Para sostener este crecimiento, el organismo calcula que se requerirán inversiones acumuladas por 18,2 billones de dólares entre 2025 y 2050, principalmente en el usptream. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) presentó su informe World Oil Outlook 2025, donde anticipa un crecimiento sostenido en la demanda global de petróleo hasta 2050, a pesar de los compromisos internacionales para combatir el cambio climático. El documento resalta además la necesidad urgente de grandes inversiones para mantener el suministro energético mundial, con especial énfasis en el rol clave que jugarán Argentina y Brasil en América Latina. Durante la 19ª edición del […]
Un 63% del capital comprometido proviene de YPF, Vista Energy y Pan American Energy. El grueso de las inversiones se orienta a la perforación de pozos en áreas no convencionales de Neuquén. El sector hidrocarburífero argentino proyecta para 2025 una inversión de al menos USD 11.200 millones, de los cuales más del 60% se concentrará en actividades de exploración y explotación en la formación Vaca Muerta, ubicada principalmente en la provincia de Neuquén. Así lo indica un relevamiento reciente de la Secretaría de Energía de la Nación, que detalla los montos comprometidos por las principales operadoras. La petrolera estatal YPF […]
Con este nivel de tipo de cambio real, vamos a un déficit externo cercano al 2,5% del PBI, aun con los dólares de Vaca Muerta; el camino a seguir es continuar con la apertura y el equilibrio fiscal, pero comprando reservas. En el último suplemento de domingo de 2024 discutimos sobre el nivel del tipo de cambio real (TCR) y el esquema cambiario. Los méritos resaltados entonces siguen intactos: enorme corrección fiscal sin romper contratos de deuda, baja de la inflación y reducción de planes sociales ineficientes para fortalecer el mejor de todos (AUH). En aquella nota, alertaba sobre los […]
En 2024, gracias al alivio de las sanciones impuestas por Estados Unidos, PDVSA pudo aumentar sus exportaciones petroleras en un 15%, alcanzando los US$ 17.520 millones en 2024.
Venezuela posee una de las mayores reservas petroleras del mundo, pero su producción actual es una fracción de la de hace una década debido a la falta de inversión y las sanciones impuestas al sector desde 2019.
Las licencias otorgadas a la estadounidense Chevron y otras empresas extranjeras en Venezuela permitieron una leve recuperación en la producción y exportaciones desde 2023.Sin embargo, a fines de mayo, Washington revocó esos permisos para crudo venezolano destinado a refinerías de EE.UU. y Europa. Según datos preliminares de los resultados financieros y operativos de PDVSA en 2024, las exportaciones de crudo y combustibles promediaron 805.500 barriles por día (bpd) el año pasado. Es decir, más del 15% frente a los casi 700.000 bpd de 2023.
PDVSA reportó una producción promedio de 952.000 bpd en 2024, frente a los 783.000 bpd de 2023 registrados por la OPEP de la que es miembro Venezuela.
Según los documentos, la producción de crudo superó 1 millón de bpd en el primer trimestre de 2025, y las autoridades aseguran que las exportaciones continúan con normalidad. Sin embargo, no hay cifras comparativas de años anteriores porque PDVSA no publica sus resultados desde 2016.
La Agencia I-COMEX La Pampa lanza el programa “Destino Vaca Muerta – conectá con las oportunidades que ofrece Neuquén”, una propuesta integral destinada a acompañar a empresas pampeanas en su ingreso y posicionamiento en la región de Vaca Muerta, uno de los polos económicos más dinámicos del país. El programa está dirigido a firmas pampeanas con potencial para ofrecer productos o servicios en sectores como energía, construcción, industria, logística, tecnología, metalmecánica, entre otros sectores. Su objetivo es vincular la oferta local con la creciente demanda del mercado neuquino, facilitando el acceso a oportunidades concretas de negocio. La iniciativa combina instancias […]
Argentina cuenta con reservas comprobadas de gas natural que podrían sostener su consumo interno y exportaciones durante los próximos 63 años. Así lo reveló un informe técnico ordenado por la Ley de Bases y difundido por la Secretaría de Energía. Las cifras son contundentes: 6.947 millones de metros cúbicos disponibles frente a una demanda total estimada en poco más de 100.000 millones por año, incluyendo exportaciones. “Esto nos coloca ante una oportunidad histórica que no podemos desaprovechar”, expresaron desde el Gobierno. Vaca Muerta aparece como el corazón productivo de esta realidad. Más del 70 % del gas argentino sale de […]
El CEO de YPF confirmó un financiamiento de US$2000 millones que permitirá ampliar la exportación de crudo del país. Horacio Marín, CEO de YPF, confirmó que la compañía junto a otras siete empresas cerró la semana pasada un financiamiento de US$2000 millones para construir un oleoducto que permitirá “aumentar las exportaciones del sector petrolero” del país. En diálogo con Luis Majul en LN+, el directivo precisó que la operación reunió a 14 bancos internacionales, entre ellos JP Morgan, Citi Bank, Santander, Itaú y Deutsche Bank y destacó que es el primer proyecto de este tipo que se desarrolla íntegramente desde […]
Vista Energy, la compañía petrolera liderada por Miguel Galuccio, presentó esta semana su balance financiero del segundo trimestre de 2025, que reflejó el impacto positivo de la reciente adquisición de Petronas Argentina. La operación permitió a la empresa consolidarse como la mayor productora independiente de petróleo del país, ubicándose inmediatamente detrás de YPF en el ranking nacional. Durante la presentación de resultados, Vista actualizó sus proyecciones para el año en curso, estimando un aumento del 62% en la producción anual de petróleo y una mejora del 41% en el Ebitda ajustado. Este salto en su capacidad productiva y financiera responde […]
Compañía VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) encaró el viernes 11 de julio y por el plazo de cuatro semanas un estudio geotécnico en el suelo marino de Punta Colorada, Sierra Grande. Se llevar a cabo desde una embarcación especial, que se ubica a una distancia de entre 5 y 9 kilómetros de la costa. Los trabajos de análisis de suelo son centrales para determinar cómo se realizará el anclaje de las dos monoboyas que ubicarán en la zona para la exportación de petróleo. El buque que se utiliza para el estudio es el OSV Fugro Resilience, con bandera de Bahamas, […]
El mandatario chubutense se refirió al fallo de la jueza estadounidense Loretta Preska que obliga a la Argentina entregar el 51% de las acciones de YPF. En un comunicado emitido junto al vicegobernador Gustavo Menna y a la diputada nacional Ana Clara Romero, Torres aseguró que “nos vamos a plantar y solicitar que levanten el embargo de las acciones de Chubut porque nuestra provincia no es parte demandada y no está condenada”. El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, adelantó este lunes que el Estado Provincial se presentará ante la Corte de Apelaciones de Nueva York a fin de solicitar […]
Las distribuidoras de gas no quedaron conformes con varios aspectos de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el gobierno publicó el pasado 30 de abril. Uno de los puntos que generó conflicto es el porcentaje de Gas Natural No Contabilizado, la diferencia entre el volumen de gas natural inyectado al sistema de distribución y el volumen que efectivamente se registra como entregado a los usuarios a través de los medidores. Algunas empresas tienen una diferencia entre puntas del 5% y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) estableció que ese porcentaje no podrá superar el 2,5% al final del quinquenio 2025-2030. Por lo tanto, la que supere ese tope deberá pagar la diferencia.
Enargas estimó ese 2,5% como una meta “razonable y alcanzable”. “Los valores informados a esta Autoridad Regulatoria por las prestadoras del servicio de distribución registraban un promedio que supera ampliamente el promedio de valores relevados de EE.UU., y países de Europa y Europa del Este”, aseguró para justificar el nuevo tope.
No obstante, al oficializar la RQT aclaró que dadas las diferentes características de las redes “dicho valor máximo será diferente para cada una de las distribuidoras, así como su sendero de reducción”.
Por ejemplo, una de las distribuidoras con mejor desempeño en lo que refiere al gas no contabilizado es Camuzzi Gas del Sur que en 2024 registró un porcentaje de 1,7%. Por lo tanto, en ese caso el tope se le fijó en 1,5%. En el otro extremo se ubican Metrogas y Naturgy que tienen cerca de 5% y deberán bajar a la mitad en cinco años. El desafío es importante porque si no logran hacerlo la diferencia por sobre el tope la van a tener que pagar las propias empresas y esa penalidad puede terminar teniendo un impacto significativo en los balances.
¿Qué se incluye dentro del gas no contabilizado?
El gas no contabilizado responde a múltiples factores entre los que se incluyen fugas en cañerías por conexiones defectuosas, pérdidas durante maniobras de mantenimiento, fallas en los medidores (tanto en cabeceras como en domicilios), errores de registro, gas usado para operar estaciones reguladoras y de medición o para presurizar redes y gas perdido por conexiones ilegales.
En el caso de Metrogas y Naturgy, la mayoría de sus cañerías fueron construidas por la estatal Gas del Estado desde fines de los 40. Ya tienen más de 70 años. Por lo tanto, las fugas suelen ser más recurrentes. Además, ambas compañías al operar en el Área Metropolitana de Buenos Aires tienen más gas no contabilizado porque hay más fraude.
“El umbral internacional óptimo es de 2,5%. Se comparó con la primera línea a nivel mundial y se quiere llegar a ese objetivo que es muy desafiante, para mí muy desafiante si se toma en cuenta el contexto que atraviesa la Argentina”, aseguró a EconoJournal una fuente empresaria.
Las compañías reconocen que la inteligencia artificial va a permitir mejorar la eficiencia porque los sistemas informáticos permiten evaluar mejor el comportamiento de la red e identificar donde hay un punto de fuga.
Hoy se realizará la apertura de sobres A y se conocerán las propuestas presentadas de la licitación AlmaGBA, que tiene como objetivo adjudicar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La presentación de las ofertas se realizará este martes 15 de julio abril en el Salón Plaza Mayor del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 13 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).
Este llamado es la primera licitación lanzada para sistemas de almacenamiento BESS stand – alone de Argentina, y la primera convocatoria pública tras lo hecho en RenMDI(adjudicó poco más de 630 MW renovables en casi 100 proyectos), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay cierta expectativa por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse.
“Habrá diferente tipo de ofertas, aunque muchas menos que en RenMDI. No imagino más de diez empresas participantes, aunque sí diversas ofertas de las mismas compañías en distintos nodos”, estimaron desde el sector privado en diálogo con Energía Estratégica.
¿Por qué? Fuentes cercanas a este portal de noticias consideran que las garantías son “más caras y el riesgo más alto”, punto central para asegurar el éxito de la licitación si se compara con respecto a lo implementado en Programa RenovAr.
En aquel entonces hubo un esquema de Triple Garantía, con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial, donde se garantiza la falta de pago independientemente del motivo; mientras que para la convocatoria AlmaGBA solamente cubre el caso en el que el pago no se dé por imposibilidad de realizar el pass-through a tarifa.
“A pesar de ello, mejoraron las condiciones ante la modificaciones realizadas al pliego y el rol de CAMMESA en caso de falta de pago por falta de transferencia a la demanda de Edenor y Edesur. Se corrigió parcialmente la cuestión que amenazaba dejar desierta la licitación”, aclararon desde el sector.
“De todos modos, parece que la cancha está inclinada para tres empresas que participaron en la confección del pliego y pusieron parte de las condiciones de la licitación”, agregaron.
Si bien existe cierto escepticismo sobre algunos puntos de la convocatoria, es preciso recordar que las distribuidoras revelaron que recibieron más de 100 anteproyectos por parte de más de 20 oferentes, bajo un espectro de potencias que van desde 10 MW hasta 150 MW, tanto en alta tensión (220 kV ó 132 kV) como en media tensión (33 kV ó 13,2 kV).
¿Cómo sigue el proceso?
Los proyectos que hoy se presenten deberán tener entre 10 MW y 150 MW de capacidad (de acuerdo a los nodos de conexión), con fecha objetivo de inicio contractual desde el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de CID.
Cada sistema BESS 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.
Una vez analizadas las ofertas administrativas y técnicas, CAMMESA publicará la calificación de las mismas el día 12 de agosto y una semana más tarde, el 19/8, se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas (sobres B). Mientras que la adjudicación llegará el viernes 29 de dicho mes.
El acto de apertura de ofertas y lectura de la información de los sobres A será transmitido en vivo y se podrá seguirlo en el siguiente link:
Colombia opera actualmente con aproximadamente 700 MW de capacidad solar instalada, mientras se acumulan solicitudes por alrededor de 2 GW que no logran avanzar. A pesar del potencial del recurso y del interés inversor, el crecimiento está limitado por diversos cuellos de botella normativos, financieros y sociales.
En diálogo con Energía Estratégica, el directivo advirtió que los problemas son multilaterales: falta de seguridad jurídica, normas desactualizadas, procesos lentos de conexión y financiamiento inaccesible para el sector privado.
«Tenemos un gobierno con buenas intenciones hacia la transición energética, pero que se queda en el discurso. La transición debe dejar de ser de papel», aseveró.
A nivel financiero, la ausencia de mecanismos claros dificulta que empresas privadas accedan a capital para invertir en renovables, por lo que desde el gremio buscan ser un puente entre fondos como Bancóldex y empresas serias, para filtrar recursos hacia proyectos viables; de manera que ACOSOL trabaja con entidades como el Fondo Nacional de Garantías y promueve vías de microfinanciación.
Los cuellos de botella en puntos de conexión también frenan el despliegue. «Hoy los trámites pueden tardar hasta dos años. Esto agota a los inversionistas y los aleja del país», denunció el dirigente. Además, reclamó que las entidades de control como la Superintendencia no están ejerciendo la vigilancia necesaria sobre los operadores de red.
