de producción.
—¿Qué expectativas tiene al futuro del mercado energético en la Argentina?
–Tenemos una mirada optimista sobre el futuro del mercado energético en la Argentina. El país cuenta con recursos naturales excepcionales y un ecosistema de empresas locales que están tomando un rol cada vez más protagónico. Si se consolidan condiciones macroeconómicas estables y un marco regulatorio claro, el sector tiene todo para atraer nuevos jugadores, acelerar la transición energética y posicionarse como un motor clave del desarrollo económico. Con el acompañamiento de la tecnología, la digitalización y la colaboración entre tecnólogos y empresas de energía, el mercado energético argentino puede volverse más eficiente y competitivo, y recuperar el liderazgo en el escenario regional.
Por primera vez en más de dos décadas, la Argentina ha completado una Revisión Quinquenal Tarifaria por el servicio de gas natural. Esto es una señal institucional clave: volvemos a tener un marco regulatorio estable, con reglas claras que guiarán el accionar de transportistas y distribuidoras entre 2025 y 2030.
El nuevo esquema incluye tanto las tarifas autorizadas como las obligaciones de inversión. En conjunto, los planes presentados ante la Secretaría de Energía, superan los US$ 1.200 millones, incorporados dentro del valor que pagamos los usuarios a través de la tarifa.
A partir de esa base normativa, se abre una oportunidad estratégica: construir un mercado moderno, eficiente y centrado en el usuario. Hoy más del 80% del costo del gas ya está cubierto por tarifas reales, sin subsidios, salvo para usuarios protegidos (N2 y N3) por una demanda base. Este cambio, gradual pero sostenido, apunta a una mayor transparencia en los precios y una menor dependencia del financiamiento estatal.
Para lograr dicho objetivo, un eje central de la revisión es el compromiso de mejora en la infraestructura y en indicadores técnicos, como sucede con el volumen de gas no contabilizado, que en Argentina se encuentra aún por encima de los estándares internacionales. Alcanzar niveles como el 2,5% de gas no contabilizado requerirá inversiones sostenidas y una gestión más eficiente. Pero también significará una red más confiable, moderna y justa para todos los usuarios.
Impacto
Al mismo tiempo, es importante considerar cómo impactarán estos cambios en los distintos tipos de usuarios. En el caso de los grandes usuarios industriales y comerciales, ya operan en un régimen de mercado libre: pueden elegir a quién comprarle el gas. Estos ajustes en transporte y distribución les impactan, pero una gran porción de su costo (el gas mismo) la obtienen a valores de mercado y mas competitivos que los usuarios cautivos.
Entre tanto, los usuarios cautivos como hogares y pequeños comercios compran todo el producto (gas+transporte+distribución) a su distribuidora. Es de esperar que en un futuro, esto se liberalice, tal como ocurre en países desarrollados. Para ellos, el aumento tarifario ha sido moderado, siguiendo la directiva del Ministerio de Economía de evitar subas abruptas en el marco del plan antiinflacionario. Los ajustes iniciales rondan el 3%, y el resto se distribuirá en cuotas a lo largo de 30 meses.
Juan Bosch, presidente de SAESA
Mirando hacia adelante, un país que busca el crecimiento económico necesita energía disponible, competitiva y segura. Esa energía debe estar sostenida en un sistema donde productores, transportistas, comercializadores y usuarios operen bajo reglas claras, con incentivos alineados y previsibilidad a largo plazo.
La Argentina tiene los recursos, la capacidad técnica y el conocimiento. Lo que estamos empezando a recuperar es el marco institucional necesario para transformar ese potencial en crecimiento real. El desafío ahora es sostener este camino con compromiso, gestión y resultados.
(*) Abogado, especialista en derecho administrativo y energía y presidente de SAESA.
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Argentina alcanzó los 7133 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), bajo el marco de la Ley N°27191, conforme a la información pública en la web de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).
Esta cifra marca un hito relevante para el sector, aunque todavía persiste un claro desafío: elevar la participación de estas fuentes en la cobertura de la demanda, que sigue por debajo de los objetivos establecidos en la ley.
De este modo, las renovables bajo la ley N°27161 aumentaron su capacidad en 463 MW durante los primeros meses del año (el 2024 cerró en 6670 MW operativos), lo que ya representa el 50% del incremento dado en 2024
Actualmente, la capacidad renovable en operación se distribuye de la siguiente manera: 4.343 MW de energía eólica, lo que representa el 60,9% del total, seguido por 1.955 MW de solar fotovoltaica (27,4%), 502 MW de hidroeléctricas menores a 50 MW (7%) y 333 MW de bioenergías (4,7%).
Aunque cabe aclarar que si también se contabiliza a las grandes centrales hidroeléctricas (mayores a 50 MW de potencia), la capacidad renovable en operación en el MEM asciende a 17968 MW.
El protagonismo del segmento eólico es innegable y se ve potenciado por la fuerte participación del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), que ya explica el 45% de la capacidad eólica y el 39% de la solar, que abastecen a grandes usuarios del sistema.
El MATER se consolida como uno de los principales impulsores del crecimiento renovable en Argentina, facilitando contratos entre generadores y grandes consumidores, lo que agilizó la incorporación de nueva potencia a pesar de los cuellos de botella en materia de transmisión.
De todos modos, el crecimiento se vería ralentizado en los próximos meses hasta la puesta en marcha de proyectos adjudicados en las últimas convocatorias del MATER y la pasada licitación RenMDI.
¿Por qué? Sólo se espera que, hasta junio del corriente año, se incorporen al sistema 5 MW eólicos y 30 MW fotovoltaicos adicionales, de acuerdo con los últimos informes de CAMMESA.
Participación en la cobertura de la demanda: un desafío pendiente
A pesar de estos avances, la participación de las energías renovables en la cobertura de la demanda eléctrica continúa por debajo de las metas establecidas por la Ley N°27191. El promedio de todo el 2024 fue de 16,3%, al igual que en los primeros tres meses del presente año, lejos del 20% que la normativa exige alcanzar antes del 31 de diciembre de 2025.
Los datos mensuales muestran un comportamiento variable, con registros de 15,9% en enero, 15,5% en febrero y un repunte a 17,6% en marzo. Por lo que a poco menos de un año del plazo final, crece la presión para acelerar la puesta en marcha de proyectos y facilitar los procesos de financiamiento e infraestructura.
Lograr la meta no solo depende de sumar nuevos megavatios, sino de garantizar que esa capacidad se traduzca efectivamente en generación para cubrir la creciente demanda eléctrica nacional.
Empresas de servicios petroleros del Golfo San Jorge están advirtiendo que personal de compañías petroleras, respaldados por representantes del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut, están incentivando a que empleados de esas empresas contratistas acepten una compensación económica superior a la que les correspondería por una indemnización por despido, a fin de presentar el telegrama de renuncia a sus empleadores.
Distintas fuentes consultadas por Econojournal, con conocimiento de esta práctica, explicaron que en las últimas semanas se están registrando conversaciones informales en los yacimientos con trabajadores de las contratistas para realizar propuestas de retiros laborales, pero sin conocimiento del empleador.
Esto se debe a que las petroleras están reduciendo la actividad en el Golfo, pero las empresas de servicios no se adecúan a ese nuevo escenario y en los hechos suelen ser las petroleras las que se tienen que hacer cargo del costo que demandan esos puestos de trabajo.
Desde las empresas de servicios advierten que se está generando una situación en la cual las urgencias por dotar de una mejora de competitividad a los campos maduros genera un riesgo de descomposición que erosiona el entramado productivo.
Las fuentes señalaron que la oferta que pretende ser presentada como un retiro voluntario es sustancialmente mejor a un despido sin causa, por lo cual una vez aceptada la propuesta y efectivizado el depósito del dinero prometido, el trabajador envía el telegrama de renuncia a la empresa contratista empleadora.
Más allá de la práctica denunciada para reducir las plantillas laborales y ajustar los costos de producción, las empresas de servicios se ven perjudicadas por una negociación de la que no forman parte en ninguna instancia. Esto les provoca, en muchos casos, la desvinculación de recursos humanos de alta capacitación en una diversa gama de tareas específicas, en los cuales invirtieron años y dinero para su formación. De hecho, lo que suele ocurrir es que quienes aceptar ese acuerdo es el personal que tiene un mejor desempeño y que sabe que puede conseguir trabajo en otro lado.
El perjuicio para las contratistas
Las empresas de servicios denuncian que ese tipo de acuerdos fuera de los marcos laborales puede resultar doblemente dañoso para las empresas de servicios. Es que al no haber una coordinación entre las necesidades de la petrolera y las posibilidades de una reestructuración de su contratista, se afecta la capacidad de cumplir sus funciones con la eficiencia y la seguridad que se le exige a una prestación petrolera.
Como ejemplo se cita en el sector que la renuncia de un operador también afecta a su eventual auxiliar, quien no puede hacerse cargo de tareas específicas para las cuales no está capacitado ni habilitado, por lo cual el impacto de la pérdida de la fuerza laboral se multiplica porque no hay posibilidad de reconversión inmediata. Todo esto con el aval de sindicalistas que en los hechos no solo representan a los trabajadores sino que también vienen cumpliendo un rol empresario en el sector.
Uno de los actores perjudicados por esta situación explicó que si bien hay que aceptar la realidad productiva de que la Cuenca del Golfo no está en condiciones de mantener los puestos de trabajo que tuvo o tiene, porque los costos no se pueden afrontar por el nivel de producción de los pozos, es necesario trabajar de manera inteligente.
Esto significa, para esa fuente, discutir de qué manera hacer más eficiente los activos de los campos maduros sin afectar de manera significativa la capacidad de contratación y de prestación de servicios de cada empresa que demandó años de desarrollo. Un desafío a tomar, más allá de que cualquier reducción de plantillas tiene un efecto social y económico en una región de estrecha dependencia de la industria.
Esta situación se advierte en un marco en el que varias empresas de servicios especiales cerraron en lo que va del año sus bases de operaciones en Chubut y Santa Cruz, tal como viene consignando Econojurnal. El riesgo de que la reconversión forzosa de la cuenca del Golfo por la salida de grandes petroleras devenga en una proceso de descomposición productiva y tecnológica preocupa a referentes públicos y privados.