La situación social también es delicada, ya que en los proyectos solares de gran escala, las consultas previas con comunidades se convierten en procesos interminables. Tras acordar con una comunidad, pueden surgir nuevas comunidades reclamando participación, lo que reinicia todo el proceso y paraliza el proyecto.
«Frecuentemente aparecen nuevas comunidades solicitando participación tras haber cerrado acuerdos previos, lo que obliga a reiniciar los procesos de consulta y genera demoras prolongadas e incertidumbre jurídica para los parques solares», indicó el ejecutivo.
Otro foco es el licenciamiento ambiental. Aunque el gobierno propuso eliminar este requisito para renovables, ACOSOL considera que esto sería un error y que «no se trata de eliminar licencias, sino de agilizar procesos sin sacrificar evaluaciones ambientales rigurosas».
Según Hernández, si se implementan estas reformas, Colombia podría alcanzar 1,2 GW solares instalados en 2025. En caso contrario, el país continuará rezagado frente a otros mercados latinoamericanos.
«Colombia cayó dos puestos en el índice de transición energética. Esto es un reflejo directo de lo que estamos viviendo», manifestó.
Para ACOSOL, las prioridades son claras: actualizar los límites de potencia, mejorar el acceso al financiamiento, agilizar puntos de conexión y fortalecer el rol de las entidades de control.
Generación distribuida
Por otra parte, Hernández reclama que las resoluciones CREG 174 y CREG 075, que rigen desde 2021 y no han sido modificadas desde su publicación, establecen límites técnicos y de capacidad que no responden al avance del sector.
Estas normas regulan la autogeneración y la generación distribuida, pero parten de premisas diseñadas hace más de cinco años, cuando el contexto energético y tecnológico era sustancialmente diferente.
Por ejemplo, la autogeneración a pequeña escala está limitada a 100 kW, un tope que otros países como Chile, México y Brasil ya han elevado hasta los 500 kW. «Seguimos atados a un límite que era razonable en 2018, pero que hoy nos deja atrás», advierte.
Las nuevas normativas sobre comunidades energéticas y la futura de autogeneración remota son vistas con interés, pero ACOSOL teme que repitan errores del pasado.
La resolución que reglamenta las comunidades energéticas se publicó en junio de 2025, junto con el formulario oficial de condiciones de conexión. Esta normativa —la Resolución CREG 101‑072 de abril de 2025— establece las reglas técnicas y comerciales para integrar comunidades al sistema eléctrico nacional. Además, fue complementada por la Resolución 40243 del Ministerio de Minas y Energía, que define el modelo formal de registro y condiciones de conexión.
Hernández advierte, sin embargo, que su diseño es «excesivamente restrictivo» y aunque celebra su creación, advierte que «tal como está planteada, su implementación traerá grandes dificultades».
Norau México, empresa especializada en la construcción, operación y mantenimiento de proyectos de tecnología fotovoltaica y BESS en baja y media tensión, comienza a dejar huella en el mapa energético del país impulsado por las soluciones financieras de KAM, entidad que lidera con su oferta de productos sin necesidad de inversión inicial (PPA, Power To Own y BESS) para el autoconsumo.
“En México llevamos en este año de operación 7 MW en fotovoltaica y empezamos nuestros primeros proyectos de BESS”, explicó Pep Nogués, CEO de Norau México, en entrevista con Energía Estratégica.
El hito más reciente de esta filial de la compañía europea Norau que lleva más de dos décadas operando en España, está vinculado a la adjudicación de un nuevo contrato con Cemex para la instalación de sistemas solares fotovoltaicos, financiado vía un PPA estructurado por KAM.
Este proyecto marca un paso decisivo en la estrategia de descarbonización de Cemex y refuerza el posicionamiento de Norau y KAM como actores clave en el mercado de energía renovable industrial del país.
El vínculo comercial con Cemex no es nuevo. La relación comenzó con un proyecto emblemático en una reserva ecológica binacional, la Reserva Natural El Carmen, donde Norau instaló un sistema híbrido compuesto por 39.6 kW de generación fotovoltaica, 12 kW eólicos y 100 kW en baterías.
“En la Reserva Natural El Carmen utilizamos las principales marcas del mercado especializadas en este tipo de soluciones para proyectos aislados, acompañados de nuestro diseño y desarrollo de ingeniería”, detalló Nogués sobre los componentes ya instalados.
Luego de una licitación donde compitieron varias compañías, Norau se hizo de este nuevo contrato firmado con Cemex que contempla la construcción de sistemas solares por un total de 3.7 MW.
Según indicó el CEO de Norau México, aquel total estará distribuido en 24 sitios de Cemex, tales como Centros de Distribución (CEDIS) y plantas concreteras a lo largo del mercado mexicano.
El diseño multisitio trae consigo un reto logístico para Norau, que implicará desplegar capacidades técnicas y humanas en múltiples ubicaciones a lo largo del territorio nacional. “El proyecto tiene cierta dificultad de gestión y logística. Eso requiere también afinar la logística operacional, movimientos de mano de obra, etcétera.”, comentó.
Este proyecto comenzó su fase de construcción en junio del presente año y fue ejecutado bajo la modalidad de acuerdo de compraventa de energía (PPA) facilitado por KAM, aliados para ofrecer soluciones financieras integrales para proyectos de autoconsumo solar en México y Europa.
Posicionamiento estratégico y expansión
Actualmente, Norau México opera desde su sede en el estado de Querétaro, en el parque industrial Europark, y planea expandir su presencia física a otras regiones clave del país. “Nuestra oficina técnica y headquarters están en Querétaro. Tenemos intención de quedarnos ahí y próximamente abrir una oficina en el norte y otra más en la península, en la zona de Yucatán”, explicó el directivo.
De cara a 2025, Norau proyecta ampliar su portafolio de proyectos de almacenamiento de energía. “El principal enfoque de Norau para 2025 es consolidarnos en el mercado mexicano como un referente en el sector y desarrollar más proyectos de BESS”, adelantó Nogués.
Un socio estratégico para alcanzar sus objetivos es KAM, que lleva más de 250 MWp financiados en México y Europa, y apoya a los EPCistas (ingeniería, adquisiciones y construcción) en la financiación de sus proyectos a través de productos personalizados para energía solar, procesos 100% digitales, y contratos claros y ágiles.
Un modelo financiero que acelera la transición energética
“Nuestra misión es acelerar la transición energética de las grandes industrias en México con soluciones financieras flexibles y sin fricción, diseñadas para la energía solar. Este acuerdo con Cemex es de gran importancia ya que demuestra que es posible escalar la energía limpia con eficiencia, ahorro energético y sin necesidad de inversión inicial”, afirmó Lucas Casado, director de Desarrollo en KAM.
KAM ofrece financiación ágil y flexible para la creciente demanda de proyectos de energía solar, adaptada al marco regulatorio mexicano, y ya ha financiado más de 250 MWp en México y Europa.
En cuanto a los servicios que ofrece Norau, Nogués puntualizó que la empresa, además de asumir la ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) completa de los proyectos, también se ocupa de la gestión de permisos e interconexiones, con un equipo dedicado.
Para Norau, el nuevo contrato con la multinacional cementera representa mucho más que una oportunidad comercial. Es una apuesta clave para consolidarse como referente en el mercado de autoconsumo industrial en México.
El vínculo comercial con Cemex podría replicarse en otros sectores industriales, dado el perfil técnico de la empresa y el valor añadido de aliados estratégicos como KAM, que amplían el know how que traen desde Europa y la experiencia ganada a nivel global.
Wattkraft, socio de valor añadido de Huawei desde hace más de una década, introdujo en Europa los primeros contenedores de 5 MWh del fabricante chino, destinados a un proyecto de autoconsumo industrial de 28 MWh. Estas baterías forman parte de su estrategia para acompañar el crecimiento del almacenamiento como respuesta a los desafíos actuales del sistema eléctrico en España.
La compañía opera en el país como distribuidor mayorista de inversores, baterías y equipos de carga para vehículo eléctrico, incluidos sistemas de fast charging, pero su propuesta incorpora una capa técnica diferencial: ha sido reconocida por Huawei como Certified Service Partner (CSP) cinco estrellas, lo que habilita a su equipo de ingeniería a brindar soporte integral en todas las fases del proyecto, desde el diseño y la pre-venta hasta el comisionado y la postventa.
En almacenamiento, Wattkraft ofrece soluciones para segmentos industriales y utility scale. Entre ellas destacan los sistemas cabinet de 215 kWh, con arquitectura modular, instalación plug & play y refrigeración híbrida, diseñados para aplicaciones escalables.
“Se prioriza la eficiencia energética y la mitigación de riesgos térmicos y eléctricos, alineados con los estándares globales más exigentes”, destacó Jesús Heras, Technical Director South-West Europe y Co-Country Manager de la compañía.
Almacenamiento como respuesta ante la saturación del sistema
Durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia, el ejecutivo observó que el segmento utility scale fotovoltaico en España podría enfrentar una ralentización en los próximos años debido a la saturación de red y a la creciente presencia de precios cero en las horas solares.
“Llevamos una inercia que no se puede parar, pero como no hagamos algún cambio regulatorio o venga el almacenamiento, vamos a parar por el tema de saturación”, adviertió.
Dale play al video para ver la entrevista completa con Jesús Heras deWattkraft
En paralelo, el autoconsumo residencial e industrial, que creció con fuerza tras la crisis energética de 2022, muestra una menor rentabilidad percibida por parte de los consumidores, generando una desaceleración.
Según el informe anual de APPA Renovables, en 2023 se instalaron 2.507 MW de nueva capacidad de autoconsumo, en 2024, 1.431 MW, lo que eleva el total nacional a 8.137 MW, lo que confirma la tendencia de crecimiento sostenido aunque a un ritmo más moderado respecto a años anteriores.
Sin embargo, Heras sostiene que el almacenamiento puede revertir esta situación, al permitir una gestión eficiente de los picos de demanda y una protección frente a la volatilidad de precios. “No es un ahorro inmediato, pero sí en un plazo medio se recuperaría la inversión. Es como contratar un seguro”, ejemplifica.
En este escenario, Wattkraft proyecta una expansión del almacenamiento combinado con generación renovable en instalaciones híbridas.
“Nos vemos muy preparados ahora para abordar la parte de hibridación de parques fotovoltaicos, incluso eólicos, con baterías, y por supuesto, las plantas stand-alone también”, concluye Heras.
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil publicó la ordenanza que abre una consulta pública clave para el desarrollo de la energía eólica offshore en el país. El objetivo es recibir contribuciones de la sociedad y de los actores del sector sobre la metodología propuesta para la selección de áreas destinadas a la generación offshore.
Según detalla el MME, la consulta pública busca recabar información para perfeccionar el marco metodológico propuesto antes de su adopción definitiva, a fin de garantizar un proceso sólido, participativo y alineado con las diversas políticas públicas vigentes.
Es decir que no se trata de seleccionar las áreas directamente, sino de validar la ruta metodológica diseñada por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
«Es un paso importante, pero no es definitivo», manifestó Marcello Cabral, director de Nuevos Negocios de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) al ser consultado por Energía Estratégica sobre la nueva consulta pública.
La metodología propuesta consta de tres etapas. En la primera, se identificarán las regiones viables, es decir, aquellas zonas del litoral brasileño que no presentan impedimentos legales o tecnológicos.
«Se trata de todas aquellas regiones que no tienen ningún conocimiento legal o tecnológico que las limite», explicó Cabral.
En la segunda etapa, se pasará de las regiones viables a las denominadas áreas de interés, un filtro adicional que considera aspectos ambientales, tecnológicos y sociales.
Y es preciso mencionar que el área de interés no tiene impedimentos legales ni tecnológicos, ni restricciones sobre sensibilidades extremas. Para esto, se realizarán estudios sobre la sensibilidad ambiental y socioeconómica de las zonas preseleccionadas.
La tercera etapa será la definición de los sectores listos para oferta, con base en la clasificación de áreas resultante de la etapa anterior. que además de cumplir con los filtros anteriores, deberán pasar un análisis de viabilidad.
«En esta etapa, además de no tener impedimentos legales, tecnológicos ni sensibilidades extremas, también se hará la valoración sobre los criterios de viabilidad económica y energética. Todo este proceso es importante para que los proyectos que estudiarán en las regiones tengan este cuidado», precisó Cabral.
Con este proceso, el Gobierno de Brasil busca avanzar en la asignación de áreas marítimas que permitan el desarrollo de proyectos eólicos offshore de forma ordenada, garantizando la seguridad jurídica y técnica para los inversionistas y preservando los intereses ambientales y sociales.
La percepción del sector privado sobre el proceso
Desde ABEEólica, reconocieron la importancia de esta consulta pública, pero advirtieron sobre los desafíos que podrían surgir tras su implementación, especialmente si el mercado valorará el trabajo que hizo la EPE.
El directivo señaló que, una vez definidas las áreas de interés, el proceso continuará con las ofertas—ya sean permanentes o planificadas—y serán los propios interesados quienes deberán realizar todos los estudios específicos.
«La EPE creó una ruta metodológica, pero todos los estudios se harán por primera vez, y quizás esto no le genera mucho valor a los interesados, principalmente a aquellos participarán en la cesión de áreas offshore», planteó
¿Por qué? “El que elige el área es el propio inversionista, entonces sabe que deberá realizar todos los estudios y posiblemente este proceso no tenga tanto valor para ellos”, argumentó.
Por lo que el sector privado espera que este proceso permita acelerar la toma de decisiones y reducir los riesgos, pero también reclama claridad sobre los pasos que seguirán después de la consulta pública. La preocupación principal es que, aun con la metodología definida, los estudios específicos necesarios para cada proyecto deberán realizarse nuevamente desde cero por parte de cada empresa interesada.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, y el Ministerio de Relaciones Internacionales de Chile han oficializado la celebración de la X Semana de la Energía, evento que contará con la participación de autoridades energéticas de los 27 países miembros del organismo internacional.
Este foro es considerado el más relevante en materia de política energética a nivel regional y se realizará entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile. En la instancia se abordarán temas cruciales como la descarbonización de las matrices eléctricas, la inteligencia artificial y su impacto en el sector eléctrico, los sistemas de gestión de la demanda, la integración energética regional, así como el papel de los recursos naturales en la seguridad energética y la transición climática.
El ministro de Relaciones Exteriores de Chile, Alberto van Klaveren, señaló que “para Chile es un honor recibir la décima edición de la Semana de la Energía. La energía es parte esencial de nuestra identidad y desarrollo, y queremos compartir nuestra experiencia, los avances, pero también los desafíos energéticos con toda la región. Damos la bienvenida a un país que cree en la integración y en el multilateralismo como la mejor vía para prosperar juntos”.
Por su parte, el ministro de Energía, Diego Pardow, agregó que “el compromiso de Chile con la acción climática y la integración energética regional se refleja en cada política pública que hemos implementado». «Nos enorgullece recibir a la comunidad energética de las Américas en esta semana crucial para el futuro del sector”, agregó.
Entre las actividades destacadas se incluyen la LV Reunión de Ministros de Energía, el III Consejo Empresarial de OLADE y una serie de sesiones técnicas que contarán con más de 180 panelistas con una participación de aproximadamente 3.000 asistentes en un diálogo directo entre gobiernos, el sector privado y organismos multilaterales.
“La Semana de la Energía se ha consolidado como el evento más influyente para el diálogo estratégico en el ámbito energético de América Latina y el Caribe. En esta edición, buscamos resaltar soluciones concretas para una transición que sea tecnológica, justa e inclusiva”, afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.
Detalles del evento
En el marco de la X Semana de la Energía, se desarrollarán una serie de eventos paralelos que enriquecerán el diálogo multisectorial en torno a los principales desafíos y oportunidades del sector energético. Entre ellos destaca el evento “Desafíos socioterritoriales para la Transición Energética”, que reunirá a actores del sector público, privado, sociedad civil y comunidades para construir un mapeo regional de estrategias que impulsen proyectos energéticos inclusivos y sostenibles en los territorios.
Asimismo, se celebrará la ceremonia de premiación de la segunda edición de los Premios de Excelencia Energética, reconociendo iniciativas destacadas de actores públicos, privados, académicos y comunitarios.
Otro evento clave será el II Seminario Internacional de Interconexión Energética en Latinoamérica, que abordará los retos técnicos, políticos y económicos de la integración regional, el I Encuentro de Juventudes de América Latina y el Caribe en Energía, orientado a empoderar nuevas voces en la gobernanza energética, y el evento académico “Conectando Mentes, Energizando el Futuro”, que se realizará en La Serena con la participación de instituciones universitarias, centros de investigación y jóvenes profesionales del sector.
Chile, como país anfitrión de esta décima edición, se distingue por su ambiciosa política energética. Ha logrado un 60% de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, liderando la región en energía solar y avanzando significativamente en el desarrollo del hidrógeno verde. Además, promueve un marco normativo moderno en eficiencia energética, electromovilidad y ordenamiento territorial con bajas emisiones.
La Secretaría de Energía dispuso incrementos de hasta 2 por ciento en los biocombustibles para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils, incremento que es retroactivo a las operaciones que se realizan durante el mes de julio en curso.
A través de la resolucion 296/2025 Energía fijó en PESOS OCHOCIENTOS CON CUARENTA Y TRES MILÉSIMAS ($ 800,043) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta, en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de julio y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Asimismo, fijó en PESOS SETECIENTOS TREINTA Y TRES CON DOSCIENTAS SESENTA MILÉSIMAS ($ 733,260) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con las naftas y hasta la publicación de un nuevo precio.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otra parte, la misma Secretaría oficializó la resolucion 297/2025 por la cual fijó en PESOS UN MILLÓN TRESCIENTOS DOS MIL CUATROCIENTOS ONCE ($ 1.302.411) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil según lo dispuesto por la Ley 27.640. Rige para las operaciones durante el mes de julio de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
La petrolera Vista Energy reportó un incremento del 81 % en su producción total durante el segundo trimestre de 2025, impulsado por la consolidación de su participación en el bloque La Amarga Chica, uno de los más productivos de Vaca Muerta. Con 118.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), la compañía afianza su posición como segundo productor de shale oil en Argentina, detrás de YPF.
La producción de crudo alcanzó los 102.000 barriles por día (bbl/d), con un aumento interanual del 79 %. El salto operativo se explica en gran parte por la incorporación del 50 % restante de La Amarga Chica, operación que permitió conectar 24 nuevos pozos en el trimestre: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 en La Amarga Chica. Solo en este último bloque, la producción creció de 35.000 a 43.000 boe/d entre abril y junio.
Vista Oil: resultados financieros destacados
Vista informó un EBITDA ajustado de 404,5 millones de dólares, lo que representa un 40 % más que el mismo trimestre de 2024 y un 47 % más que el primer trimestre de este año. El margen de EBITDA se ubicó en 66 %, impulsado por eficiencias en costos de comercialización. La ganancia neta fue de 235,3 millones de dólares, un incremento del 184 % respecto del trimestre anterior y del 68 % interanual.
Además, el 61 % del crudo producido fue exportado. Los ingresos totales del trimestre ascendieron a 610,5 millones de dólares, de los cuales 345 millones (el 58 %) correspondieron a exportaciones netas de petróleo y gas.
El lifting cost (costo de extracción) se mantuvo estable en 4,7 dólares por boe, apenas un 4 % más que en 2024, lo que refleja el foco de Vista en la eficiencia operativa, incluso en contextos de fuerte expansión. La inversión total del trimestre fue de 356,1 millones de dólares.
La producción de crudo alcanzó los 102.000 barriles por día (bbl/d), con un aumento interanual del 79 %. El salto operativo se explica en gran parte por la incorporación del 50 % restante de La Amarga Chica, operación que permitió conectar 24 nuevos pozos en el trimestre: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 en La Amarga Chica. Solo en este último bloque, la producción creció de 35.000 a 43.000 boe/d entre abril y junio.
Vista Oil: resultados financieros destacados
Vista informó un EBITDA ajustado de 404,5 millones de dólares, lo que representa un 40 % más que el mismo trimestre de 2024 y un 47 % más que el primer trimestre de este año. El margen de EBITDA se ubicó en 66 %, impulsado por eficiencias en costos de comercialización. La ganancia neta fue de 235,3 millones de dólares, un incremento del 184 % respecto del trimestre anterior y del 68 % interanual.
Además, el 61 % del crudo producido fue exportado. Los ingresos totales del trimestre ascendieron a 610,5 millones de dólares, de los cuales 345 millones (el 58 %) correspondieron a exportaciones netas de petróleo y gas.
El lifting cost (costo de extracción) se mantuvo estable en 4,7 dólares por boe, apenas un 4 % más que en 2024, lo que refleja el foco de Vista en la eficiencia operativa, incluso en contextos de fuerte expansión. La inversión total del trimestre fue de 356,1 millones de dólares.
Argentina cuenta con reservas comprobadas de gas natural que podrían sostener su consumo interno y exportaciones durante los próximos 63 años. Así lo reveló un informe técnico ordenado por la Ley de Bases y difundido por la Secretaría de Energía.
Las cifras son contundentes: 6.947 millones de metros cúbicos disponibles frente a una demanda total estimada en poco más de 100.000 millones por año, incluyendo exportaciones. “Esto nos coloca ante una oportunidad histórica que no podemos desaprovechar”, expresaron desde el Gobierno.
Vaca Muerta aparece como el corazón productivo de esta realidad. Más del 70 % del gas argentino sale de sus pozos, y los datos muestran un crecimiento sostenido. En septiembre de 2024 se alcanzó el mayor volumen de producción en 21 años, y en 2025 las proyecciones apuntan a un salto del 16 % interanual.
El repunte no se limita al gas. La producción de petróleo también subió un 50 % desde 2021, fortaleciendo aún más la matriz energética nacional. “La ventana de oportunidad está abierta. Argentina puede dejar atrás décadas de dependencia energética”, señalan analistas del sector.
Para que ese salto se concrete, se necesita infraestructura. El primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner ya funciona, y otros proyectos están en carpeta. Una de las iniciativas más ambiciosas es la planta de GNL en Sierra Grande, que impulsan YPF, Shell y Eni, con una capacidad inicial de 10 millones de toneladas por año.
Además, avanza la construcción de nuevas terminales y el fortalecimiento de los ramales existentes. El objetivo: ampliar la red y asegurar la logística para transportar el gas desde Neuquén hasta los puertos de exportación.
El país ya comenzó a exportar a Brasil, con envíos diarios de 500.000 metros cúbicos desde abril. A la vez, se trabaja para revertir el flujo hacia Uruguay, lo que permitiría consolidar un corredor regional de abastecimiento energético.
En el plano institucional, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) apunta a brindar seguridad jurídica a los capitales que se instalen en el sector. “La estabilidad normativa será fundamental para atraer inversiones de largo plazo”, advirtieron desde empresas operadoras.
El acuerdo firmado entre YPF y la italiana Eni marca otro hito. Prevén exportar hasta 12 millones de toneladas de GNL desde 2027 o 2028, lo que representaría ingresos por 5.000 millones de dólares anuales. “Este contrato nos proyecta a Europa y Asia con fuerza propia”, resaltaron desde la petrolera nacional.
Pero también hay riesgos. El atraso histórico en materia de infraestructura, los controles cambiarios y la presión impositiva pueden desincentivar el interés de nuevos jugadores. A esto se suma la necesidad de respetar los marcos ambientales y sociales en zonas sensibles como Sierra Grande o el interior neuquino.
Los proyectos no solo deben ser rentables. También deben responder a las comunidades locales, cumplir con la legislación vigente y minimizar los impactos ecológicos. “El éxito será real si combinamos productividad con responsabilidad”, subrayaron desde Río Negro.
Argentina tiene la materia prima, el respaldo técnico y la voluntad política para avanzar. Lo que resta es construir los caminos, sostener reglas claras y sumar alianzas que potencien el proyecto gasífero.
El mundo mira con interés. Si el país logra cumplir sus metas, podrá consolidarse como un proveedor estratégico de energía limpia y segura en un contexto global que reclama alternativas confiables.
“Tenemos reservas, tenemos conocimiento, tenemos mercados. Es momento de actuar con decisión”, concluyó un funcionario de Energía. El gas argentino no solo tiene futuro: ya empezó a jugar en las grandes ligas.
El Decreto 450/2025, publicado días atrás por el Gobierno argentino (ver nota), redefine las reglas del mercado eléctrico mediante adecuaciones a las Leyes 15.336 y 24.065. Esta reforma establece un marco jurídico pro-mercado que busca reducir el peso del Estado, facilitar contratos entre privados y habilitar la libre elección de proveedor por parte de los usuarios.
La norma también habilita el comercio internacional de electricidad bajo reglas claras, exige transparencia en la facturación energética e impulsa la inversión privada en transporte eléctrico. Todo ello se implementará de forma gradual, en un plazo de transición de 24 meses.
Para Ignacio Rosenfeld, manager de Scalar Capital, este paso es clave desde el punto de vista regulatorio: “Es muy positivo que se avance en regular y actualizar”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica.
Sin embargo, más allá del plano normativo, puso el foco en la viabilidad económica del nuevo esquema, ya que valoró relevante avanzar en promover la competencia y sacar al Estado como el principal actor en la intermediación del sector, aunque advirtió que “aún es un interrogante si efectivamente existen incentivos económicos para que aumente la generación energética”.
A diferencia del impulso observado en el desarrollo de Vaca Muerta el especialista consideró que ese dinamismo no se puede trasladar de forma automática al sistema eléctrico.
“Para que haya mejoras en el transporte tiene que haber incentivos para que haya una mayor generación y demanda, y la generación dependerá principalmente de lo que sea la demanda. Entonces, si no tenemos una fuerte reactivación económica en los planos industrial y comercial, tampoco habría mucho incentivo”, afirmó.
Respecto a la situación de las energías renovables en este nuevo escenario, el análisis es cauteloso para la competencia, ya que si bien las renovables tienen un panorama favorable por cuestiones ambientales y de aprovechamiento de los recursos que tenemos, con eólica y solar con factores de carga muy altos, bajo la mirada del especialista en temas energéticos, también chocan contra el factor económico.
“La cancha todavía se sigue inclinando más por energías térmicas, lo cual no quita que aumente la oferta de generación renovable y naturalmente el precio baje. Hecho que eventualmente podría pasar, aunque creo que todavía estamos lejos de esa situación”, subrayó.
Por otro lado, el Decreto 450/2025 señala que se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.
Para ello, se requerirían garantías regulatorias y económicas claras. Desde el lado económico, es clave una demanda sólida, y desde lo normativo, una estabilidad que garantice reglas del juego estables en el tiempo, al menos, hasta que se recupere la inversión, como por ejemplo las futuras reglamentaciones y aclaraciones normativas que se deban realizar.
Un decreto pro-mercado con impacto cambiario
Rosenfeld también destacó un aspecto macroeconómico clave: la relación entre utilización/aprovechamiento de recursos propios y el tipo de cambio. Como bien destacó el gobierno al comunicar el Decreto 450/2025, durante 20 años se gastaron 105.000 millones de dólares en sostener el sistema energético, gasto el cual repercutió no sólo en subsidios sino también en importación de energía, lo cual impuso mucha presión sobre el tipo de cambio. Consecuentemente, si el gobierno apunta a un mercado más competitivo y con menor participación estatal se podrá entonces pensar en inversiones que permitan aumentar la oferta mediante un mayor aprovechamiento de recursos propios, lo cual reduciría sensiblemente la salida de divisas y por tanto también la presión sobre el tipo de cambio.