Risen Energy, empresa reconocida por su liderazgo global en la fabricación de módulos solares, ha ampliado su portafolio con soluciones de almacenamiento energético, anticipándose a un entorno regulatorio que exige nuevas capacidades técnicas y operativas para el despliegue de proyectos de energías renovables.
Durante una entrevista en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen, compartió las perspectivas de la compañía. “Estamos viviendo un momento interesante en la empresa… Risen pasó de ser un fabricante de módulos a ser un fabricante de módulos y un fabricante de sistemas de almacenamiento”, introdujo.
Según Victoria Sandoval, se percibe una tendencia regional hacia la incorporación de almacenamiento ante las limitaciones de las redes eléctricas. “Un poco el modelo parecido a lo que está sucediendo en Chile lo vamos a empezar a ver en otros sitios. Había muchísimo potencial para instalar capacidades, de repente hubo un freno porque se dieron cuenta que las redes tienen un límite y ahora todo el mundo va a empezar a requerir baterías”, afirmó.
En esa línea, mencionó que en países como Brasil también se vivieron momentos de curtailment, y cambios regulatorios recientes como la eliminación de exenciones impositivas están generando nuevos retos. Mientras tanto, otros mercados como República Dominicana se perfilan como claves en esta etapa de acelerar la transición con soluciones híbridas. “Ahorita estamos viendo en República Dominicana uno de los mercados punteros en lo que estamos haciendo nosotros, que es este mercado dual de baterías y módulo”, indicó.
En México, Sandoval destacó que las nuevas disposiciones regulatorias comienzan a establecer requerimientos explícitos de respaldo con baterías para obtener permisos de instalación de proyectos. “A partir de la nueva regulación, todos los sistemas que quieran obtener un permiso van a necesitar tener forzosamente una capacidad de baterías de respaldo. Se habla de un 30% y todavía estamos indecisos si es a dos o cuatro horas, pero ya definitivamente es un requerimiento”, señaló.
En respuesta a esta tendencia, Risen ha estructurado oficinas de apoyo técnico especializado en almacenamiento. “Tenemos equipo técnico de respaldo en tres países, sobre todo para baterías porque es mucho más complejo de lo que nosotros hacíamos en paneles. Tienes que tener un equipo de respaldo para diseño, comisionamiento y construcción de proyectos. Tenemos uno basado en China, uno en Estados Unidos y uno en España”, detalló Sandoval. Esta estructura multinacional permite atender proyectos con distintas exigencias de interconexión, adaptándose a contextos como la frontera norte de México, donde pueden requerirse estándares compatibles con Estados Unidos.
Además de observar oportunidades con nuevos proyectos PV+BESS, el sector en México permanece atento a las licitaciones que la CFE prevé lanzar este año bajo el Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030. Entre los proyectos destacados se encuentran Puerto Peñasco III (300 MW) y Puerto Peñasco IV (280 MW), ambos con convocatorias previstas para agosto y adjudicación en diciembre de este 2025.
Al respecto, Sandoval expresó su expectativa de que la próxima vez que la industria se reúna en FES México haya avances concretos. “Tirando la moneda del deseo, me gustaría que nuestra próxima reunión en México estemos hablando de ya la conclusión del proyecto de Puerto Peñasco y el desarrollo de nuevos proyectos por parte de CFE, porque CFE está pasando por un momento de reestructuración interna bien interesante y yo creo que no hemos visto todo lo que se va a hacer”, afirmó.
En cuanto a la oferta tecnológica, la ejecutiva subrayó que Risen se encuentra liderando en eficiencia respecto a la competencia. “Nos saltamos un paso. Si vemos el desarrollo de la tecnología en escalones, nosotros nos saltamos un paso que es el escalón donde están todos actualmente, que es en el TOPCon, y estamos ya en el siguiente nivel que es tecnología HJT, que es un poco más eficiente”, explicó.
Con esta decisión estratégica de invertir en tecnología HJT, la empresa se desmarcó del enfoque generalizado hacia soluciones TOPCon. Esta elección le permite hoy ofrecer productos de alto rendimiento, como paneles de hasta 730 W, con mejor coeficiente de temperatura y bifacialidad del 90%.
Este desarrollo en paneles solares es complementado por la incorporación decidida al sector de almacenamiento, tras la adquisición de la firma SYL, rebautizada como Risen Storage. Con ello, la compañía suma una capacidad instalada de producción de baterías de 15 GWh anuales, con más de 3,5 GWh ya conectados a la red, lo que la posiciona como un jugador con experiencia concreta en integración de Battery Energy Storage Systems (BESS).
Para los puertorriqueños, ser boricua significa vivir la vida con pasión y resiliencia, un espíritu severamente probado después de los impactos devastadores de los huracanes Irma y María en 2017.
Los huracanes destruyeron la red eléctrica de Puerto Rico y provocaron el apagón más prolongado en la historia de Estados Unidos. También vinieron meses de escasez de agua y las tormentas dejaron sin funcionamiento un número significativo de plantas de tratamiento de aguas residuales de la isla, lo que provocó que las aguas residuales contaminaran los cuerpos de agua.
Los desafíos continuaron, ya que una serie de terremotos azotaron la isla en los años siguientes.
Se necesitaron esfuerzos conjuntos e incansables para que la isla volviera a funcionar. Ingeniería, adquisiciones, consultoría y construcción global de Black & Veatch y Bird Electric, una compañía de Black & Veatch, y un proveedor de servicios de construcción eléctrica de ejecución propia, tienen una conexión profunda con Puerto Rico que se remonta a más de 50 años y respondieron a la crisis.
Encendiendo de Nuevo las Luces
Helicópteros, grúas todo terreno Mantis, excavadoras y mucho más fueron parte de la rápida respuesta para restablecer el suministro eléctrico a aproximadamente 600,000 hogares puertorriqueños en las zonas más afectadas. Bird Electric se asoció con el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de EE. UU. para restaurar las líneas eléctricas de transmisión, subtransmisión y distribución, movilizando a alrededor de 500 linieros y 75 profesionales de poda de árboles, además de 100 profesionales de evaluación de daños.
Después de enormes esfuerzos para reconstruir, según lo programado, cerca de 10 millas de línea de transmisión de 240 kV, 20 millas de línea de transmisión de 115 kV y 65 millas de línea de subtransmisión de 34,5 kV, al equipo de Bird Electric se le adjudicó la Moneda de Excelencia del Comandante.
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Black & Veatch implementando un sistema de generación de energía solar y restaurando la energía en la escuela SU Manuel Ortiz en el distrito de Yabucoa en 2018.
Dando Forma a un Futuro Sustentable
Tras el desastre, Black & Veatch continúa creciendo y hasta la fecha ha completado más de 80 proyectos especializados para agencias del gobierno de Puerto Rico, compañías de energía y servicios públicos, el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los EE. UU., así como otros clientes industriales privados.
La compañía forjó una sólida reputación en un trabajo que comenzó hace más de dos décadas en 2004, enfocado en mejorar la confiabilidad de los sistemas de agua y aguas residuales de la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados de Puerto Rico.
Tras una pausa en 2017 y una reactivación en 2019, Black & Veatch continúa hoy brindando servicios de gestión de programas para el Programa de Mejoras de Capital de PRASA. Desde el primer túnel de agua de PRASA que casi duplicará la capacidad del embalse de Toa Vaca hasta proyectos de tratamiento de aguas residuales que ayudarán a proteger dos bahías bioluminiscentes, el programa consta de 71 proyectos individuales a través de los cuales el equipo de Black & Veatch está restaurando valor sostenible a los sistemas de infraestructura de Puerto Rico.
Confiabilidad y Rendimiento
Esta reputación de mejorar la confiabilidad y el rendimiento de los activos abrió oportunidades para que la empresa mejore aún más la red y la infraestructura de generación de energía de Puerto Rico. La empresa trabajó en proyectos de energía renovable e hidroeléctrica, así como en un proyecto de planificación integrada de recursos para ofrecer resultados de mayor valor al optimizar el rendimiento de una cartera de activos de agua o energía.
Como resultado, la reputación y la influencia de Black & Veatch, junto con la de Bird Electric, en la configuración, construcción y mantenimiento del futuro de la infraestructura sustentable en Puerto Rico continúa floreciendo. Su oficina en Guaynabo ahora emplea a 36 profesionales y continúa reclutando nuevos talentos para también cumplir su propósito de Building a World of Difference®. Con las cifras del turismo recuperándose y señales económicas positivas emergiendo en toda la base manufacturera de Puerto Rico, la inversión en la infraestructura crítica de la isla sigue siendo positiva y el espíritu boricua perdura.
El directorio de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) de Chile sostuvo un encuentro clave con el Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), en el que se abordaron medidas inmediatas y de largo plazo para fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico chileno, tras el blackout que ocurrió el 25 de febrero y que afectó a gran parte del país.
“La reunión fue muy importante porque los clientes eléctricos fueron los principales afectados por este blackout”, manifestó Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR, en diálogo con Energía Estratégica.
Según el ejecutivo, el costo económico de la falla se estima entre USD 400 y 500 millones, lo que pone en evidencia la necesidad de acciones concretas y, por tanto, resulta relevante entender el diagnóstico realizado por el CEN y de qué manera se está avanzando.
Entre las iniciativas de corto plazo, Bustos destaca la actualización del plan de recuperación del servicio, que ya cuenta con un calendario de implementación. Además, se evalúa el funcionamiento de los esquemas automáticos de generación y carga que, durante la falla, no lograron evitar la propagación del apagón.
Otra preocupación relevante es el monitoreo de los recursos distribuidos, particularmente de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), a fin de “evitar que la desconexión de estos recursos ante una falla propague aún más el efecto en el sistema”.
En cuanto a las medidas de mediano y largo plazo, Bustos explicó que en la instancia se conversó sobre el fortalecimiento de la verificación de las instalaciones críticas: “Discutimos la necesidad de realizar auditorías técnicas que acrediten que las centrales e infraestructuras cumplan con los estándares que necesita el sistema”.
Asimismo, remarcó la necesidad de fortalecer la capacitación y certificación de operarios y despachadores, en un escenario donde cada vez hay más actores en el sistema eléctrico, a fin de garantizar una operación segura y eficiente.
A pesar del tiempo transcurrido desde la falla, el Coordinador Eléctrico Nacional aún recolecta información de los agentes coordinados. Además del informe oficial, se esperan los diagnósticos de entidades externas como Electric Power Research Institute (EPRI) y un grupo de académicos de universidades chilenas.
En paralelo, están en discusión una serie de normativas clave vinculadas a la seguridad y calidad de servicios y a la conexión de medios de generación en el sistema de distribución.
“Será fundamental que estos análisis alimenten la actualización de estas normas, permitiendo que las nuevas inversiones en generación y almacenamiento eleven los estándares de seguridad del sistema”, sostiene Bustos.
Por otro lado, ACENOR expresó su preocupación por los costos que enfrentan los clientes libres en Chile. “Pagamos cerca de USD 3 millones anuales en planes de recuperación del servicio, además de entre USD 600 y 700 millones en infraestructura de transmisión”, revela Bustos.
“Ello involucra el contrato de energía que cada cliente libre firma, el pago por capacidad para que haya suficiencia, el pago de la infraestructura de transmisión, cargos sistémicos, servicios complementarios donde se incluyen los planes de recuperación de servicio, sobrecostos del sistema y una serie de elementos”, detalló el representante de los clientes libres de Chile.
El directivo advierte que, pese a estos desembolsos, el sistema no ha ofrecido el nivel de confiabilidad esperado. Por lo que, ACENOR impulsa una agenda que permita optimizar los costos y poner al usuario en el centro de la transición energética, que aborde tanto las necesidades de la oferta como también aquellas de la demanda y a precios más competitivos.
“Hay que revisar cómo se está pagando la transmisión, los servicios complementarios o incluso el presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional; a la par de rever cómo podemos hacer más eficientes todos los presupuestos y costos”, indicó.
“Por tanto, el consejo principal para futuras autoridades es que hay que poner a los clientes en el centro, con el objetivo de lograr una transición energética justa para todos”, remarcó el director ejecutivo de ACENOR.
La transición energética en Colombia sigue ganando impulso en un contexto global que otorga cada vez mayor relevancia a las energías limpias. De acuerdo con World Energy Council (WEC), en 2023 la inversión mundial en energías renovables superó los 1,7 billones de dólares, representando el 70 % del gasto global en generación eléctrica. En Colombia, este fenómeno se refleja en un aumento significativo en la inversión en energía solar y eólica.
En 2025, el país planea activar 22 nuevos proyectos de energía renovable, lo que sumará 697 megavatios a la capacidad instalada, pasando a ser el 15% de la generación de energía eléctrica de Colombia. Esto fortalecerá la matriz energética nacional y atraerá una inversión privada superior a los 500 millones de dólares, de acuerdo con SER Colombia.
Este crecimiento en la incorporación de energías renovables se debe en gran parte a la caída de los costos de tecnologías como la solar fotovoltaica y la eólica, que han permitido a las empresas del sector ofrecer soluciones más competitivas. Asimismo, el sector ha sido dinamizado por la aparición de nuevos modelos de negocio, impulsados en su mayoría por jóvenes emprendedores colombianos, que están innovando en áreas como la comercialización, financiación, soluciones y el acceso a la energía.
La flexibilización del sistema energético, promovida por la generación distribuida (producción de energía eléctrica a través de pequeñas fuentes de generación cercanas a los puntos de consumo), ha permitido mejorar la resiliencia ante posibles crisis, lo cual es crucial para el futuro energético del país.
A la par de estos avances, los consumidores colombianos también están tomando un rol activo. Cada vez más hogares se suman a modelos de autoconsumo y se integran en comunidades energéticas, lo que les permite generar y consumir su propia energía de manera más eficiente y respetuosa con el medio ambiente. Además, los contratos de energía verde ganan terreno, ofreciendo alternativas más sostenibles y responsables para los usuarios.
Sin embargo, los desafíos persisten. La volatilidad de los mercados energéticos, exacerbada por las tensiones políticas y geopolíticas internacionales, sigue siendo una de las principales preocupaciones para los líderes del sector. Frente a este panorama, es necesario fortalecer la planificación, reducir la incertidumbre regulatoria, diversificar las fuentes de energía y continuar invirtiendo en infraestructura para optimizar la transmisión y distribución de la electricidad. La cooperación internacional será crucial en este proceso, ya que es esencial unir esfuerzos entre el sector público, privado y la sociedad civil para alcanzar los objetivos de sostenibilidad y garantizar un acceso equitativo a la energía.
En este marco de transformación y dinamismo, Barranquilla se convertirá en el centro de discusión sobre el futuro energético de América Latina. Del 21 al 23 de mayo de 2025, la ciudad será sede del 8° Encuentro y Feria Renovables Latam, un evento de gran relevancia para los actores del sector energético en la región.
Más de 100 empresas estarán presentes, junto con expertos internacionales, líderes empresariales, funcionarios gubernamentales, y académicos, quienes se reunirán para abordar las tendencias y las oportunidades en energías renovables. Los asistentes tendrán la oportunidad de explorar las últimas innovaciones tecnológicas, participar en ruedas de negocios para fomentar la inversión y conocer los avances en energías limpias, movilidad eléctrica, hidrógeno verde, entre otros.
Este evento, uno de los más importantes en la región, reunirá a más de 4.000 personas, quienes podrán participar en conferencias, paneles y sesiones técnicas sobre temas clave como la evolución de los mercados energéticos, la transformación de la industria y el impacto de las tecnologías emergentes. Además, la muestra comercial crecerá significativamente, ofreciendo una visión más completa de las soluciones que está implementando la industria de las energías renovables.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, asistirá al evento y será ponente en el Diálogo ministerial: ¿Hacia dónde vamos y qué nos espera?
Una de las asignaturas pendientes que tiene el Gobierno nacional en torno a la normalización de los precios energéticos se vincula con la demora en la actualización del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL). “Pese a que la baja en el barril del crudo era el momento para recomponer el ICL, hubo una decisión política de privilegiar la contención de la inflación. Ahora bien, el atraso con este tributo representa la mitad de los subsidios al sector energético”, advirtió el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo durante su participación en el quinto episodio de la segunda temporada de Dínamo – Charlas de Energía.
En concreto, detalló Arceo, por no actualizar el ICL se dejaron de recaudar US$ 2.400 millones durante el año pasado y se perdieron US$ 600 millones de recaudación en el primer trimestre de 2025. “Estamos hablando de entre un 40% y un 50% de lo que será la totalidad de lossubsidios a la energía durante el año”, proyectó.
“No se trata meramente de aumentar el gravamen, sino de cumplir con la ley y mantenerlo en valores constantes. En ese sentido, si había una oportunidad para avanzar con eso, era ahora”, señaló el economista jefe de Empiria Consultores, Nicolás Gadano, refiriéndose tácitamente al vigente escenario internacional, signado por la caída en el precio internacional del barril de petróleo.
Según sus precisiones, todavía hace falta ajustar en más de un 90% el ICL. “Este tributo está recaudando un 0,6% del Producto Bruto Interno (PBI) y debería recaudar un 1%”, cuantificó.
Nicolás Gadano, economista jefe de Empiria Consultores
Para poner las cosas en perspectiva, intervino el ex secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, siguiendo lo que indica la ley hoy el ICL tendría que significar aproximadamente 400 pesos por litro. “Debe considerarse que cuando terminó el Gobierno de Alberto Fernández, ese valor era de $ 50 por litro. Este Gobierno lo llevó a $ 250. Obviamente aún falta, pero no se puede negar que hubo una fuerte recomposición”, reivindicó.
Justo este mes, prosiguió, el equipo de Economía del Gobierno redujo un 4% el costo de los combustibles, priorizando que la inflación sea la más baja posible tras la salida del cepo cambiario. “Es totalmente comprensible que se haya optado por no subir el ICL”, explicó.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía de la Nación
Macumba económica
Que una medida sea fruto de una decisión política, acotó Lopetegui, no necesariamente la desacredita, en especial porque todo el mundo seguía de cerca cómo reaccionaría la economía post-liberación cambiaria. “Resignar un aumento de $20 por litro de nafta está dentro de las herramientas que tenía el Gobierno para actuar. Cuando le preguntaron al economista (Adolfo) Canitrot cuál era el plan de estabilización ideal, respondió que había que usar políticas ortodoxas, heterodoxas, fiscales, de ingresos, salariales… y macumba”, bromeó.
Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía
Señal política
Desde lo macroeconómico, contestó Gadano, siempre habrá buenos argumentos para justificar esta clase de decisiones. “No obstante, me gustaría transmitir que YPF y la política de precios en el sistema energético competitivo no deberían ser herramientas del Ministerio de Economía para atender las necesidades del mes. La ley dice que el ICL se ajusta trimestralmente por la inflación, más allá de si a las autoridades les conviene o no”, manifestó.
No se tomó una medida con valor sistémico, a criterio de la directora ejecutiva de EcoGo, Marina Dal Poggetto, para quien lo que en realidad se hizo fue priorizar el escenario electoral. “Comparto con Gustavo (Lopetegui) que la política necesita dar señales. En ese sentido, esta baja de precios ayuda un poco. Me he cansado de ir a programas de televisión en los que el valor de los combustibles era noticia”, sostuvo.
Marina Dal Poggetto, directora de EcoGo
Lo deseable, afirmó Gadano, sería que el Downstream se volviera un mercado realmente competitivo. “Los precios deberían moverse más por la competencia que por la caída en la cotización internacional del barril, mientras que los impuestos tendrían que estar donde los fijan las reglas”, remarcó.
Otros interrogantes
El actual contexto local, tal como especificó Arceo, exhibe la particularidad de que el precio de los combustibles se encuentra bajo en términos históricos. “Medido en moneda constante, el valor en los surtidores se ubica entre un 15% y un 20% (dependiendo de la apreciación del tipo de cambio) por debajo del promedio de la última década. En términos adquisitivos del salario privado registrado, hoy un sueldo compra 1.050 litros, cantidad que está apenas por encima del valor medio de los últimos 15 años”, puntualizó.
En cuanto a los precios regulados, añadió, lo que el Gobierno hizo durante 2024 fue recomponer muy fuertemente el Valor Agregado de Distribución (VAD). “Lo que falta en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) es un salto de entre un 15% y un 17%, que se hará en 30 cuotas. En el mediano plazo se irá a un VAD actualizado por variación de precios. El interrogante es si eso será consistente con el tipo de cambio”, reflexionó.
Si en el futuro las cosas salen bien, apuntó Gadano, más allá del tipo de cambio podría proyectarse que el principal componente tarifario de la energía tenderá a abaratarse. “La gente pagará algo más por la distribución, pero un poco menos por el gas natural y la electricidad”, postuló.