Dicho lo anterior, el país podría llegar a combinar un fuerte salto en la exportación de gas y petróleo con una fuerte contracción de sus importaciones, ello ayudado por una mayor oferta de energía a nivel local, todo lo cual guarda relación a su vez con la estabilidad cambiaria que viene impulsando la actual administración nacional.
Finalmente, Rosenfeld observa que la orientación general del Decreto 450/2025 es coherente con una mirada de largo plazo y no de revisión del pasado: “Es una mirada 100% para adelante y no una revisión. El gobierno busca mayor apertura, mayor competencia, para que el beneficio sea para el consumidor final”.
La crisis de suministro de gas que se registró hace dos semanas —que incluso provocó, por primera vez en muchos años, interrupciones de suministro en hogares de la provincia de Buenos Aires por falta de presión en las tuberías de distribución— afectó también el funcionamiento del mercado de exportación hacia Chile, aunque la gestión de la crisis evidenció un mejor ordenamiento y coordinación entre actores de uno y otro lado de la Cordillera.
Del lado argentino se trató de evitar caer en una aplicación incorrecta del “corte útil”, un difuso concepto se utilizó que en el pasado para restringir discrecionalmente los envíos hacia clientes trasandinos cuando faltaba gas en el mercado argentino. Actualmente, esta herramienta permite cortar en primer lugar las exportaciones de gas natural que operan bajo permisos interrumpibles otorgados por la autoridad argentina. Esta vez, las exportaciones concretadas bajo el gasoducto operado por GasAndes —que rondaban los 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d)— fueron afectadas inicialmente en la restricción a los volúmenes que se estaban exportando en dicho momento bajo permisos interrumpibles, para luego, recién a partir del 30 de junio cuando se empezó a restringir también la demanda de gas de cargadores locales con contratos de transporte interrumpibles, extender las restricciones a los volúmenes de exportación que estaban utilizando servicios de transporte interrumpible en el tramo de TGN, es decir, se aplicaron las medidas dictadas por el comité de emergencia (según las Pautas de Despacho) de igual manera que a los cargadores locales.
A partir de esa acción, en el peor momento de la crisis se siguió despachando por GasAndes unos 300.000 m3/día de gas hacia Metrogas Chile, el único contrato de exportación integrado por un permiso en firma de venta de gas (molécula), un contrato de transporte en firme, y que abastece demanda ininterrumpible. Esa robustez con una especie de triple candado terminó blindando el despacho hacia Metrogas Chile.
En los últimos años, cuando se materializó el potencial gasífero de Vaca Muerta, la Argentina inició el complejo camino de reedificar el mercado de exportación de gas hacia Chile después del trauma de 2006/2007, cuando el gobierno de Néstor Kirchner interrumpió sin control de daños ni coordinación política los envíos de gas hacia el otro lado de la Cordillera por la declinación de la producción local.
En esa clave, tanto el gobierno de Alberto Fernández como el de Javier Milei han ido estableciendo regulaciones con la intención de recuperar la confianza de los actores del mercado chileno. Hoy en día, el Estado argentino habilita dos tipos de permisos de exportación de una molécula de gas: los interrumpibles, más endebles, que se pueden interrumpir frente a eventualidades menores en la oferta de gas argentino (el llamado “corte útil”); y los firmes, que ofrecen una cobertura mayor frente a problemas que puedan registrarse con la disponibilidad del recurso desde la Argentina.
En el caso de GasAndes, por ejemplo, la mayoría del volumen que se exporta está calzado sobre permisos en firme de venta de gas, pero sólo uno —el de Metrogas Chile, la distribuidora de Santiago— posee también un contrato de transporte en firme sobre TGN. El resto está compuesto por permisos de venta en firme que se apoyan, sin embargo, sobre servicios de transporte en el tramo local de características interrumpibles (contrato TI).
“Si se quiere, el próximo paso para reconstituir el mercado de exportación es que se contrate más transporte en firme. Hay que seguir trabajando el marco regulatorio para que, frente a una crisis como la que pasamos, el trato de un cliente en firme en Chile sea cada vez más homologable al que recibe, por caso, un gran usuario industrial argentino que contrata gas en firme”, explicaron en una petrolera.
Otras exportaciones
Frente a la caída del linepack en el sistema de transporte troncal de gas, el Comité de Emergencia —integrado por distribuidores, transportistas y productores y coordinado por técnicos del ente regulador del gas (Enargas)— sostuvo las exportaciones del hidrocarburo por la cuenca Austral hacia Methanex, que opera una planta de metanol en Punta Arenas, y también los envío por el gasoducto Gas Pacífico.
Son exportaciones ‘off system”, es decir, no utilizan la red troncal de gasoductos. Por eso, como no están programadas dentro de los sistemas informáticos de las transportistas gozan de algún salvavidas adicional.
Cambios regulatorios
El área energética del gobierno de Javier Milei está dando señales desde el año pasado de que su objetivo es reconstituir la confianza del mercado chileno hacia el gas argentino. De hecho, el Presidente viajó a Santiago de Chile en agosto de 2024 para participar de un seminario energético organizado en esa ciudad para apuntalar la integración gasífera de ambos países. Bajo ese paraguas, la Secretaría de Energía tomó en el último año y medio varias medidas regulatorias para robustecer la operatoria de exportación. La última fue eliminar la referencia al precio internacional del petróleo como marcador para definir el precio mínimo de exportación de gas hacia Chile y Brasil. Fue una medida que se tomó después de que varios compradores de gas argentino en Chile explicaran que es demasiado riesgoso firmar contratos plurianuales o de mediano plazo de importación asumiendo la volatilidad intrínseca del Brent, cuya cotización suele moverse por factores exógenos al mercado energético.
No obstante, la experiencia y la regulación vigente en materia de exportaciones de gas natural dejan ver que es necesario —según coinciden fuentes del mercado gasífero consultadas por este medio— dar un paso mas en aclarar las características de firmeza de los permisos y su operación ante contingencias como la vivida hace unos días, aplicando reglas de no discriminación entre demandas de sectores similares. Es la única manera, a su entender, que compradores de gas en Chile puedan considerar el gas argentino como un suministro en “firme”. Desde esa óptica, será necesario homologar las Pautas de Despacho con las demanda de exportación.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, y el Ministerio de Relaciones Internacionales de Chile oficializaron la realización de la X Semana de la Energía, que contará con la participación de autoridades energéticas de los 27 países miembros del organismo internacional.
Este foro de política energética a nivel regional se realizará entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile. Se abordarán temas como la descarbonización de las matrices eléctricas, la inteligencia artificial y su impacto en el sector eléctrico, los sistemas de gestión de la demanda, la integración energética regional, así como el papel de los recursos naturales en la seguridad energética y la transición climática.
Entre las actividades destacadas se incluyen la LV Reunión de Ministros de Energía, el III Consejo Empresarial de OLADE y una serie de sesiones técnicas que contarán con más de 180 panelistas con una participación de aproximadamente 3.000 asistentes en un diálogo directo entre gobiernos, el sector privado y organismos multilaterales.
“La Semana de la Energía se ha consolidado como el evento más influyente para el diálogo estratégico en el ámbito energético de América Latina y el Caribe. En esta edición, buscamos resaltar soluciones concretas para una transición que sea tecnológica, justa e inclusiva”, afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.
Detalles del evento En el marco de la X Semana de la Energía, se desarrollarán encuentros paralelos que enriquecerán el diálogo multisectorial en torno a los desafíos y oportunidades del sector energético. Entre ellos destaca “Desafíos socioterritoriales para la Transición Energética”, que reunirá a actores del sector público, privado, sociedad civil y comunidades para construir un mapeo regional de estrategias socioterritoriales que impulsen proyectos energéticos inclusivos y sostenibles.
Otro encuentro será el II Seminario Internacional de Interconexión Energética en Latinoamérica, que abordará los retos técnicos, políticos y económicos de la integración regional.
Chile, como país anfitrión de esta décima edición, se distingue por su política energética. Ha logrado un 60 % de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, liderando la región en energía solar y avanzando significativamente en el desarrollo del hidrógeno verde. Además, promueve un marco normativo moderno en eficiencia energética, electromovilidad y ordenamiento territorial con bajas emisiones.
Los organizadores han habilitado el sitio oficial del evento —www.semanadelaenergia.olade.org— donde se puede consultar la agenda preliminar, registrarse gratuitamente como participantes.
La crisis de suministro de gas que se registró hace dos semanas —que incluso provocó, por primera vez en muchos años, interrupciones de suministro en hogares de la provincia de Buenos Aires por falta de presión en las tuberías de distribución— afectó también el funcionamiento del mercado de exportación hacia Chile, aunque la gestión de la crisis evidenció un mejor ordenamiento y coordinación entre actores de uno y otro lado de la Cordillera.
Del lado argentino se trató de evitar caer en una aplicación incorrecta del “corte útil”, un difuso concepto se utilizó que en el pasado para restringir discrecionalmente los envíos hacia clientes trasandinos cuando faltaba gas en el mercado argentino. Actualmente, esta herramienta permite cortar en primer lugar las exportaciones de gas natural que operan bajo permisos interrumpibles otorgados por la autoridad argentina. Esta vez, las exportaciones concretadas bajo el gasoducto operado por GasAndes —que rondaban los 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d)— fueron afectadas inicialmente en la restricción a los volúmenes que se estaban exportando en dicho momento bajo permisos interrumpibles, para luego, recién a partir del 30 de junio cuando se empezó a restringir también la demanda de gas de cargadores locales con contratos de transporte interrumpibles, extender las restricciones a los volúmenes de exportación que estaban utilizando servicios de transporte interrumpible en el tramo de TGN, es decir, se aplicaron las medidas dictadas por el comité de emergencia (según las Pautas de Despacho) de igual manera que a los cargadores locales.
A partir de esa acción, en el peor momento de la crisis se siguió despachando por GasAndes unos 300.000 m3/día de gas hacia Metrogas Chile, el único contrato de exportación integrado por un permiso en firma de venta de gas (molécula), un contrato de transporte en firme, y que abastece demanda ininterrumpible. Esa robustez con una especie de triple candado terminó blindando el despacho hacia Metrogas Chile.
Reconstrucción
En los últimos años, cuando se materializó el potencial gasífero de Vaca Muerta, la Argentina inició el complejo camino de reedificar el mercado de exportación de gas hacia Chile después del trauma de 2006/2007, cuando el gobierno de Néstor Kirchner interrumpió sin control de daños ni coordinación política los envíos de gas hacia el otro lado de la Cordillera por la declinación de la producción local.
En esa clave, tanto el gobierno de Alberto Fernández como el de Javier Milei han ido estableciendo regulaciones con la intención de recuperar la confianza de los actores del mercado chileno. Hoy en día, el Estado argentino habilita dos tipos de permisos de exportación de una molécula de gas: los interrumpibles, más endebles, que se pueden interrumpir frente a eventualidades menores en la oferta de gas argentino (el llamado “corte útil”); y los firmes, que ofrecen una cobertura mayor frente a problemas que puedan registrarse con la disponibilidad del recurso desde la Argentina.
En el caso de GasAndes, por ejemplo, la mayoría del volumen que se exporta está calzado sobre permisos en firme de venta de gas, pero sólo uno —el de Metrogas Chile, la distribuidora de Santiago— posee también un contrato de transporte en firme sobre TGN. El resto está compuesto por permisos de venta en firme que se apoyan, sin embargo, sobre servicios de transporte en el tramo local de características interrumpibles (contrato TI).
“Si se quiere, el próximo paso para reconstituir el mercado de exportación es que se contrate más transporte en firme. Hay que seguir trabajando el marco regulatorio para que, frente a una crisis como la que pasamos, el trato de un cliente en firme en Chile sea cada vez más homologable al que recibe, por caso, un gran usuario industrial argentino que contrata gas en firme”, explicaron en una petrolera.
Otras exportaciones
Frente a la caída del linepack en el sistema de transporte troncal de gas, el Comité de Emergencia —integrado por distribuidores, transportistas y productores y coordinado por técnicos del ente regulador del gas (Enargas)— sostuvo las exportaciones del hidrocarburo por la cuenca Austral hacia Methanex, que opera una planta de metanol en Punta Arenas, y también los envío por el gasoducto Gas Pacífico.
Son exportaciones ‘off system”, es decir, no utilizan la red troncal de gasoductos. Por eso, como no están programadas dentro de los sistemas informáticos de las transportistas gozan de algún salvavidas adicional.
Cambios regulatorios
El área energética del gobierno de Javier Milei está dando señales desde el año pasado de que su objetivo es reconstituir la confianza del mercado chileno hacia el gas argentino. De hecho, el Presidente viajó a Santiago de Chile en agosto de 2024 para participar de un seminario energético organizado en esa ciudad para apuntalar la integración gasífera de ambos países. Bajo ese paraguas, la Secretaría de Energía tomó en el último año y medio varias medidas regulatorias pararobustecer la operatoria de exportación. La última fue eliminar la referencia al precio internacional del petróleo como marcador para definir el precio mínimo de exportación de gas hacia Chile y Brasil. Fue una medida que se tomó después de que varios compradores de gas argentino en Chile explicaran que es demasiado riesgoso firmar contratos plurianuales o de mediano plazo de importación asumiendo la volatilidad intrínseca del Brent, cuya cotización suele moverse por factores exógenos al mercado energético.
No obstante, la experiencia y la regulación vigente en materia de exportaciones de gas natural dejan ver que es necesario —según coinciden fuentes del mercado gasífero consultadas por este medio— dar un paso mas en aclarar las características de firmeza de los permisos y su operación ante contingencias como la vivida hace unos días, aplicando reglas de no discriminación entre demandas de sectores similares. Es la única manera, a su entender, que compradores de gas en Chile puedan considerar el gas argentino como un suministro en “firme”. Desde esa óptica, será necesario homologar las Pautas de Despacho con las demanda de exportación.
El London Metal Exchange es sinónimo de minería en el mundo. Fundado en Londres en 1877, el LME es el principal mercado internacional para la fijación de precios, comercio y hedging de metales no ferrosos. Estas facetas se conjugan y traducen en garantías económicas para los productores y consumidores de metales, un aspecto que puede ser fundamental para el despegue definitivo de la minería en la Argentina.
Con el objetivo de reforzar su presencia en el mercado minero de Sudamérica, el LME este año volvió a abrir su área educativa y con el apoyo de BYMA y de la Bolsa de Comercio de Mendoza realizará en las próximas semanas seminarios en Buenos Aires y Mendoza (link de inscripción) dirigido a los diferentes actores de la industria minera y personas en general interesadas en profundizar en su funcionamiento y en las herramientas de cobertura que ofrece.
«Los objetivos sondar a conocer el rol del LME, su funcionamiento, y también explorar y estudiar a fondo de qué manera una persona o empresa puede utilizar este mercado de futuros para su negocio«, explicó Jorge Eduardo Dyszel, consultor experto en gestión de riesgos, especializado en metales básicos y formador oficial del London Metal Exchange para América Latina y el mundo hispano.
–-¿Qué tan importante es el London Metal Exchange en el comercio mundial de metales?
–Es el principal mercado y el que permite descubrir los precios de los metales básicos como el cobre, el aluminio, el plomo, el zinc, el estaño y demás para fechas futuras. Es decir, vas a tener precios, por ejemplo, para el cobre y el aluminio para hasta 10 años. Se juntan oferentes y demandantes para fijar el precio para fechas futuras. Y todo el planeta Tierra mira este mercado y coloca en las facturas comerciales el precio que diariamente se va descubriendo en la bolsa del LME, que existe hace 147 años.
–-¿Cuáles son los objetivos del seminario?
–Dar a conocer el rol del LME, su funcionamiento, y también explorar y estudiar a fondo de qué manera una persona o empresa puede utilizar este mercado de futuros para su negocio.Lo voy a ejemplificar con un fabricante de cables, que consume cobre para fabricar su producto. El cobre sube y baja de precio permanentemente, hay días con muchísima volatilidad. Si sos un consumidor de cobre, cada mes o según tu frecuencia que compres el cobre de tu proveedor, lo que va a ocurrir es que tu proveedor cada vez que te factura, te va a facturar según el precio actual del cobre que ve en el LME. De manera tal que si el cobre aumenta 5% un mes, tu proveedor te va a aumentar el 5%, y en la Argentina reciente, como vivías en un marco inflacionario, todo lo que podías hacer era trasladar ese aumento de costo a tu precio de venta total de inflación general. Pero cuando se corta el ritmo inflacionario, si el cobre aumenta un 6% y ocupa el 80% de tu costo, ¿cómo vas a hacer para trasladarlo al precio si no hay inflación para que tu cliente te valide el aumento de precio? Va a llegar un momento en que uno te dice que no, vamos a un precio del cable fijo. Entonces ahí es donde aparece la herramienta que es el hedge, que es la cobertura, una herramienta financiera que te permite dejar congelado por el periodo que quieras el precio del comodity que estás comprando.
–¿Cómo funciona esa cobertura?
–Esto se hace comprando tanto al proveedor del metal físico como al London Metal Exchange la misma cantidad y para la misma fecha. Es como si estuvieras comprando el doble, pero lo que ocurre es que la operación con el LME no la vas a llevar hasta el final. Lo que vas a hacer es, el mismo día que tu proveedor te fija el precio, en ese mismo momento vas a cerrar a ese mismo precio tu operación con el LME. Vamos a suponer que la operación de arranque implicó que hayas comprado en el LME cobre a 9000 dólares la tonelada y cuando llegó el momento de que tu proveedor te factura, el cobre se fue a 10.000. Sin embargo, vos tenés una posición comprada en el LME que vas a cerrar a 10.000 y el LME te va a pagar los 1.000 dólares de diferencia para que tu costo neto termine siendo los 9.000 de la búsqueda original, porque al proveedor le vas a pagar 10.000. Entonces estamos hablando de un mercado que no es solamente para los productores de metales, sino también para los compradores, que son los consumidores, y, por excelencia, para los especuladores, porque todos los mercados de commodities del planeta Tierra están tomados en volumen por los fondos financieros de especulación.
—¿Qué otros instrumentos financieros ofrece este mercado?
–Además de los futuros existen las opciones, que son como seguros. En lugar de comprar para esa fecha futura, vos comprás un seguro por si el precio sube, pagando una prima. Es como la prima del seguro de tu auto, si chocas la ejercés, si no lo abandonas. En este caso, el siniestro sería la suba del precio. Pagás una prima, ese instrumento se llama call, que es el derecho a comprar, y esta el put, que es el derecho a vender.
–¿Cuánta es la liquidez en este mercado?
–Cuando analizás el volumen total, ves que el 95% del volumen son operaciones del sector especulativo que compra cuando cree que va a subir o vende cuando cree que va a bajar. De cobre se producen 20 millones de toneladas por año, pero por aportación de liquidez y participación de fondos de inversión se tradean 1.200 millones al año. Esto ocurre en todos los commodities de todos los mercados de todo el planeta. Más o menos entre 40 y 60 veces la producción anual del producto que está cotizando. Y esto es porque tenés el mundo hiper líquido con intervención de fondos de inversión, están entrando y saliendo aprovechando oportunidades. La liquidez está garantizada.
–-Es un mercado de futuros, pero también físico. ¿Cómo funciona esa parte?
–El LME es un mercado de depósitos que tiene bajo su control, no propiedad, una red de aproximadamente 500 depósitos en donde se deposita el metal. El primer rol del LME es establecer un marco para que se vayan descubriendo precios para distintas fechas futuras. El segundo rol que tiene es poder no solamente mirar los precios, sino operar sobre esos precios a través de corredores. Esto significa poder comprar o vender para esas fechas futuras. El tercer rol que tiene el LME es la entrega física. Cuando una persona compra para una fecha futura, normalmente en el 98% o el 97% de las operaciones antes de su vencimiento se hace la operación contraria y se cierra. Pero, alternativamente, al haber comprado, vos podés poner todo el dinero y te llevas el material del almacén y lo llevas a donde querés. Eso significa entrega física. Inversamente, también podés vender para una fecha futura, en lugar de revertir la operación antes del vencimiento. En la medida de que tengas metal de una marca registrada en el LME, lo podés mandar y te llevas el dinero.
–Hay un renovado interés en la minería en laArgentina, sobre todo de cobre. ¿Cómo se conectan estos mercados de cobertura con el financiamiento para proyectos mineros?
–Vamos a suponer que soy un minero que va a encarar una exploración o explotación de cobre en San Juan. Dependiendo del tamaño del proyecto, necesito cientos o miles de millones de dólares y voy a tener que recurrir al sector financiero. Ahora, ponete en los pies del banquero que me tiene que financiar. ¿Cómo lo voy a garantizar que si el cobre cae dos mil dólares de precio me va a alcanzar la plata para pagarle la deuda? Puede caer el cobre a ocho mil, por supuesto, estamos en un mundo de altísima volatilidad. Entonces es el banquero me va a pedir, asociado al financiamiento que me dará, una política de cobertura. Ahí es donde enganchas todo. El banquero me va a demandar un seguro ante la caída de precios y eso lo voy a asegurar con los hedges a través del LME.
–-El presidente Donald Trump anunció que impondrá un arancel a la importación de cobre en los Estados Unidos de un 50%. ¿Cuál es su lectura sobre ese movimiento?
–Ese arancel es muy probable que se aplique a fin de julio o principio de agosto. Esto es una observación más conceptual y política, pero creo que no lo va a subir al 50%, que va a arrancar con algo menos, porque de lo contrario sería brutalmente inflacionario. Probablemente el arancel caiga sobre todos los tipos de cobre: refinado, cátodos. Solo puede que se salve el cobre reciclado, como pasó con el aluminio. Trump quiere que EE.UU. refine más cobre.
La petrolera reportó un incremento del 81 % en su producción total durante el segundo trimestre de 2025 y consolida su posición en el mercado. La petrolera Vista Energy reportó un incremento del 81 % en su producción total durante el segundo trimestre de 2025, impulsado por la consolidación de su participación en el bloque La Amarga Chica, uno de los más productivos de Vaca Muerta. Con 118.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), la compañía afianza su posición como segundo productor de shale oil en Argentina, detrás de YPF. La producción de crudo alcanzó los 102.000 barriles por día (bbl/d), […]
La obra mejorará la conectividad en una zona clave del desarrollo hidrocarburífero. La apertura de sobres será el 5 de agosto en Zapala, y el presupuesto supera los 11 millones de pesos. El gobierno de la provincia de Neuquén lanzó la licitación pública para la repavimentación de un tramo clave de la Ruta Provincial 6, entre Rincón de los Sauces y Crucero Catriel, en su empalme con la Ruta Provincial 8. La iniciativa tiene como objetivo mejorar la conectividad vial en una de las regiones con mayor proyección de crecimiento por su vínculo con el desarrollo de Vaca Muerta. De […]
La empresa PCR Energy habilito sus oficinas en Malargüe, generando gran expectativa. Los acompaño el gobernador Alfredo Cornejo. Qué le contó la empresa a Memo el año pasado. El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, participó ayer en la inauguración oficial de las nuevas oficinas de la empresa PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia) en Malargüe, en un acto que también contó con la presencia de la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y del CEO de la compañía, Martín Federico Brandi. Además estuvieron presentes en la inauguración el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas […]
Los analistas especulan que el mandatario estadounidense podría anunciar nuevas sanciones contra Moscú, que incluirían aranceles a los compradores de hidrocarburos rusos. Los precios internacionales del petróleo aumentaron en medio de las especulaciones sobre nuevas sanciones contra Moscú, luego de que el presidente estadounidense Donald Trump anunciara que haría una «gran declaración» sobre Rusia. Así, el precio de referencia del Brent cerró el viernes en 70,36 dólares por barril, lo que representa un aumento del 2,51 %, mientras que el West Texas Intermediate subió un 3,27 %, hasta los 68,75 dólares por barril. Expertos consultados por Bloomberg especulan que el […]
Se concreto una alianza, inédita para el país, entre la empresa argentina The Carbon Sink y The Well Done Foundation con el objetivo de compensar la huella de carbono, mediante la reducción del metano generado por pozos de petróleo. The Carbon Sink, consultora especializada en la gestión corporativa de carbono, anunció una alianza estratégica con la organización estadounidense The Well-Done Foundation, con el objetivo de ofrecer a clientes latinoamericanos la posibilidad de compensar su huella de carbono con créditos certificados generados a partir del sellado de pozos de petróleo y gas abandonados. Cuando un pozo de petróleo deja de ser […]
GeoPark Limited confirmó que baraja opciones para operar en la formación neuquina, pese al revés sufrido con Phoenix Resources. Su CEO ya se reunió con autoridades provinciales y aseguró que trabajan en nuevas oportunidades para desembarcar en Argentina. Pese a que su ingreso a Vaca Muerta se frustró en mayo por la salida de Phoenix Global Resources de un acuerdo de farm-out, la petrolera colombiana GeoPark Limited no se baja de la carrera. Esta semana, su CEO Felipe Bayón reafirmó ante inversores la decisión estratégica de ingresar a la Cuenca Neuquina, afirmando que la empresa “está poniendo el foco, la […]
Río Negro ya forma parte del nuevo mapa energético del Atlántico Sur. Con la llegada del OSV Fugro Resilience, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) entra en una fase decisiva: la evaluación técnica del lecho marino para montar la futura terminal de exportación. El buque zarpó desde Surinam, hizo escala técnica en Montevideo y amarró en San Antonio Este el 11 de julio. Hoy trabaja a 32 millas de Punta Colorada, frente a la costa atlántica, donde toma muestras geotécnicas para determinar el anclaje de las monoboyas. El Fugro Resilience no es cualquier nave. Tiene 83,4 metros de eslora, […]
El 6 de septiembre comenzará a arribar al Puerto de San Antonio Este un cargamento de 7.800 toneladas de acero para construir los tanques del proyecto Vaca Muerta Oil Sur. El gobernador de Río Negro destacó el impacto en el empleo local y la importancia estratégica de la obra para la provincia. Río Negro será protagonista de una operación logística histórica con la llegada, a partir del 6 de septiembre, de un cargamento de 7.800 toneladas de acero al Puerto de San Antonio Este, destinado a la construcción de los tanques de almacenamiento del proyecto energético Vaca Muerta Oil Sur […]
La municipalidad de Añelo (Neuquén) tomó el control de un tramo de la Ruta Provincial 7 y planea la construcción de colectoras para ordenar el tránsito. En tanto, la intendenta de Catriel (Río Negro), dijo que es la quinta vez que reparan la Ruta 151 con fondos municipales. El intendente de Añelo, Fernando Banderet, confirmó que el municipio se hará cargo del tramo urbano de la Ruta Provincial 7, conforme la decisión del Gobierno de Neuquén de cederle la concesión por 15 años. Mientras que la intendenta de Catriel (Río Negro), Daniela Salzotto, dijo que es la quinta vez que […]
El Instituto terciario tuvo tres egresados de Tecnicatura Superior en Hidrocarburos. Se suman así a los profesionales egresados de la institución. Previo al receso invernal, son varias las instituciones universitarias y terciarias que atraviesan el periodo de exámenes finales. Uno de ellos es el Instituto Superior de Enseñanza Técnica (InSET), presente con varias sedes en Santa Cruz desde 2010. Este viernes, desde la institución celebraron a sus primeros graduados en Hidrocarburos. El INSET Río Gallegos celebró a sus primeros recibidos en Hidrocarburos “InSET se enorgullece en anunciar que los alumnos Cader Mellado Sofía Constanza; Groothuis Diana Gisel y Cader Mellado […]
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó los nuevos precios de adquisición para el mes de julio del biodiesel y el bioetanol con aumentos de 2% y 1%, respectivamente. Lo hizo mediante la resoluciones 296 para el etanol de maíz y de caña de azúcar y 297 para el biodiesel, que fueron publicadas este lunes en el Boletín Oficial.