Por lo pronto, expuso Dal Poggetto, con la caída en el precio local del gas se generó la posibilidad de subir las tarifas, bajar los subsidios y mantener el cambio en los precios relativos. “Esa es, en definitiva, la condición necesaria para que esto funcione sin que vuele todo por los aires”, enfatizó.
Para conocer de qué manera continuó el intercambio de ideas, pueden visitar el siguiente link.
Phoenix Global Resoucers, subsidiaria de Mercuria Energy Trading en Argentina planea invertir U$S 2.000 MM en los próximos 5 años para sus activos no convencionales en Argentina.
La compañía especializada en exploración y producción de petróleo y gas no convencional en Argentina, informó que la adquisición de participación de los bloques Mata Mora Norte y Sur y Confluencia Norte y Sur por parte de Geopark quedó legalmente sin efecto.
El contrato establecía que, si algunas de las condiciones precedentes contractuales no se cumplían en cierto plazo, cualquiera de las dos partes podría darlo por terminado. Phoenix Global Resources decidió finalizar el acuerdo y continuará de manera individual en los bloques no convencionales antes mencionados.
Esta situación no afecta la normal ejecución de las actividades en las áreas, que seguirán siendo operadas como hasta ahora por Phoenix Global Resources, se indicó.
Ante este escenario, el plan de inversiones que lleva adelante la compañía, que proyecta totalizar U$S 2.000 MM en los próximos 5 años, y que fuera informado oportunamente a las autoridades, será financiado íntegramente por Phoenix, se indicó.
El plan de inversiones incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 kbbl/d, que se pondrá en marcha en mayo de 2026.
La construcción de la planta, que fue adjudicada a una empresa neuquina, y se está llevando a cabo en el yacimiento Mata Mora Norte, atenderá el hub no convencional de la compañía y contará con más de 200 trabajadores directos e indirectos.
Phoenix lleva invertidos más de U$S 750 MM en Vaca Muerta en sus activos no convencionales. Mata Mora Norte, su yacimiento insignia, proyecta un plateau de 40.000 bbl/d y con Confluencia Norte y Sur, las áreas recientemente puestas en producción en Río Negro a través del primer proyecto exploratorio de Vaca Muerta en la provincia, la compañía proyecta 70.000 bbl/d, con un inventario de 500 pozos por desarrollar, se describió.
Desde el inicio de sus operaciones en Vaca Muerta, el programa de inversiones desarrollado por Phoenix ha sido financiado íntegramente por la compañía a través del respaldo de su principal accionista, la compañía suiza Mercuria Energy Trading, uno de los cinco traders de commodities más grandes del mundo.
La compañía suiza, que es la principal accionista con más del 90 % de participación y constituye el principal respaldo financiero de Phoenix, seguirá invirtiendo en Argentina y deposita su confianza en las provincias en las que opera redoblando la apuesta en sus activos en Vaca Muerta, se indicó.
La empresa argentina Pampa Energía, tercera productora de gas de la cuenca neuquina, anunció una inversión de 1.600 millones de dólares en el yacimiento de Vaca Muerta, destinados al desarrollo de sus activos petroleros no convencionales durante 2025 y 2026.
Según replicó Bloomberg Línea, la inversión será dirigida específicamente al bloque Rincón de Aranda, ubicado en la provincia de Neuquén. Este bloque fue adquirido en 2023 por Pampa Energía tras comprarle el 45% de la participación a Total Austral, marcando un hito estratégico en la expansión de la firma en la región.
“El desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de 800 millones de dólares para 2025 y una cifra similar en 2026, la mayor en un solo proyecto en la historia de Pampa Energía”, afirmó Gustavo Mariani, CEO de la compañía, durante una presentación institucional.
La petrolera argentina tiene como objetivo alcanzar una producción de 20.000 barriles diarios en los próximos meses, con una meta de 45.000 barriles por día para 2027, consolidándose como un actor clave en la explotación de crudo en la cuenca neuquina, una de las formaciones más prometedoras a nivel global.
La energía limpia que subyace en el mar y es extraída mediante plataformas flotantes tiene otras fuentes de abastecimiento que se originan en presiones oceánicas, del corte de como sucede con la eólica gracias a los vientos y con la hidráulica a partir del manejo de los embalses de ríos.
Los científicos alemanes llevan más de 12 años desarrollando un proyecto para generar y almacenar energía con bolas de hormigón de 400 toneladas sumergidas en el mar a una profundidad de hasta 800 metros, que tienen una vida útil cercana a los 60 años.
La energía que se consigue puede abastecer a miles de hogares dada su capacidad de almacenaje, de cerca de 820.000 gigavatios por hora.
Es renovable, limpia y no genera residuos tóxicos ni emisiones contaminantes.
El almacenamiento de energía de larga duración se consigue mediante un proceso basado en energía hidroeléctrica.
La iniciativa es desarrollada desde 2012 por el Instituto Fraunhofer IEE y Pleuger, tiene el financiamiento del gobierno alemán y de privados, y se denomina StEnSea.
El Fraunhofer IEE cree que “las centrales eléctricas de almacenamiento por bombeo son adecuadas para almacenar electricidad durante varias horas o incluso días, pero su potencial de expansión es muy limitado a nivel mundial. Por lo tanto, estamos trasladando su principio funcional al fondo marino, donde las restricciones naturales y ecológicas son mucho menores”.
Es decir, para ellos el fondo de los océanos puede ser una gran oportunidad de sacar partido a una fuente de energía limitada.
9 metros de diámetro
Cada bola de concreto anclada, enfilada y conectada eléctricamente con las otras tiene nueve metros de ancho y, si bien es hueca, en su interior hay una válvula motorizada clave en el proceso.
Los autores del proyecto explicaron que cuando la demanda de electricidad es baja —durante las horas de luz natural en el día—, “las esferas se vacían de agua marina mediante bombas sumergibles diseñadas para almacenar energía potencial”.
Pero cuando la demanda eléctrica es alta —de noche o, incluso, durante apagones masivos—, el agua fluye de vuelta a las esferas.
Las válvulas se convierten en turbinas generadoras de electricidad, de modo que se replica el modelo de almacenamiento por bombeo en un entorno submarino, al aprovechar la presión del océano para almacenar y liberar energía.
Válvula para captar la potencia del agua
En esos momentos de alta demanda, la válvula activa su motor tras captar la potencia del agua, la cual ingresa a presión por un conducto hacia el interior de la esfera, lo que hace que la bomba funcione como turbina para generar electricidad.
Por si fuera poco, el modelo se puede replicar no solo en el mar, sino también en lagos profundos naturales o artificiales; y complementarse con otros sistemas de generación de electricidad, como los parques eólicos.
Los posibles sitios de su despliegue son “frente a las costas de Noruega, Portugal, Brasil, Japón y Estados Unidos“, señalan desde Pleuger.
En este último país, de hecho, las esferas se sumergirán antes de 2026 en las aguas de Long Beach, cerca de Los Ángeles.
Las otras energías que se encuentran en las profundidades marinas son la mareomotriz, la undimotriz y los sistemas de almacenamiento de energía oceánica.
El líder en generación eléctrica en el país apunta a desarrollar la producción de crudo en Rincón de Aranda, con un plan de desembolsos inédito para este año y el próximo. Lo presentó ante sus inversores al informar los resultados de la compañía en el primer trimestre de 2025. Pampa Energía decidió redoblar su apuesta en Vaca Muerta con un ambicioso plan de inversión que apunta al desarrollo masivo de petróleo no convencional. La compañía destinará 1.600 millones de dólares durante los próximos dos años al bloque Rincón de Aranda, con la intención de posicionarse entre los principales productores de […]
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Hace un año se concretó una operación de 320 millones de dólares. Pero por contrato si algunas de las condiciones no se cumplían, cualquiera de las dos partes podría darlo por terminado. Phoenix ratifica inversiones. La petrolera Phoenix Global Resources (PGR), cuyos accionistas son José Luis Manzano -Integra Capital- y el fondo suizo Mercuria Energy, se retiró de un acuerdo de asociación en Vaca Muerta con la empresa colombiana GeoPark. La información fue confirmada por GeoPark en un comunicado a sus inversores en Nueva York, Estados Unidos. Las compañías habían alcanzado hace exactamente un año un acuerdo para que Geopark […]
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Siete proyectos mineros ya solicitaron su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Cinco son de producción de litio, uno de oro y uno de cobre. El primero aplicó en octubre del año pasado y el último en abril. Hasta el momento el gobierno no aprobó ninguno. EconoJournal se contactó con la Secretaría de Minera para saber cuál era el motivo de la demora, pero no obtuvo respuesta.
El Congreso Nacional aprobó el RIGI como parte de la Ley de Bases el 27 de junio de 2024 y se publicó en el Boletín Oficial el 8 de julio. El gobierno reglamentó el régimen el 23 de agosto a través del decreto 749/2024 y explicitó los procedimientos para su implementación con la resolución 1074/24 del 22 de octubre. A partir de ese momento las empresas quedaron habilitadas para adherir. A su vez, en noviembre de 2024, se modificó la reglamentación del RIGI mediante el decreto 1028/2024, ampliando su alcance para incluir proyectos de ampliación de iniciativas preexistentes.
El artículo 54 del decreto reglamentario 749/24 establece que “la autoridad de aplicación deberá expedirse respecto de la solicitud de adhesión y el plan de inversión en un plazo máximo de 45 días hábiles”, aunque luego aclara que si la autoridad solicita información complementaria o aclaraciones que resulten indispensables para analizar la viabilidad y factibilidad del proyecto el plazo referido queda en suspenso. Hasta ahora no hubo novedades, pese a que ya pasaron casi 7 meses desde la primera presentación.
El secretario de Minería, Luis Lucero, expuso en marzo en una reunión de la comisión de minería del Congreso.
Proyectos que solicitaron su adhesión
—Galan Lithium Limited presentó su solicitud de adhesión al RIGI en octubre de 2024 para el proyecto de litio Hombre Muerto Oeste que tiene en Catamarca. La inversión estimada es de US$228 millones y el objetivo es producir hasta 20.850 toneladas por año de carbonato de litio equivalente a partir de 2027.
—Posco Argentina S.A., subsidiaria de la coreana Posco Holdings, solicitó el 30 de octubre de 2024 su adhesión al RIGI por el proyecto de litio Sal de Oro, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, en las provincias de Salta y Catamarca. La Etapa I prevé producir aproximadamente 25.000 toneladas de fosfato de litio por año y la Etapa II 23.000 toneladas de carbonato de litio por año. Las inversiones en activos computables en los términos del RIGI superan los US$ 1000 millones.
–Minas Argentinas, subsidiaria de Yamana Gold, fue la primera empresa del sector en solicitar su ingreso al RIGI en noviembre pasado para reactivar la mina de oro Gualcamayo en San Juan con una inversión de US$ 1000 millones.
–-McEwen Copper, del grupo canadiense McEwen Mining, presentó en febrero la solicitud de adhesión al RIGI del megaproyecto de cobre Los Azules. El desarrollo de Los Azules implica una inversión estimada de US$ 2.700 millones, de los cuales US$ 227 millones son los que la minera canadiense presentó bajo el RIGI “para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos preliminares a fin de lograr que el proyecto esté listo para iniciar la construcción”.
—Río Tinto presentó formalmente su solicitud de adhesión al RIGI para su proyecto de litio en el Salar del Rincón, ubicado en la provincia de Salta, en febrero de este año. Este proyecto, denominado Rincón Litio, representa una inversión estimada de US$ 2700 millones y tiene como objetivo alcanzar una producción anual de 60.000 toneladas de carbonato de litio grado batería a partir de 2028. La planta se construirá en dos etapas: una inicial de 3.000 toneladas y una expansión posterior de 57.000 toneladas.
— Ganfeng Lithium presentó también su pedido de adhesión al RIGI para su proyecto de litio Mariana, ubicado en el Salar de Llullaillaco, el cual entró en producción en febrero. La inversión es de US$790 millones en una planta con capacidad para producir 20.000 toneladas anuales de cloruro de litio y de US$190 millones en el parque solar.
—Río Tinto presentó formalmente su solicitud de adhesión al RIGI para el proyecto Sal de Vida en abril de 2025. Este emprendimiento ubicado en el Salar del Hombre Muerto en la provincia de Catamarca, contempla una inversión de US$ 638 millones para desarrollar una planta de producción de litio, con una capacidad inicial estimada de 15.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente.
¿Por qué el gobierno no aprobó ningún proyecto?
No hay una explicación oficial sobre el tema, pero especialistas del sector consultados por EconoJournal coincidieron en remarcar que el sector público no cuenta con los recursos humanos necesarios y con la capacitación suficiente para analizar en poco tiempo este tipo de proyectos mineros con impacto económico, social y ambiental. “Hay varios que no quieren ponerle el gancho a algo que no terminan de entender”, remarcó una de las fuentes consultadas.
De acuerdo a la resolución 828/2024 del 3 de septiembre de 2024 el Comité Evaluador de Proyectos RIGI está integrado por el titular de la Vicejefatura de Gabinete Ejecutiva de la Jefatura de Gabinete de Ministros, el titular de la Secretaría de Planeamiento Estratégico Normativo de la Presidencia de la Nación y los titulares de las Secretarías de Coordinación de Energía y Minería, de Producción y de Infraestructura, de Finanzas, de Hacienda y Legal y Administrativa. Son ellos los que deben resolver.
¿Por qué no se presentaron más adhesiones?
Aplicar al RIGI no es sencillo. Más allá de la exigencia mínima de inversión, los proyectos deben tener un grado significativo de avance técnico y legal. Si bien no se exige explícitamente una “factibilidad bancaria”, un estudio técnico, económico y legal lo suficientemente robusto y detallado como para que un banco lo considere apto para financiar, al menos deben estar en etapa de prefactibilidad avanzada, tener estudios técnicos y ambientales sólidos y una serie de permisos clave aprobados o en curso.
Ejecutivos de algunas empresas mineras también han dejado trascender que el RIGI es condición necesaria, pero no suficiente para decidir una inversión. “Con el RIGI no alcanza. El cobre se desarrolla a 5000 metros de altura. Una inversión en Argentina es mucho más compleja que hacerla en Chile. El inversor entre ir a Chile, donde ya tiene la infraestructura, o venir a la Argentina, donde tiene que construir las rutas o su propia línea eléctrica, va a tomar la decisión de irse a un país donde todo eso ya está”, aseguró el martes en el Congreso de IAEF Marcelo Álvarez,Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick.
¿Por qué la mayoría de los proyectos que adhirieron son de litio?
La entrada en producción a partir del inicio de un proyecto de litio es más rápida que en un proyecto minero convencional, como los de oro, cobre o hierro. Esto se debe a menores requisitos de infraestructura, una cadena de procesamiento más simple y condiciones geográficas más favorables. A diferencia de los grandes y complejos proyectos metalíferos, la producción de litio en salares no requiere minería a cielo abierto. En su lugar, se utilizan técnicas como la evaporación solar o, en algunos casos más recientes, la extracción directa, que son más modulares, escalables y con menor intervención sobre el terreno. Esta menor necesidad de movimiento de tierras implica también una carga más liviana en cuanto a permisos y un impacto ambiental inicial considerablemente menor.
Más allá de eso, las propias estrategias empresarias también explican algunas demoras en proyectos avanzados de cobre. Por ejemplo,Josemaría es el proyecto de explotación de cobre con mayor grado de desarrollo. Está ubicado en San Juan, sobre la Cordillera de los Andes, a unos 4230 metros sobre el nivel del mar. El grupo canadiense NGEx Resources comenzó en 2002 con la prospección. En 2019 se fusionó con Lundin Mining, quien tomó el control del desarrollo y al año siguiente presentó un estudio de factibilidad que demostró su viabilidad técnica y económica. En 2022 el gobierno provincial le otorgó la Declaración de Impacto Ambiental y la empresa avanzó con las primeras obras de infraestructura.
A mediados de 2024 el gigante australiano BHP se quedó con la mitad de Josemaría como parte de un acuerdo mayor que incluyó el desembarco conjunto en el proyecto Filo del Sol, y en enero de este año BHP y Lundin concretaron la conformación de la empresa conjunta Vicuña Corp., la que avanzará con el desarrollo de los proyectos Josemaría y Filo del Sol. La creación de Vicuña Corp. busca optimizar recursos y potenciar la sinergia entre ambos proyectos, pero en los hechos esa unión demoró la adhesión al RIGI porque ahora la presentación no se va a hacer por Josemaría, presentación que probablemente ya se hubiera hecho, sino por Vicuña, que también incluye a Filo del Sol.
Jack Lundin, presidente y director ejecutivo la minera canadiense Lundin anunció el pasado 4 de mayo que “Filo del Sol ha sido uno de los descubrimientos de yacimientos más significativos de los últimos 30 años”. Algún desprevenido podría creer luego de escuchar ese anuncio que Argentina está liderando la producción de cobre, pero lo cierto es que el país prácticamente no produce ese mineral, más allá de alguna cantidad marginal generada como subproducto de proyectos polimetálicos.
El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile presentó los resultados del informe anual 2024 de monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico. La evaluación reveló una leve mejora en los niveles de concentración y poder de mercado, junto a un avance relevante en la operación acoplada del sistema.
“Observamos una operación más acoplada que en años anteriores, con una creciente participación de las energías renovables en servicios complementarios, especialmente en horario solar”, destacó Paulo Oyanedel, director de la unidad de monitoreo de la competencia del CEN.
Sin embargo, los recortes a las energías renovables también se incrementaron. El recorte horario promedio alcanzó un 20%, concentrándose en su mayoría en rangos entre 0% y 20%. “La principal causa de estos recortes es el exceso de oferta, que superó el 90% en la mayor parte del año”, advirtió el directivo.
Por otro lado, el segmento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) registró cifras históricas en 2024. A diciembre, la potencia instalada alcanzó los 3242 MW, representando el 9,5% de la capacidad del SEN, de los cuales el 83,4% corresponde a energía solar.
Durante el año, la generación PMGD se elevó al 6,75% del total anual, en comparación con el 5,5% de 2023, alcanzando un máximo horario de participación del 26,1% en octubre.
“Además, hay 1283 MW de PMGD declarados en construcción, otros 457 MW en conexión y 115 MW en etapas de pruebas”, complementó Oyanedel.
“El principal incentivo para este segmento es el acceso a un precio estabilizado, desacoplado del mercado, lo que ha fortalecido su participación pese a la ralentización en la instalación de nueva capacidad”, añadió.
En términos económicos, las compensaciones por precio estabilizado crecieron un 55% respecto a 2023, con la tecnología solar como la única con resultados netos positivos. Aunque estas compensaciones benefician al segmento, también representan un costo sistémico que es absorbido por los clientes finales, generando un subsidio indirecto.
El informe también revela problemas persistentes en las licitaciones de transmisión. Durante 2024, se registraron 55 obras paralizadas, sumado a que el valor adjudicado de las obras de ampliación que sí tuvieron ganadores continúa superando los valores referenciales, lo marca una clara tendencia y cambio de paradigma en el sector.
“Esperamos que cambie la tendencia en las licitaciones de expansión del sistema de transmisión, porque al menos 24% de las obras de ampliación quedaron desiertas, mientras que las obras nuevas y adicionales condicionadas resultan adjudicadas”, manifestó el director de la unidad de monitoreo de la competencia del CEN.
Recomendaciones del Coordinador Eléctrico Nacional
De cara a fortalecer la competencia, el Coordinador Eléctrico Nacional propone avanzar hacia un mercado en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad, en el marco del avance que requiere la industria en el actual contexto de transición energética que atraviesa el país.
Transitar hacia subastas vinculantes de energía con doble liquidación.
Aplicar recortes ex post a los PMGD para mejorar la competitividad.
Incorporar a los PMGD en el Sistema de Información en Tiempo Real.
Mejorar el acceso y la calidad de los datos disponibles.
Modificar las licitaciones en cuanto a los requerimientos de corto circuito.
“El desafío es completar los pasos intermedios que permitan consolidar un mercado competitivo, sustentable y con mayor protagonismo de las energías renovables”, concluyó Oyanedel.
CAPEX intensifica su apuesta por las energías limpias y traza una hoja de ruta con más renovables en Argentina. La compañía, con mayor experiencia en el rubro térmico, cuenta con 83,9 MW de capacidad ERNC entre parques operativos y en construcción, pero apunta a equiparar su cartera de proyectos.