Por la ley 27.640, los biocombustibles se mezclan con las naftas y el gasoil antes del expendio en el mercado loca. El precio de los biocombustibles que adquieren las refinerías es regulado por el Poder Ejecutivo.
Para julio, el precio del biodiesel pasó de $ 1.276.874 a $ 1.302.411, marcando una suba de 2% de la tonelada, según la información proporcionada por la cartera energética. El producto elaborado a base de aceite de soja se mezcla por ley en un 7,5% con el gasoil.
Mientras que el precio del bioetanol de caña saltó $ 792,1 a $ 800 por litro y el etanol maicero subió de $ 726 a $ 733,2 por cada litro, registrando en ambos casos una suba de 1% para julio. El corte del bioetanol con las naftas es de 12% dividido en partes iguales para el producido con azúcar y con maíz.
El Decreto 450/2025, publicado días atrás por el Gobierno argentino (ver nota), redefine las reglas del mercado eléctrico mediante adecuaciones a las Leyes 15.336 y 24.065. Esta reforma establece un marco jurídico pro-mercado que busca reducir el peso del Estado, facilitar contratos entre privados y habilitar la libre elección de proveedor por parte de los usuarios.
La norma también habilita el comercio internacional de electricidad bajo reglas claras, exige transparencia en la facturación energética e impulsa la inversión privada en transporte eléctrico. Todo ello se implementará de forma gradual, en un plazo de transición de 24 meses.
Para Ignacio Rosenfeld, manager de Scalar Capital, este paso es clave desde el punto de vista regulatorio: “Es muy positivo que se avance en regular y actualizar”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica.
Sin embargo, más allá del plano normativo, puso el foco en la viabilidad económica del nuevo esquema, ya que valoró relevante avanzar en promover la competencia y sacar al Estado como el principal actor en la intermediación del sector, aunque advirtió que “aún es un interrogante si efectivamente existen incentivos económicos para que aumente la generación energética”.
A diferencia del impulso observado en el desarrollo de Vaca Muerta el especialista consideró que ese dinamismo no se puede trasladar de forma automática al sistema eléctrico.
“Para que haya mejoras en el transporte tiene que haber incentivos para que haya una mayor generación y demanda, y la generación dependerá principalmente de lo que sea la demanda. Entonces, si no tenemos una fuerte reactivación económica en los planos industrial y comercial, tampoco habría mucho incentivo”, afirmó.
Respecto a la situación de las energías renovables en este nuevo escenario, el análisis es cauteloso para la competencia, ya que si bien las renovables tienen un panorama favorable por cuestiones ambientales y de aprovechamiento de los recursos que tenemos, con eólica y solar con factores de carga muy altos, bajo la mirada del especialista en temas energéticos, también chocan contra el factor económico.
“La cancha todavía se sigue inclinando más por energías térmicas, lo cual no quita que aumente la oferta de generación renovable y naturalmente el precio baje. Hecho que eventualmente podría pasar, aunque creo que todavía estamos lejos de esa situación”, subrayó.
Por otro lado, el Decreto 450/2025 señala que se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.
Para ello, se requerirían garantías regulatorias y económicas claras. Desde el lado económico, es clave una demanda sólida, y desde lo normativo, una estabilidad que garantice reglas del juego estables en el tiempo, al menos, hasta que se recupere la inversión, como por ejemplo las futuras reglamentaciones y aclaraciones normativas que se deban realizar.
Un decreto pro-mercado con impacto cambiario
Rosenfeld también destacó un aspecto macroeconómico clave: la relación entre utilización/aprovechamiento de recursos propios y el tipo de cambio. Como bien destacó el gobierno al comunicar el Decreto 450/2025, durante 20 años se gastaron 105.000 millones de dólares en sostener el sistema energético, gasto el cual repercutió no sólo en subsidios sino también en importación de energía, lo cual impuso mucha presión sobre el tipo de cambio. Consecuentemente, si el gobierno apunta a un mercado más competitivo y con menor participación estatal se podrá entonces pensar en inversiones que permitan aumentar la oferta mediante un mayor aprovechamiento de recursos propios, lo cual reduciría sensiblemente la salida de divisas y por tanto también la presión sobre el tipo de cambio.
Dicho lo anterior, el país podría llegar a combinar un fuerte salto en la exportación de gas y petróleo con una fuerte contracción de sus importaciones, ello ayudado por una mayor oferta de energía a nivel local, todo lo cual guarda relación a su vez con la estabilidad cambiaria que viene impulsando la actual administración nacional.
Finalmente, Rosenfeld observa que la orientación general del Decreto 450/2025 es coherente con una mirada de largo plazo y no de revisión del pasado: “Es una mirada 100% para adelante y no una revisión. El gobierno busca mayor apertura, mayor competencia, para que el beneficio sea para el consumidor final”.
En una entrevista exclusiva en el marco de FES Iberia 2025, el Director de Estrategia y Director Tecnológico de Chemik Group,Héctor Erdociain, anticipa que la compañía alcanzará en 2025 un crecimiento del 50% respecto al año anterior. Este avance se apoya en una estrategia centrada en la fidelización tecnológica, la visibilidad de proyectos y una fuerte apuesta por la innovación y la expansión regional.
Según detalla el ejecutivo, el objetivo trazado para este año ya comienza a materializarse: “A día de hoy estamos en presupuesto, por lo cual estamos contentos”, asegura. Se trata de una evolución sostenida, incluso frente a la desaceleración de mercados clave como España y Colombia, que en otros años mostraban mayor dinamismo. La clave, explica, ha sido la planificación proactiva y el desarrollo de soluciones personalizadas para cada cliente.
Este escenario cobra especial relevancia si se considera que el mercado solar español transita un momento de ralentización, afectado por precios cero o negativos y una menor previsibilidad. “El mercado español este 2025 está bastante más frenado”, apunta Erdociain, quien destaca que “en primavera se dan precios cero o negativos en momentos concretos”, lo que complica la planificación para muchos actores del sector.
No obstante, Chemik proyecta aumentar su volumen de gigavatios instalados en el país respecto a 2024. “Vamos a hacer más gigavatios este año que el año pasado en España y eso es un mérito”, manifiesta.
Una de las grandes apuestas de la firma para consolidar su liderazgo es un nuevo producto, que se encuentra en fase final de pruebas que estará orientado a resolver problemas de seguridad post-instalación en parques solares.
Si bien el ejecutivo evitó dar detalles técnicos, sí anticipó que su lanzamiento al mercado está previsto para el corto plazo. “Estamos con las pruebas reales en parque ya del producto, creo que en un mes podremos decir que ya lo tenemos”, señala.
La innovación nace de la necesidad de aumentar la confiabilidad de los proyectos una vez en operación, algo que hasta ahora estaba menos cubierto por las soluciones tradicionales. “Veíamos que había que hacer algo más para dar cierta seguridad a los proyectos una vez instalados”, indica Erdociain. El objetivo es que este nuevo desarrollo marque un diferencial competitivo en 2026, año en el que proyectan una fuerte comercialización del producto.
Este crecimiento no se explica por el aumento de demanda, sino por la profundización de la relación con los clientes actuales, quienes apuestan nuevamente por Chemik gracias a soluciones personalizadas.
“El dar valor a los clientes con productos diferenciados genera que esos clientes continúen trabajando contigo”, afirma Erdociain, quien remarca que la apuesta en I+D ha permitido lograr visibilidad y previsibilidad de proyectos, dos factores críticos para fabricantes. Esto permite a Chemik planificar con antelación y crear los equipos necesarios para responder en condiciones óptimas a la demanda, minimizando contingencias y garantizando estándares de calidad operativa.
El desempeño regional de Chemik en 2025 es heterogéneo. Erdociain subraya que mientras mercados tradicionales como Colombia muestran señales de desaceleración, otros países han sorprendido positivamente. “Nos ha sorprendido Chile. Perú es un mercado bastante interesante. Estados Unidos es muy potente para nosotros”, puntualiza. En paralelo, México aún no despega, pero desde la compañía mantienen la expectativa de que se reactive pronto.
Así lo comentó también durante su participación en el panel «Tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España: Visión de líderes» en el FES Iberia 2025, donde remarcó que el desempeño internacional es resultado de una planificación anticipada y una escucha activa de los requerimientos técnicos de cada mercado.
Un elemento central en la filosofía de Chemik es la planificación con base en visibilidad real de los proyectos. Esto permite ajustar las capacidades internas, anticipar necesidades logísticas y generar respuestas técnicas más eficientes.
“Es muy importante para los fabricantes como nosotros poder planificar en el tiempo los proyectos que van a tener todo a lo largo del año”, explica Erdociain. Este enfoque es, para las empresas, uno de los motores silenciosos detrás de su performance.
Con esta visión, Chemik Group consolida una posición destacada dentro del sector fotovoltaico. El equilibrio entre expansión, fidelización e innovación técnica aparece como su fórmula de crecimiento sostenible, incluso en escenarios de alta volatilidad como el actual.
La falta de infraestructura de transmisión es el principal obstáculo para el crecimiento de las energías renovables y el desarrollo industrial en México. Según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, se estima que para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al sistema eléctrico al año 2030, el país necesita construir por lo menos 15.000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, además de revisar y modernizar muchas de las existentes, incluyendo las subestaciones de servicio.
“Hoy no estamos preparados para absorber de manera eficiente los picos de generación variable”, advierte Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables en diálogo con Energía Estratégica. Y explica que, aunque los costos de las baterías han bajado y el autoconsumo puede ayudar a aliviar el sistema, sin una expansión de la transmisión, la transición energética no será viable.
Las líneas de transmisión no han crecido al ritmo de la demanda. “Es más, no consideraron en su planeación la incorporación de la energía proveniente de fuentes renovables”, sostiene Abad Contreras. Recuerda que, cuando se diseñó el esquema inicial, la Generación Distribuida estaba limitada a 0,5 MW, y aunque hoy se permite hasta 0,7 MW con la correspondiente interconexión a la red, las líneas siguen siendo insuficientes.
La inversión necesaria es considerable. De acuerdo con Abad Contreras, “el costo por kilómetro de línea de transmisión en México varía entre 350.000 y 600.000 dólares, dependiendo del voltaje, la topografía y los derechos de vía”. Esto implica un gasto de entre 9.000 y 11.000 millones de dólares para la expansión de las líneas, a lo que se suman entre 1.000 y 2.000 millones de dólares adicionales para modernizar las subestaciones existentes.
La matriz energética mexicana depende actualmente en un 60% del gas natural, lo que representa un riesgo estructural frente a la volatilidad de precios y la seguridad de suministro. Esta situación no sólo genera un cuello de botella para las renovables, sino que también eleva los costos en situaciones de crisis energética, según advierte la especialista.
La demanda eléctrica crece a un ritmo sostenido. Según el Centro Nacional de Control de Energía, el consumo promedio aumenta un 2,9% anual. En 2023, la capacidad total del sistema eléctrico nacional fue de 90.000 MW, pero se requería capacidad para cubrir más de 110.000 MW en la demanda real. En términos de consumo, el país pasó de 351.000 GWh en 2023 a una proyección de 435.000 GWh en 2030.
Una medida reciente podría aliviar parcialmente la situación: el Acuerdo de Generación de Autoconsumo Interconectado publicado por la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria permite a los parques industriales desarrollar proyectos de autoconsumo de entre 0,7 y 20 MW. “Esto desahogará los cuellos de botella de las líneas de transmisión en zonas de desarrollo económico e industrial”, explica Abad Contreras.
Las zonas más críticas del país necesitan inversiones urgentes. En el Istmo de Tehuantepec, hay una alta capacidad eólica instalada que no puede ser evacuada al centro-sur por falta de nodos de interconexión. En Baja California, la prioridad es conectarse al sistema nacional. El Noreste y Noroeste poseen un enorme potencial solar y eólico, pero requieren inversión en transmisión y distribución.
En el Bajío y Centro Occidente, la alta demanda industrial podría beneficiarse del autoconsumo para liberar presión sobre la red. La Península de Yucatán, históricamente vulnerable, también necesita alternativas renovables apoyadas en almacenamiento.
Sin embargo, con una buena planificación se puede lograr que las fuentes renovables recuperen su tasa de crecimiento y tengan un papel preponderante dentro de la matriz energética del país, según manifiesta Abad Contreras.
Para lograrlo, México necesita un plan de modernización integral de la red. “Lo primero es enfocarse en la construcción de nuevas líneas de transmisión de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, y en la modernización y mantenimiento de las actuales que lo necesiten”, explica Abad Contreras. También destaca la necesidad de invertir en digitalización, redes inteligentes y sistemas de monitoreo en tiempo real para la gestión de intermitencias.
Un punto clave es el almacenamiento. La especialista señala que “se tiene que invertir en un almacenamiento consolidado, tanto de fuentes convencionales como de baterías, para regular las intermitencias y dar el soporte que requieren las renovables”.
Además, enfatiza la importancia de dar un mantenimiento certero a las líneas disponibles para evitar fugas y pérdidas técnicas, junto con la necesidad de reforzar las interconexiones con las penínsulas, especialmente Baja California y Yucatán.
La Ley de la Industria Eléctrica contempla la participación del sector privado en la infraestructura, mediante contratos mixtos, asociaciones público-privadas o esquemas de inversión financiada, pero falta la emisión de la reglamentación secundaria y terciaria. “Lo más importante es que se garantice el acceso a la demanda y se consoliden los proyectos de autoconsumo interconectado”, sostiene Abad Contreras.