“CAPEX tiene un portafolio preparado de proyectos renovables que todavía no se materializan, de manera que tenemos 200 MW en desarrollo, producto de la posible ampliación de los parques solares La Salvación y Agua del Cajón (instalado y en construcción respectivamente) por hasta 100 MW cada uno”, destacó Diego López Cuneo, gerente comercial de CAPEX.
También posee 100 MW eólicos en desarrollo en la zona de Bahía Blanca y 100 MW más en La Rioja, que participaron en la licitación RenMDI. Sumado a que está dando los primeros pasos en conseguir los terrenos en San Juan para desarrollar proyectos.
“Tendremos una matriz que virará más hacia lo renovable que hacia lo térmico. Pero la ampliación de los parques solares depende de la capacidad de transporte disponible en la red”, complementó Maximiliano Amigo, líder comercial de Energía Eléctrica de CAPEX.
Un hito reciente es la asociación con Arcos Dorados, la mayor franquicia de McDonald’s en América Latina y el Caribe. En febrero entró en vigor el mayor contrato PPA de Arcos Dorados en el país, mediante el cual CAPEX suministrará 15.000 MWh anuales de energía solar desde el parque La Salvación por un período de siete años.
Además, la firma CAPEX logró prioridad de despacho para su parque fotovoltaico Agua del Cajón (30 MW) en el pasado llamado del Mercado a Término (MATER), a través del mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir con posibilidad de curtailment hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación.
“Dicho proyecto se ubicará en la provincia de Neuquén, en la zona de Plottier, porque tenemos una central térmica en el mismo lugar con un ciclo combinado de 670 MW; sumado a que la zona tiene un factor de planta prácticamente igual a San Luis”, informó López Cuneo.
El futuro de la red eléctrica, un factor clave
Pese al dinamismo de su portafolio, la expansión de los proyectos renovables está supeditada a la capacidad de transporte de la red eléctrica. Cuello de botella que se mantiene desde hace varios años, pero que se espera se resuelva pronto ante una posible resolución del gobierno que abordará la expansión del sistema de transmisión entre el sector público y privado.
Tal es así que CAPEX se muestra dispuesta a evaluar su participación en proyectos de transmisión, siempre y cuando se otorguen los incentivos adecuados, se garantice prioridad de uso sobre esa infraestructura y se tengan en cuenta los costos asociados correspondientes.
Sin embargo, desde la compañía reconocieron que “un proyecto de 100 MW que deba incluir una línea de transmisión podría elevar considerablemente su costo” y que en algunos casos la expansión por parte de los privados estará supeditada a que se agrupen varios generadores para lograr su viabilidad.
El Ministerio de Economía no realizó los pagos a distribuidoras y subdistribuidoras correspondientes a enero y febrero del Régimen de Zona Fría, el esquema que subsidia hasta el 50% de las facturas de gas natural para usuarios ubicados en áreas de bajas temperaturas. Según pudo confirmar EconoJournal de distintas fuentes privadas, el martes pasado el Palacio de Hacienda recién saldó el 30% que todavía les debía a las empresas por los meses de noviembre y diciembre del año pasado.
Los pagos de enero (que se abonan en marzo) y febrero (en abril) todavía no se realizaron, según destacaron fuentes de una distribuidora de gas. Incluso a fines de mayo el gobierno debería saldar el pago por Zona Fría correspondiente a marzo.
Las subdistribuidoras de gas que operan en localidades pequeñas reclaman por los primeros cuatro meses del año porque, según afirman, ya completaron todos los trámites para que el Palacio de Hacienda habilite los giros. Estimaciones del sector indican que la deuda acumulada sólo del primer bimestre del año por el esquema de Zona Fría sería de alrededor de $ 70.000 millones.
Tanto en distribuidoras como en subdistribuidoras advirtieron que en el sector «hay preocupación porque estamos muy cerca del invierno«, que es cuando las facturas de gas son más grandes porque aumenta el consumo.
La deuda del Ministerio de Economía con todo el segmento incluye a las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Cuyana, Ecogas, Gasnor, Litoral Gas y a más de 40 subdistribuidoras del país.
Fuentes de subdistribuidoras consultadas por EconoJournal afirmaron que “en lo que va del año no se realizaron los pagos porque no alcanza la plata del fondo fiduciario”. Y agregaron que “el año pasado aumentó considerablemente el cargo fijo en las facturas y se redujo el peso del cargo variable. El recargo de 6% para financiar al régimen es sobre el precio del PIST, que recae en el cargo variable. El incremento del peso del cargo fijo en la factura final generó que el fondo fiduciario del régimen de Zona Fría recaude menos”.
EconoJournal accedió a una carta que le envió un grupo de subdistribuidoras asociadas al ISGA (Instituto Subdistribuidores de Gas de la Argentina) a Carlos Casares, interventor del Enargas, donde advierten que la deuda por Zona Fría les genera serios problemas financieros. “En el devenir transcurrido desde su implementación hasta el presente, los subdistribuidores asociados al ISGA hemos experimentado situaciones dispares en la cobranza de dichas deudas, pudiendo afirmar genéricamente que el cobro de parte del Fideicomiso respecto del vencimiento de la fecha factura original de las respectivas liquidaciones de servicios, alcanzó una demora de aproximadamente 45 o más días corridos”, afirma la carta.
Y concluye: “llevamos a su conocimiento que la deuda corriente del Fideicomiso alcanza a cuatro meses, siendo la última percepción cobrada la correspondiente al subsidio del mes de diciembre 2024”.
Régimen desvirtuado
El Régimen de Zona Fría, creado en 2002, abarcaba a 850.000 hogares y se autofinanciaba a partir de un recargo de 4,46% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que pagaban el resto de los usuarios del país. Pero en 2021, el gobierno de Alberto Fernández amplió el régimen a 4 millones de beneficiarios. En los hechos, la mitad de los usuarios del servicio de gas natural del país pasaron a recibir el subsidio.
Los 4 millones de hogares beneficiados obtienen descuentos de 30% sobre la factura final, pudiendo llegar al 50% si son jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes.
La ley 27.637 que habilitó la ampliación fue impulsada por el cristinismo. Para financiar la fuerte incorporación de usuarios al régimen se aumentó el recargo a 5,4%, pero -incluso así- no fue suficiente para que se autofinancie. En abril el gobierno de Javier Milei lo llevó a 6%. Fuentes oficiales estiman que el recargo en las facturas debería aumentar a 10% para que el régimen de Zona Fría se autofinancie.
Lo cierto es que el esquema nunca se pudo financiar solamente con los fondos del recargo y siempre necesitó de aportes del Tesoro. Con la ampliación de 2021, el régimen de Zona Fría quedó totalmente desvirtuado y, como consecuencia, el Estado tuvo que realizar cada vez más aportes para cubrir la diferencia.
Ampliación y aportes del Tesoro
El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, conocido como Fondo Patagónico, fue creado por la ley 25.565, ley de Presupuesto 2002, con la intención de compensar las tarifas de gas natural de la región patagónica y el departamento mendocino de Malargüe. Al año siguiente se sumó la región de la Puna. Además, subsidia la venta de cilindros, garrafas de GLP y gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.
Lo recaudado a través del recargo del 6% sobre el precio del gas va al fondo fiduciario, que –a su vez- cubre los reintegros a las distribuidoras que adquirieron el gas pero aplicaron los descuentos por Zona Fría a sus usuarios.
Subsidios
El esquema alcanzaba a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias, incluyendo a la Patagonia, la Puna y Malargüe. La ley 27.637 de 2021 impulsada por el cristinismo amplió el régimen en 3,1 millones de beneficiarios. De este modo, los subsidios pasaron a abarcar 230 departamentos de 14 provincias.
En rigor, la ampliación desvirtuó el sentido original del Régimen de Zona Fría expresada en la Ley 25.565 para beneficiar a los hogares de la Patagonia. En la actualidad, por ejemplo, un hogar de bajos recursos del Gran Buenos Aires abona el recargo de 6% para financiar el subsidio por Zona Fría que recibe un usuario de altos ingresos de San Luis o del sur de Córdoba y Santa Fe.
Además, según un estudio realizado por la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, la ampliación del régimen de Zona Fría generó un efecto no deseado ya que el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema en 2021, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.
A la izquierda las zonas beneficiadas con la ampliación de 2021. A la derecha los departamentos según el nivel de pobreza.
La petrolera Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con una participación minoritaria de Integra Holding, comunicó este miércoles a última hora que dejó sin efecto el acuerdo alcanzado en mayo de 2024 con Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, para desarrollar en forma conjunta cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por las provincias de Neuquén y Río Negro.
Unas horas antes, hacia el final de la tarde de ayer, Geopark había publicado un comunicado en la misma dirección: “Geopark anuncia hoy (por ayer) que Phoenix Global Resources, contraparte de la transacción mediante la cual Geopark acordó adquirir una participación no operada en cuatro bloques no convencionales en Vaca Muerta, ha decidido rescindir el acuerdo. En consecuencia, Geopark no completará la adquisición”, indicó.
Qué decía el acuerdo
El contrato entre las empresas firmado en mayo de 2024 incluía una cláusula que habilitada a cualquiera de las dos compañías a retirarse del entendimiento si las provincias de Neuquén y Río Negro, en su carácter de autoridad de aplicación de la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta, no avalaban formalmente —en el transcurso de un año— el ingreso de Geopark como accionista de un 45% en los bloques Mata Mora Norte y Mata Mora Sur, que se extienden en el territorio de la primera, y del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en la segunda provincia. Ese plazo expiró esta semana. Río Negro autorizó la operación en sus dos áreas, pero Neuquén nunca homologó el cambio de la composición accionaria en sus dos bloques.
En 2021, Phoenix había obtenido las concesiones de Mata Mora Norte y Mata Mora Sur con una participación del 90%, mientras que el 10% restante había quedado en manos de la petrolera neuquina GYP.
Cuando se firmó el acuerdo, GeoPark se había comprometido a pagar US$ 190 millones por un total de 122.315 acres brutos (58.402 acres netos). Además, la empresa tenía previsto financiar el 100% de los compromisos exploratorios por hasta US$ 113 millones brutos (57 millones de acarreos netos) en un plazo de dos años.
De los US$ 190 millones, Geopark llegó a desembolsar US$ 45 millones que ahora Phoenix deberá devolverle, mientras que de los US$113 millones previstos en inversión en obras Geopark prácticamente no desembolsó nada porque como la aprobación del acuerdo por parte de Neuquén se fue demorando decidieron esperar a ver qué pasaba.
Inversiones
Phoenix informó que continuará con su plan de inversiones en Vaca Muerta estimado en US$ 2.000 millones para los próximos cinco años, financiado íntegramente por la petrolera. Fuentes de Phoenix señalaron a EconoJournal que “no corre en peligro ninguna inversión”. Por el contrario, afirmaron que el programa de inversiones desarrollado hasta el momento había sido respaldado por Mercuria Energy.
“El plan de inversiones incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 mil barriles diarios (kbbl/d) que se pondrá en marcha en mayo de 2026. La construcción de la planta, que fue adjudicada a una empresa neuquina, y se está llevando a cabo en el yacimiento Mata Mora Norte, atenderá el hub no convencional de la compañía y contará con más de 200 trabajadores directos e indirectos”, informaron.
Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid. En su tercera edición, el evento volverá a consolidarse como el espacio estratégico donde se definen las oportunidades de inversión, innovación y transición del sector energético. Más de 400 ejecutivos públicos y privados se darán cita para compartir experiencias y perspectivas sobre almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energías solar y eólica, y modelos de financiamiento.
Entre los participantes de esta edición estarán Alantra, Galp, Matrix Renewables y 360Energy, compañías que lideran estrategias de desarrollo energético en Europa y América. Se sumarán a otras empresas del sector como Chemik, Yingli, Risen Energy, SchletterRepsol, EDP y BLC Power Generation, que aportarán su experiencia tecnológica, comercial y financiera en distintos espacios del evento.
Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, compartirá su visión sobre mecanismos de inversión y valorización de activos en el contexto de transición energética. Desde Portugal, Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp, abordará los desafíos de integración y crecimiento de la matriz renovable en el mercado ibérico.
El evento completo de la edición FES Iberia 2024
Luis Miguel Álvarez, VP Development Europe & LatAm de Matrix Renewables, será uno de los referentes en los paneles vinculados al desarrollo de proyectos a escala utility, mientras que Benjamín Reynal, Director de Coordinación Operativa para el Hemisferio Norte de 360Energy, aportará su perspectiva sobre implementación, eficiencia operativa y expansión de capacidad solar.
La edición 2025 incorporará, además, nuevos espacios de análisis estratégico. Entre los ejes confirmados en la agenda del evento se destacan el panel exclusivo sobre el Sur de Europa, que abordará oportunidades regulatorias y de mercado; el panel de offtakers, enfocado en el rol de los compradores de energía; y el espacio centrado en Latinoamérica, donde empresas con presencia regional compartirán sus planes de crecimiento.
Junto al contenido técnico, FES Iberia será también un punto de encuentro privilegiado para el networking de alto nivel. La organización anticipa espacios para reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo con actores clave del ecosistema renovable.
La Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR) respalda el Proyecto de Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional, ya que el nuevo marco podría incentivar la inversión privada en generación limpia y generar un mercado más competitivo, donde los precios bajos y la estabilidad energética beneficiaría a toda la economía nacional.
De acuerdo con Carlos Montenegro, director ejecutivo de la CICR, la propuesta legislativa trae consigo tres grandes aciertos que destacan por su capacidad de transformar el sector eléctrico de Costa Rica.
En primer lugar, la apertura del mercado de generación de electricidad, permitiendo la participación de más actores, tanto públicos como privados. “Esto aumenta la oferta de energía, fomenta la competencia y garantiza mejores precios para todos los consumidores finales”, aseguró el ejecutivo.
El segundo acierto es la introducción de un operador del sistema y mercado independiente, el Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (ECOSEN). “Este nuevo ente garantizará una gestión técnica, neutral y objetiva, libre de conflictos de interés”, anticipó el portavoz de la CICR al considerar que con esta nueva figura se logrará separar las funciones de operación del sistema y la administración del mercado, de la influencia de los operadores que participan en la cadena del suministro eléctrico. “Esto brinda transparencia y confianza al sistema”, añadió.
El tercer acierto es el fortalecimiento de la planificación del sector energético. “Al establecerse una visión integral que considera la diversificación de la matriz energética y la sostenibilidad, se promueve una mayor seguridad energética y se asegura que las decisiones se tomen bajo criterios técnicos y estratégicos, respondiendo a las necesidades del país”, sostuvo.
En exclusiva para Energía Estratégica, Carlos Montenegro afirmó que de incluirse esos aciertos en la versión final que se apruebe en la Asamblea Legislativa, se podría esperar un aumento de inversiones privadas en energías renovables, que repercuta favorablemente en los precios y competitividad del mercado.
“Si estos tres pilares se mantienen, podemos anticipar un aumento significativo en la inversión privada en el sector eléctrico, especialmente en energías renovables”.
Siguiendo con su testimonio, el referente de la Cámara de Industrias comentó que Costa Rica tiene un potencial enorme para la generación de energía limpia, y esta apertura permitirá que más empresas aporten al sistema, lo que además se requiere para satisfacer el crecimiento de la demanda actual y la atención de la demanda de las industrias del futuro.
“En términos de impacto, veremos una mayor oferta de energía renovable, lo que naturalmente se traducirá en una reducción de precios. La competencia entre generadores garantizará que las tarifas sean más competitivas y esto beneficiará tanto a las industrias como a los consumidores residenciales.
Además, la diversificación de las fuentes de energía fortalecerá la estabilidad del sistema y reducirá nuestra dependencia de fuentes tradicionales, haciéndonos menos vulnerables a las fluctuaciones del mercado internacional de combustibles y del cambio climático”.
Con un mercado de generación abierto, las empresas distribuidoras y cooperativas podrán comprarse entre sí y comprar a privados, dejando a un lado el esquema de comprador único actual, que hace que solamente el ICE, vía contratos y con un tope tanto en atención de la demanda como en el tamaño de las plantas, pueda comprar energía a privados.
Con ello, será posible para los operadores del sistema de distribución (que no se modifica con la propuesta legislativa) la posibilidad de comprar energía más barata y con ello contar con tarifas más bajas para los consumidores finales.
Si bien en la CICR no se encuentran agrupados productores de energía, consideran que cambiar el modelo de «comprador único» en el sector eléctrico propiciaría un ecosistema de competencia que pueda devenir en tarifas más bajas, energía accesible y estable no sólo para sus asociados sino para todos los usuarios.
“La CICR representa a consumidores intensivos de electricidad que necesitan energía de calidad, constante y a precios competitivos para producir sus bienes y servicios. Esta apertura del mercado no solo beneficiará al sector empresarial y particularmente a los industriales, sino también a las pymes, al pequeño comercio y al consumidor residencial”, finalizó Carlos Montenegro, director ejecutivo de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR).
La provincia de Río Negro avanza con firmeza en su estrategia para convertirse en un polo de atracción de inversiones en energías limpias. A partir de la creación de un mapa de renovables, el gobierno provincial ha logrado cuantificar, valorizar y analizar todos sus recursos energéticos, lo que permite poner a disposición de los inversores información estratégica clave para la toma de decisiones.
“El potencial eólico del mapa renovable es tremendo; tenemos proyectos desarrollados que van desde 50 MW hasta 600 MW o 1200 MW”, aseguró María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía y Ambiente, durante un streaming realizado por Strategic Energy Corp en el encuentro FES Argentina.
“También contamos con proyectos solares desarrollados, dado que contamos con medición por la generación distribuida, con mucho potencial en solar, así que tenemos un parque en Bariloche ya muy desarrollado para el parque industrial tecnológico y otros dos proyectos en el Alto Valle (Allen y Fernández Oro); por lo que estamos trabajando un gran abanico de proyectos”, añadió.
En paralelo, la provincia promueve el desarrollo de mini-hidroeléctricas, de los cuales algunos ya se presentaron en la licitación RenMDI en el año 2023, y se trabaja en la ejecución de pequeñas centrales de menos de 2 MW en canales de riego de la zona del Alto Valle y Alto Valle Medio.
Aunque la especialista aclaró que los proyectos ya desarrollados por la Secretaría de Energía y Ambiente son escalables y remarcó la importancia de analizar el estado de la red de transmisión eléctrica y las restricciones que pudiera haber para llevar adelante los parques de generación.
“Trabajamos fuertemente en armar las carpetas de proyecto de manera completa. Por lo que el acompañamiento incluye desde la elaboración de pre-proyectos y estudios de impacto ambiental hasta la gestión de la disponibilidad de tierras”, explicó la funcionaria.
“Cuando es un proyecto privado 100%, desde el gobierno facilitamos la gestión del estudio de impacto ambiental, asesoramiento y la parte de tierras, entre otros puntos”, añadió.
Esta iniciativa se complementa con un ambicioso Plan Director de Obras e Infraestructura, que contempla obras prioritarias en los próximos 25 a 30 años. Entre ellas se destacan líneas de 132 kV, estaciones transformadoras y la apertura de estaciones de 500 kV, además de importantes inversiones en la distribución eléctrica y generación aislada.
“El plan está siendo ampliado con dos grandes obras que han impactado en la provincia a partir del oleoducto y el GNL. Actualmente está en revisión para incorporar las modificaciones y prioridades, y pronto estará listo el plan de obras definitivo”, adelantó Rubio durante el streaming en FES Argentina.
Evaluación ambiental y plazos de aprobación más ágiles
Uno de los grandes diferenciales de la provincia es su capacidad de agilizar los procesos de evaluación ambiental, de modo que el gobierno completa el estudio de impacto ambiental entre dos y tres meses para proyectos pequeños, y hasta seis meses para grandes emprendimientos.
Esta agilidad se debe en gran medida a que, gracias al mapa de recursos energéticos, gran parte de los proyectos ya cuentan con estudios previos, lo que reduce significativamente los tiempos de análisis.
La interacción con el sector privado es constante. “Siempre llevamos nuestra carpeta de proyectos, los ponemos a disposición y el privado selecciona cuál es de su interés, la tecnología apropiada y con las barreras e indicaciones correspondientes”, concluyó Rubio, reafirmando la vocación de Río Negro por posicionarse como un territorio ideal para la inversión en energías limpias.
El mercado eléctrico centroamericano vive un momento clave. Las convocatorias de licitaciones de largo plazo locales abren oportunidades históricas para el desarrollo de proyectos energéticos de gran escala.