Finalmente, la ejecutiva concluye que México tiene recursos renovables competitivos y una demanda creciente, pero enfrenta limitaciones en transmisión, incertidumbre regulatoria y dependencia del gas.
“Con inversiones en infraestructura crítica, reglas de mercado claras y la integración acelerada de renovables con almacenamiento, México puede lograr una matriz diversificada, competitiva y alineada con la transición energética”, concluye Abad Contreras.
Panamá se posiciona como un referente regional al impulsar la energía solar como eje de democratización del acceso a la energía. Con una estrategia clara de largo plazo, el país ya suma 165,8 MW de capacidad instalada en autoconsumo, cifra que crece de la mano del marco normativo y una planificación construida de forma multisectorial.
“El panameño ha encontrado en la energía solar distribuida un aliado frente a los costos de energía”, afirma Rosilena Lindo Riggs, asesora global en Energía y Clima y ex secretaria Nacional de Energía de Panamá, en conversación con Energía Estratégica.
El auge del autoconsumo no es casual. Responde a la implementación progresiva de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que ya cuenta con un 55% de avance al primer semestre de 2024. Este plan proyecta alcanzar 1.700 MW de capacidad instalada en autoconsumo renovable para 2030, equivalente al 14% de la energía total requerida.
Actualmente, una de las tres distribuidoras eléctricas del país ya supera el 3% de penetración energética y el 10% en potencia instalada mediante autoconsumo, según la Cámara Panameña de Energía Solar.
“Esta estrategia se está implementando activamente desde el sector privado, y se constituye en la herramienta por excelencia de descentralización y resiliencia energética”, destaca Lindo.
Gobernanza compartida y marco legal sólido
Este proceso se enmarca dentro de la Agenda Nacional de Transición Energética, lanzada en 2020 con ocho estrategias clave. Según Lindo, su fortaleza radica en que fue construida “de la mano del sector privado, academia, sector público y sociedad civil”, otorgando a cada actor un rol claro dentro de la transición.
El soporte jurídico incluye normas como:
La Ley 37 de 2013, modificada por la Ley 417 de 2023, que otorga incentivos fiscales para tecnologías solares.
La Ley 45, que establece un régimen de incentivos para fuentes renovables y limpias.
Las resoluciones de gabinete que aprueban estrategias sobre generación distribuida, innovación del sistema eléctrico y lineamientos generales de transición energética.
“Este marco legal les provee seguridad jurídica y claridad a los inversionistas”, enfatiza la ex funcionaria.
Desafíos pendientes: regulación, tarifas y equidad
A pesar del avance, Lindo advierte sobre riesgos latentes. “Es crítico que la regulación de la generación solar distribuida no vaya en detrimento de esta herramienta de democratización”, plantea, en referencia al debate del denominado “impuesto al sol”.
Para sostener el crecimiento del autoconsumo, Panamá necesita:
Finalizar la homologación de criterios técnicos para instalaciones.
Simplificar procedimientos para proyectos de pequeña escala.
Lanzar una plataforma digital de trámites, diseñada en conjunto con el BID y los municipios.
Incrementar los límites de capacidad instalada permitida.
Liberar el acceso público a la información técnica por circuito.
Además, Lindo plantea la necesidad de una regulación específica para generación distribuida comunitaria y de un modelo tarifario con separación de cargos fijos y variables, fundamentado en estudios financieros. Todo ello, según su visión, debería financiarse aprovechando esquemas de financiamiento climático, dada la función adaptativa de la generación distribuida ante eventos extremos.
“La generación distribuida es una medida de adaptación ante un clima cambiante”, resume.
Interconexión regional: la conexión con Colombia avanza
En paralelo a su desarrollo interno, Panamá avanza en el proyecto de interconexión eléctrica con Colombia, una obra estratégica para reforzar la confiabilidad del sistema y su integración regional.
Actualmente, el proyecto depende del avance del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en territorio colombiano, presentado oficialmente en febrero. Del lado panameño, el EIA también está en ajustes por cambios regulatorios y requiere el consentimiento favorable de tres grupos étnicos.
En paralelo, Panamá y Colombia trabajan en la armonización regulatoria binacional, necesaria para definir ingresos, viabilidad financiera y para la actualización del modelo de costos (CAPEX) y financiamiento, bajo la supervisión técnica del BID Invest.
“Una vez culminado este proceso, la empresa ICP podrá avanzar en las licitaciones y la construcción del proyecto”, detalla Lindo.
Una visión estratégica a largo plazo
La apuesta panameña no se limita a sumar megavatios: busca construir un modelo energético más participativo, resiliente y sostenible. “Las plantas solares nuevas son parte de la respuesta de un sector privado que se siente parte del camino trazado por Panamá hace 20 años”, destaca Lindo, en referencia al proceso de gobernanza iniciado en 2020.
Con reglas claras, visión compartida y proyectos de integración regional en curso, Panamá avanza hacia un sistema donde la energía renovable no solo sea abundante, sino accesible y justa para todos.
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables de la India firmaron un Memorando de Entendimiento centrado en la cooperación bilateral en fuentes de energía renovables.
El documento se firmó durante la visita oficial del primer ministro indio, Narendra Modi, a Brasil y refuerza el compromiso de ambas naciones con el desarrollo sostenible y la transición energética global. El acuerdo establece las directrices para una alianza estratégica entre Brasil y la India, centrada en tecnologías limpias y políticas públicas orientadas a la expansión de las energías renovables.
«La alianza con India refuerza el liderazgo de Brasil en la transición energética global. Unimos fuerzas con una nación estratégica para acelerar el desarrollo de tecnologías limpias, generar empleos verdes y garantizar la seguridad energética con responsabilidad ambiental. Esta es la diplomacia energética al servicio de un futuro más sostenible», afirmó el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.
Los temas prioritarios incluyen la energía solar, eólica, hidroeléctrica, la bioenergía, el almacenamiento de energía y el hidrógeno de bajas emisiones. El documento también contempla la capacitación técnica, el intercambio de expertos y la promoción conjunta de investigaciones y proyectos innovadores.
Como parte de la implementación del acuerdo, se creará un Grupo de Trabajo Conjunto para coordinar iniciativas y fomentar el intercambio de información, experiencias y buenas prácticas entre ambos países. Con una vigencia inicial de cinco años, el memorando fortalece la cooperación Sur-Sur y alinea a Brasil e India con los esfuerzos internacionales para combatir el cambio climático, promover el uso de tecnologías sostenibles y fortalecer la seguridad energética.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) mostró que durante mayo de 2025 la producción del sector experimentó una suba del 11% respecto al mes anterior, impulsada por planificaciones de producción y continuidad operativa. Sin embargo, la comparación interanual revela caídas en casi todos los subsectores, salvo en los productos básicos intermedios y finales agroquímicos. En el acumulado del año, la variación continúa en terreno negativo.
En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la indicó un aumento sustancial del 49% en comparación con abril 2025, por recomposición de stocks de las cadenas dónde se consumen dichas materias primas. Esta mejora se dio en casi todos los subsectores, a excepción de los finales termoplásticos y los productos básicos inorgánicos. A nivel interanual, algunos segmentos lograron incrementos del 19%, especialmente los productos agroquímicos; aunque el acumulado del año mantiene una caída del 7 por ciento.
Exportaciones
Las exportaciones, por su parte, mostraron una baja del 10% respecto al mes anterior. En términos interanuales, la caída fue más pronunciada, del 33%. No obstante, el acumulado del año sigue positivo, con un crecimiento del 12%.
El informe de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) destacó que durante mayo de 2025 la producción cayó un 33% respecto del mes anterior, registrando además una baja del 25% en la comparación interanual y del 2% en el acumulado del año. Las ventas locales mostraron caídas en las tres variables. En cuanto a las exportaciones, se observó una mejora del 3% en la variación mensual, con aumentos del 10% interanual y del 35% en lo que va del año.
Balanza comercial
Durante mayo de 2025, la balanza comercial de los productos del sector, medida en dólares, registró una suba del 9% en comparación con mayo del año pasado. Las importaciones disminuyeron un 0,52%, mientras que las exportaciones bajaron un 12,58%.
Por su parte, el uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, fue del 54% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos, repitiendo el valor del mes anterior para estos últimos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante mayo 2025, fueron de 350 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.370 millones en los primeros cinco meses del año.
“Los datos de mayo reflejan una mejora mensual en producción y ventas locales, lo cual es alentador, dada la situación general de la economía doméstica, pero con una leve caída en exportaciones. El contexto global sigue siendo muy desafiante con sobreofertas de productos y precios relativos en sus bajos históricos”,enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Compañía VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) encaró el viernes 11 de julio y por el plazo de cuatro semanas un estudio geotécnico en el suelo marino de Punta Colorada, Sierra Grande. Se llevar a cabo desde una embarcación especial, que se ubica a una distancia de entre 5 y 9 kilómetros de la costa.
Los trabajos de análisis de suelo son centrales para determinar cómo se realizará el anclaje de las dos monoboyas que ubicarán en la zona para la exportación de petróleo.
El buque que se utiliza para el estudio es el OSV Fugro Resilience, con bandera de Bahamas, que tiene 83,4 metros de eslora y posee la última tecnología que existe para trabajos geotécnicos. Será posicionado de forma remota y posee un laboratorio a bordo para analizar las muestras que se tomen y que luego serán enviadas a centros especializados en Estados Unidos para su caracterización final.
El estudio geotécnico se realizará bajo las más estrictas normas de seguridad y de preservación del ambiente, se indicó.
El proyecto VMOS consta de un oleoducto de 437 kilómetros más una terminal de exportación de clase mundial. Permitirá exportar 550 mil barriles diarios de petróleo en 2027.
VMOS es un consorcio de empresas líderes de la industria energética del país, integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol, Shell Argentina y Tecpetrol, para la construcción y operación del oleoducto y la exportación de crudo producido en Vaca Muerta.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, decidió que su antecesor en el cargo, Omar Gutierrez, no debe seguir integrando el Directorio de la petrolera de mayoría estatal YPF.
A traves de X Figueroa informó que “En el día de hoy (Viernes 11/7) le pedí al Cr. Omar Gutiérrez la renuncia inmediata al cargo de Director de YPF S.A., en el marco de las facultades de la provincia para designar un representante que esté en consonancia con los lineamientos estratégicos y objetivos definidos por la actual gestión de gobierno para la etapa institucional que atraviesa Neuquén y su posicionamiento en la empresa mencionada, de cara al futuro”.
No abundó en detalles acerca de la falta de “consonancia” respecto de los “lineamientos estratégicos” definidos por su gestión en cuanto a YPF.
Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, reafirmó su decisión de participar en la producción de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta en la Argentina. Lo hizo mediante una presentación a cargo del CEO de la compañía, Felipe Bayon, en un encuentro virtual organizado por Adcap Grupo Financiero ante 240 inversores y representantes del sector.
Bayon, que asumió como CEO de GeoPark en abril, delineó los pilares estratégicos de la compañía para una nueva etapa de expansión a mediano y largo plazo en la región, con un enfoque especial en el desarrollo no convencional de la cuenca Neuquina. Con una sólida posición financiera –cerca de US$ 300 millones en caja al cierre del primer trimestre– y un plan enfocado en eficiencia operativa y ejecución disciplinada en sus activos en Colombia, el CEO detalló cómo GeoPark se proyecta hacia una nueva etapa de expansión en la cual la Argentina ocupa un lugar central.
GeoPark había avanzado en un acuerdo con Phoenix Global Resources en mayo de 2024 para desarrollar cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por Neuquén y Río Negro. Pero un año después, en mayo de este año, el acuerdo no prosperó por falta de homologación por parte de la provincia de Neuquén en dos áreas y, finalmente la operación se cayó.
“Vaca Muerta es absolutamente estratégico y es prioritario para GeoPark. Estamos avanzando en varias oportunidades y vamos a compartir información cuando tengamos la certeza de que esas oportunidades se han concretado. Tenemos la intención y estamos poniendo el foco, la energía, los esfuerzos y los recursos en tener áreas en Vaca Muerta”, expresó Bayon.
El CEO comentó que durante su primera semana en GeoPark visitó a la Argentina y se reunió con el gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, y con el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, con quienes mantuvo “un diálogo abierto y positivo respecto a la posibilidad de que GeoPark se sume como nuevo operador en la cuenca Neuquina”, destacó la compañía en un comunicado.
“Tuvimos una muy buena recepción por parte de las autoridades provinciales. Hay disposición para que GeoPark se convierta en un nuevo inversor y operador en la región, trabajando en conjunto con la provincia y con las empresas que ya están presentes en la zona”, señaló.
En el encuentro, moderado por Lucas Confalonieri, Managing Director y socio de Adcap, “el CEO de GeoPark también se refirió al interés que diversas compañías con operaciones en la Argentina manifestaron por explorar proyectos conjuntos”. Además, comentó la reciente compra de acciones de GeoPark por parte de Pampa Energía y el “Shareholder Rights Plan” activado por el directorio de la compañía, destacando “conversaciones constructivas, productivas y respetuosas con Pampa que abren oportunidades de colaboración relevantes”.
Bayon destacó que “la expansión en la Argentina se da en paralelo con el compromiso de GeoPark de preservar su negocio base en Colombia, donde permanece enfocada en mantener la producción y seguir implementando medidas de protección de caja a través de la reducción disciplinada de costos y gastos, manteniendo los estándares superiores de seguridad que han caracterizado a la compañía a lo largo de su trayectoria”.
CEO
Felipe Bayon es reconocido como uno de los líderes más efectivos de la industria energética en América Latina, con más de 30 años de trayectoria internacional. Además de trabajar en compañías como Shell y BP, Bayon fue CEO de PAE entre 2005 y 2010 y entre 2017 y 2023 se desempeñó como CEO de Ecopetrol, donde lideró una transformación estratégica que incluyó expansión internacional, crecimiento en no convencionales, energías renovables y transmisión eléctrica, logrando resultados récord en seguridad, producción, finanzas y sostenibilidad.