Guatemala ya puso en marcha la esperada Licitación Abierta PEG-5, que promete ser la más grande y sostenible de sus historia, ya que está orientada a incorporar 1.400 MW y priorizará la contratación de fuentes limpias y renovables. A la par, también avanza en el proceso de selección de ofertas vinculadas a infraestructura eléctrica para ejecutar el Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET-3).
Honduras no se queda atrás. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) también ultima detalles para lanzar la mayor licitación de su historia, para la contratación de 1.500 MW mediante una subasta inversa por rondas sucesivas que también buscarían privilegiar tecnologías renovables para cubrir parte del suministro.
Estas no serían las únicas licitaciones en Centroamérica pero sí las más grandes a llevarse a cabo durante este año. En este contexto, Energía PD, empresa de ingeniería con 18 años de experiencia en la región, se posiciona como un actor estratégico para acompañar el despliegue de proyectos de envergadura.
Desde su rol como Business Developer en Energía PD, Esteban Benites confirma que la compañía analiza con detenimiento las oportunidades que presentan estos procesos. “Energía PD es una empresa muy especial por el aporte que brinda al desarrollo energético de Centroamérica. No vemos solamente un proyecto como tal, sino que evaluamos el aporte a la red energética del país y obviamente, como todo está interconectado, también a la región”
Con presencia activa en Honduras, El Salvador, Nicaragua, Guatemala, Belice y el Caribe, la empresa fortalece sus negocios en la región, destacando casos de éxito recientes participando en distintas etapas de ejecución de proyectos eléctricos como la construcción de una línea de transmisión de 230 kV que conecta las subestaciones de San Pedro Sula Sur y San Buenaventura, o el desarrollo de más de 250 MW de capacidad de generación y el EPC tanto para plantas térmicas como solares fotovoltaicas.
Además, según anticipó Esteban Benites en conversación con Energía Estratégica, la compañía se encuentra preparada para responder a las nuevas demandas del mercado, integrando soluciones de almacenamiento BESS en proyectos solares, lo que fortalece su oferta integral de cara a nuevos proyectos que se puedan ofertar en las licitaciones.
“Estamos capacitados para poder hacer el diseño, el procurement de estos equipos y la puesta en marcha. Somos ‘all in one’. No nos limitamos solamente a la ingeniería o a la construcción, también brindamos el servicio completo, hasta el comisionamiento y el servicio postventa de los equipos de marcas que representamos”, detalló el referente de Energía PD.
ENGIEEnergíaChile comunica que Rosaline Corinthien dejará sus actuales roles de Gerente General de la sociedad y Country Manager en Chile, para asumir como Directora General de Transmisión y Distribución de Energía del grupo ENGIE a nivel global, a partir del próximo 1 de agosto de 2025. En su reemplazo asumirá en el cargo Juan Villavicencio, quien hoy se desempeña como Director General de Energías Renovables y Baterías de la compañía.
Juan Villavicencio es chileno, 45 años, Ingeniero Civil Mecánico de la Universidad de Chile, MBA de la Pontificia Universidad Católica y LLM de la Universidad Adolfo Ibáñez. Se unió a ENGIE como Director General de Energías Renovables en 2023. Cuenta con una vasta experiencia liderando equipos en compañías enfocadas en implementación de proyectos y servicios mineros, de celulosa y energía, previo a su llegada a ENGIE.
“Este nombramiento representa un gran desafío en lo personal, pero también es un reconocimiento al trabajo que hemos venido realizando en Chile, llevando adelante una estrategia de inversiones clara y coherente con nuestro propósito, que nos ha permitido mantener una excelencia operacional en la implementación y operación de nuestros activos. Sin duda, nuestra misión será seguir con el camino trazado por Rosaline en estos años, mejorando aún más nuestra competitividad y eficacia, adaptándonos como empresa a las necesidades de nuestros clientes y desarrollando nuestra estrategia ESG”, señaló Villavicencio.
El Directorio aprovechó la oportunidad para agradecer y resaltar el trabajo desempeñado por Rosaline Corinthien durante sus años frente a la compañía, junto con desearle el mayor de los éxitos en su nuevo desafío en el Grupo ENGIE.
Durante su administración, EECL alcanzó importantes hitos en su plan de transformación y su plan de inversiones de 1.800 millones de dólares al 2027: la construcción y puesta en marcha de BESS Coya- uno de los sistemas de baterías de almacenamiento de energía más grandes de Latinoamérica-, la construcción y puesta en marcha del Parque Eólico Kallpa -el mayor activo renovable de la compañía en Chile- y la construcción de diversos proyectos BESS y reconversión de sitios, entre otros. Gracias a esto, el portafolio de energía de la compañía hoy llega a 3.1 GW de capacidad instalada, de los cuales más del 40% está compuesto por energía renovable.
“Estoy muy agradecida por el gran trabajo realizado por nuestros equipos durante estos años. Mi foco ha estado siempre puesto en acelerar la transformación energética en Chile, pero también en desarrollar una cultura que fortalezca y promueva los indicadores no financieros, como la inclusión femenina, la reducción de nuestra huella de carbono y la instalación de mecanismos que potencien un mejor gobierno corporativo. Estoy segura que nuestra compañía va en el camino correcto para continuar liderando la transición energética en Chile”, dijo Corinthien.
Rosaline Corinthien fue la primera mujer en ejercer el cargo de Gerente General de ENGIE Chile y una de las pocas mujeres en ocupar esta posición en empresas que integran actualmente el IPSA. Durante su mandato se consolidó la gestión de los índices ESG, en los que se destacó la seguridad laboral y la promoción de la diversidad de género y el liderazgo femenino en la compañía, que hoy cuenta con mayoría de mujeres en su Comité Ejecutivo. Estas acciones le valieron distintos reconocimientos, como por ejemplo ser nombrada como una de las 100 Mujeres Líderes por Mujeres Empresarias y El Mercurio el año 2024
YPF aplicó desde este miércoles un alza entre 0,2% y 0,4% en el precio de sus combustibles, a causa de la actualización del valor de los biocombustibles.
La suba se produce después de la rebaja de 4% que se había decretado a principio de mes como consecuencia de la baja del precio internacional del petróleo y de la postergación de la actualización de impuestos.
De acuerdo a un relevamiento por estaciones de servicio, la suba fue de 0,2% en el caso de las naftas super y en la Premium, y de 0,4% en gasoil.
En las últimas horas la Secretaría de Energía informó un incremento de hasta 5% en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 195 y 196/2025 publicadas en el Boletín Oficial.
De esta manera, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil subió un 5%, quedando en $1.251.837 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar trepó 2% y se fijó en $788,181. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso una suba de igual proporción, ubicando el nuevo valor en $722,395.
Las empresas del Grupo Techint, Tenaris y Ternium fueron reconocidas por WorldSteel -la asociación global que representa a los productores de acero de todo el mundo- como campeones sustentables por su desempeño durante el 2024, por octavo y séptimo año consecutivo, respectivamente. Ambas compañías están llevando adelante sus planes de descarbonización para el 2030 y cuentan con proyectos de puesta en marcha de parques eólicos propios, entre otras iniciativas.
Tenaris, líder global en la producción y provisión de tubos de acero y servicios relacionados para la industria energética, ya puso en marcha en 2024 el parque eólico Buena Aventura, el primero de Tenaris en el mundo, con una inversión de U$S 203 millones. Construido en 15 meses y ubicado en Gonzales Chaves, provincia de Buenos Aires, suministra cerca del 50 % de la energía eléctrica requerida por la planta de Tenaris en Campana y logra una reducción de emisiones de CO2 de 152.000 toneladas por año.
Adicionalmente, la empresa está construyendo un segundo parque eólico en la ciudad de Olavarría, provincia de Buenos Aires.
Paolo Rocca, presidene y CEO de Tenaris, destacó que “Con nuestras inversiones continuas en eficiencia energética, esperamos satisfacer casi el 100 % de nuestros requisitos energéticos en Argentina con energía renovable”. La empresa tiene el objetivo de reducir las emisiones de CO2 en un 30 % para el 2030, en comparación con los niveles de 2018.
Además, durante el último año, Tenaris puso en marcha un nuevo horno Consteel®️ en la Acería del Centro Industrial de Campana, proyecto que demandó una inversión de U$S 100 millones. Consteel® es un proceso mediante el que se recuperan los gases generados en la fundición del acero, utilizándose para precalentar la chatarra. De esta manera, se reduce de manera significativa la emisión de CO2 y el consumo de energía eléctrica. Este nuevo horno es el primero a nivel mundial del Grupo Techint.
Por su parte, Ternium, el mayor fabricante de aceros planos del país y líder en Latinoamérica, puso en marcha días atrás el primer parque eólico de la compañía. Ubicado en la localidad de Olavarría, y con una inversión de más de 220 millones de dólares, le permite reemplazar el 90 % de la energía total que adquiere en el país del sistema interconectado nacional.
El proyecto se compone de 22 aerogeneradores con 4,5 MW de potencia, dispuestos en cuatro circuitos de entre cinco y seis torres cada uno a lo largo de 1,517 hectáreas del terreno. En conjunto, suman 99 MW de capacidad instalada con una producción de 470 GWh de forma anual, equivalente al consumo de 130.000 hogares.
Esta iniciativa es parte del plan de descarbonización de Ternium, cuyas acciones buscan una reducción del 15 % en la intensidad de emisiones para 2030 en comparación a la línea de base de 2023.
“Por séptima vez recibimos el reconocimiento de Campeones de la Sustentabilidad de World Steel, premio que destaca nuestro compromiso con la producción de acero sustentable y amigable con el ambiente” dijo Máximo Vedoya, CEO de Ternium.
Acerca de Grupo Techint
Con presencia en 19 países y una trayectoria de más de 75 años en la actividad industrial, forman parte del Grupo Techint 6 empresas: Tenaris, líder en provisión de tubos y servicios para la industria energética mundial; Ternium, líder en la fabricación de aceros planos en América Latina; Techint Ingeniería y Construcción, proveedora de servicios de ingeniería, suministros y construcción para proyectos complejos en todo el mundo; Tecpetrol, empresa dedicada a la exploración y producción, transporte y distribución de hidrocarburos. Grupo Techint emplea a más de 90.000 colaboradores totales.
y el Enhanced CANDU 6®, invertir en capacidad de producción de agua pesada respalda la expansión de la infraestructura de reactores CANDU a nivel nacional e internacional”, describió.