Bayón agradeció a Adcap “por la organización del espacio de intercambio, que fortalece el relacionamiento con la comunidad financiera y contribuye a consolidar un canal de diálogo abierto y continuo”. Reiteró, además, el compromiso de la compañía con la creación de valor sostenible para todos sus accionistas.
El Banco Supervielle anuncia la eliminación de las comisiones para transferencias desde el exterior, sin límite de monto y de forma 100% digital, en línea con su objetivo de ofrecer soluciones que faciliten el uso y el crecimiento de los ahorros en dólares.
Este beneficio está destinado a personas físicas que reciben transferencias desde cuentas propias o cobros de jubilaciones del exterior. La idea es brindar mayor flexibilidad y acompañar a quienes necesitan operar con fondos del extranjero, simplificando el proceso y eliminando costos, según precisaron desde la entidad bancaria.
“A través de esta iniciativa, los clientes podrán abrir su caja de ahorro en dólares sin costo de mantenimiento de manera completamente digital, lo que refuerza una propuesta de valor centrada en la autonomía y experiencia del usuario”, destacaron desde el Banco Superville.
Herramientas
Esta medida se complementa con otras herramientas que la entidad viene desarrollando en torno a su oferta en dólares:
● Cuenta Remunerada en dólares, con un rendimiento del 2% anual.
● Plazos Fijos en dólares, con tasas de hasta el 5,5% a 12 meses, la más competitiva del mercado.
● Ampliación del horario para operar cambios en canales digitales, ahora disponible de lunes a viernes de 8 a 19 hs.
“Con estas iniciativas, Supervielle continúa fortaleciendo su propuesta de valor en moneda extranjera, optimizando la gestión de los dólares de forma simple, segura y 100% digital”, remarcaron desde el banco.
El Gobierno lanza una nueva licitación para exploración y explotación de hidrocarburos, bajo un nuevo esquema adaptado a la Ley Bases. Promete menos trabas y reglas claras. El gobierno de la provincia de Mendoza anunció que cambiará el esquema de licitaciones de áreas de exploración y explotación de hidrocarburos, incorporando los cambios introducidos por la Ley Nacional de Bases. Bajo este nuevo modelo, ya se avanza con la licitación de 15 áreas de exploración y explotación de petróleo convencional. Desde el Gobierno aseguran que el nuevo esquema agilizará todas las instancias relacionadas con la industria del petróleo. Y en este […]
El objetivo es contratar una consultora para elaborar los proyectos ejecutivos que permitirán concretar la obra, sobre la base del master plan desarrollado para esta zona estratégica del Sur mendocino. Se realizará a través de un Concurso Público Internacional. Los pliegos completos están disponibles en el sitio oficial de Mendoza Fiduciaria. En el marco del desarrollo integral del Polo Logístico, Industrial y de Servicios de Pata Mora (PPM2), ubicado en el sur del departamento de Malargüe, el fideicomiso constituido por la Provincia de Mendoza, junto a Mendoza Fiduciaria SA e Impulsa Mendoza, convoca a consultoras a participar en un concurso […]
El banco de inversión mantuvo su recomendación de compra y fijó un precio objetivo de US$ 75 para los próximos doce meses. El análisis contempla distintos escenarios de producción, inversión y cotización. Un informe reciente de Morgan Stanley ratificó su evaluación favorable sobre Vista Energy, a la que calificó como “la mejor vía de exposición pura a Vaca Muerta” para los inversores. La entidad mantuvo su recomendación de compra y fijó un precio objetivo de 75 dólares por acción para los próximos doce meses. El análisis incluye tres escenarios de crecimiento y destaca la reciente adquisición de la mitad del […]
La localidad neuquina de Añelo continúa siendo un imán para las inversiones, incluso en un contexto de volatilidad en la industria del petróleo y el gas. Su crecimiento acelerado y la demanda constante de infraestructura y servicios despertaron el interés de empresarios cordobeses que, en distintos grados, ya comenzaron a apostar por su desarrollo. A menos de dos horas de vuelo desde Córdoba, la ciudad de Neuquén despliega un panorama de auge económico. El paisaje urbano recuerda los años dorados de la soja: más de un centenar de obras en construcción y decenas de grúas dominando el horizonte. Pero es […]
El CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la importancia del mayor financiamiento de infraestructura en la historia del país para la construcción de un oleoducto en la Patagonia, que potenciará la exportación de hidrocarburos y fortalecerá la posición de Argentina en el mercado energético global. En un anuncio que marca un hito en el desarrollo energético argentino, YPF ha liderado un consorcio de ocho compañías en la obtención de un crédito internacional de US$ 2.000 millones destinado a la construcción de un oleoducto de 440 kilómetros en la región patagónica. Este proyecto, considerado por el propio CEO de YPF, Horacio […]
Infraestructura, empleo, impacto ambiental y planificación a largo plazo: las claves del proyecto que marca un antes y un después. San Antonio Oeste está frente a un punto de inflexión. Por primera vez en su historia, una megaobra energética de escala internacional tiene como epicentro a esta ciudad costera. La instalación de los buques de licuefacción de gas natural frente al Fuerte Argentino, en el Golfo San Matías, no solo representa una oportunidad inédita para el desarrollo, sino que también redefine su lugar en el mapa productivo nacional. La inversión será ejecutada por el consorcio Southern Energy, conformado por Pan […]
Este jueves se firmó el acta de inicio de obra de la Planta Reductora de Gas en el Parque Industrial de Esperanza. La misma permitirá que las empresas allí instaladas accedan al servicio y generará, además, la posibilidad de sumar 10.000 nuevas conexiones domiciliarias en la ciudad. El acto estuvo encabezado por el intendente de Esperanza, Rodrigo Müller; la diputada provincial, Jimena Senn; la secretaria de Energía de Santa Fe, Verónica Geese; y el presidente de ENERFE, Rodolfo Giacossa. En la oportunidad, Müller destacó que “hoy es un día histórico y de alegría para la ciudad porque iniciamos esta obra […]
La obra beneficiará a 500 nuevos usuarios que dejarán de usar leña y gasoil a partir de que sean abastecidos de gas licuado de petróleo. La Provincia reafirma su enfoque en el fortalecimiento de la infraestructura energética en zonas rurales y turísticas. El gobernador Rolando Figueroa firmó el Decreto 794/25, mediante el cual se otorgará un aporte de capital por 2.198 millones de pesos a la empresa estatal HIDENESA, para financiar la extensión de la red de gas domiciliaria en la localidad cordillerana de Moquehue. El proyecto prevé una red de 12.000 metros lineales de cañería de polietileno y permitirá […]
San Antonio de los Cobres fue sede de una jornada educativa organizada por la Comisión de Minería, Medio Ambiente y Recursos Naturales del Senado, que reunió este martes a legisladores, especialistas y alumnos de nivel secundario para reflexionar sobre el presente y las oportunidades de la actividad minera en Salta. El encuentro, realizado en el Mercado Artesanal, contó con la presencia de los senadores Leopoldo Salva, Miguel Calabró, Gustavo Carrizo y Gonzalo Caro Dávalos, el diputado Víctor Lamberto y el geólogo Ricardo Alonso. Participaron estudiantes de 4° y 5° año de la Escuela Técnica N° 3173 y del Colegio Sagrado […]
Argelia se ha posicionado como el principal suministrador de gas natural a España en lo que va de año, por delante de Estados Unidos, que ha visto recortar en el 55% sus exportaciones al país el pasado mes de junio con respecto a mayo. En concreto, el gas llegado del país norteafricano, tradicionalmente el principal suministrador de España, ascendió a 12.040 gigavatios hora (GWh) -7890 GWh por tubo (Medgaz) y 4150 GWh por metanero-, representando el 43,6% del total en el mes, según datos del boletín mensual de Enagás. Por su parte, Estados Unidos, que había sumado un total de […]
El Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública la modificación del Decreto Supremo N°88, correspondiente al reglamento de medios de generación de pequeña escala, con el objetivo de habilitar a los sistemas de almacenamiento BESS a participar en el mercado de energía y potencia.
La consulta pública estará abierta por 15 días hábiles, con posibilidad de extensión por 7 más, por lo que podrá estar disponible hasta la tercera semana de agosto; mientras que la tramitación del reglamento comenzaría a fines del mes de septiembre.
¿Qué incluye la modificación del DS 88?
Uno de los principales ejes de la reforma está en la incorporación normativa de los sistemas BESS. La propuesta contempla que estos puedan inyectar energía utilizando las holguras de capacidad de la red, habilitándose mediante bloques horarios extraordinarios.
Además, se establece que la capacidad disponible de retiro para la carga de las baterías podrá ser ajustada según la demanda de los clientes regulados, lo que introduce una lógica coordinada entre operadores y distribuidoras.
Desde el Ministerio aclaran que las inyecciones BESS podrán valorizarse a precio de energía o a costo marginal, pero que en todos los casos debe existir coherencia entre el precio de inyección y el de retiro.
También se habilita que los sistemas de almacenamiento asociados a Pequeños Medios de Generación Distribuida puedan financiar obras de adecuación y ampliación para realizar retiros desde la red, en coordinación con la distribuidora.
Otra transformación estructural es la creación de un nuevo Precio Básico de Energía (PBE), que reemplazará al precio estabilizado una vez culmine el período transitorio en el año 2034, sin un ajuste de banca de mercado y con una reliquidación anual.
El PBE se determinará a partir de los costos marginales esperados y la energía total en cada subestación eléctrica nacional, considerando tanto la demanda propia como los consumos de las barras asociadas.
“Mensualmente, el Coordinador Eléctrico Nacional contabilizará la diferencia entre la valorización a precio básico de energía y costo marginal horario. Y en diciembre de cada año, a partir de las diferencias acumuladas (a favor o en contra), se calculará el valor del reintegro mensual del año que será como una cuota fija”, aseguraron desde el Ministerio de Energía.
Otro cambio relevante es la extensión de la vigencia del Informe de Criterio de Conexión de 18 a 26 meses, a fin de lograr mayor flexibilidad a los desarrolladores para completar sus etapas de diseño y tramitación.
Sistemas de monitoreo, control y responsabilidad operativa
Por otro lado, uno de los puntos más sensibles del nuevo esquema será la gestión operativa en tiempo real, que quedará a cargo del Coordinador Eléctrico. La entidad podrá instruir recortes directos a las inyecciones de los PMGD cuando lo estime necesario, aunque las empresas distribuidoras podrán excluir de estos recortes a uno o más PMGD por razones de seguridad y calidad del servicio.
Bajo esa premisa, los Pequeños Medios de Generación Distribuida también deberán implementar obligatoriamente sistemas de información en tiempo real, cumpliendo las normas técnicas de seguridad y calidad de servicio; sumado a que se propone la creación de centros de control en distribución, a cargo de cada empresa distribuidora, con el fin de asegurar un flujo continuo y coordinado de información operativa con los proyectos PMGD.
FES Iberia 2025 se consolidó como el punto de encuentro estratégico del sector energético en Madrid, con la presencia de líderes globales que debatieron sobre transición energética, almacenamiento, regulación y nuevas tecnologías. En ese marco, Energía Estratégica mantuvo una entrevista audiovisual exclusiva con Luis Contreras, managing director deYingli Solar, quien presentó en detalle las características del nuevo módulo solar de la compañía y sus planes de expansión internacional.
“El módulo de la serie Plateau ofrece una eficiencia de módulo superior al 24 %, en torno al 24,1 %. Se ejemplariza en una potencia pico de 750 vatios y tiene un mejor comportamiento térmico, una mejor degradación del módulo y una eficiencia de bifacilidad superior”, detalló Contreras.
Según explicó el directivo, la tecnología se traduce en beneficios económicos concretos para los desarrolladores: “Le puede aportar al cliente una reducción en su CAPEX del VOS en torno al 1,5 % y una reducción del LCOE del sistema en torno al 2,9 %”.
Contreras consideró que el valor diferencial está en esa propuesta cuantificable: “Es un producto que viene a traer valor añadido al mercado, valor añadido al cliente, para ayudarle a esa mejora en su propio LCOE de planta, a ser más competitivos en esta situación tan hipercompetitiva de mercado en la que nos movemos”.
Objetivos y visión sobre los mercados internacionales
La estrategia de Yingli Solar está orientada a equilibrar las ventas internacionales con el mercado chino, donde actualmente permanece el 70 % de su capacidad de producción. “El objetivo de la compañía es igualar las ventas fuera de China con lo que se está quedando en el mercado local doméstico”, afirmó Contreras.
En ese sentido, apunta a reforzar el posicionamiento de la marca en mercados clave de Europa y América Latina, especialmente España, Argentina, Perú, Chile, Guatemala y República Dominicana. “Creemos que hay mercados que empiezan a rugir o a crecer con fuerza, pero otros que se quedan un poco paralizados”, analizó.
Sobre España, advirtió una cierta desaceleración, pero resalta que el foco está en construir relaciones de largo plazo: “Apostamos por clientes estratégicos que tengan una visión muy clara de lo que es la calidad y apostar por proveedores sostenibles y fiables en el tiempo”.
Contreras también subrayó el respaldo corporativo como parte de la propuesta de valor: “Nosotros como fabricantes tenemos que dar una garantía por más de 30 años, y uno de nuestros valores añadidos no solamente está en la tecnología y en el servicio, sino también en la sostenibilidad, en tener una salud financiera lo suficientemente fuerte como para acompañar al cliente a largo plazo y además reducir sus riesgos a la hora de invertir”.
Roadmap tecnológico hacia células tándem
Yingli Solar proyecta seguir liderando la evolución tecnológica, de manera que hoy está centrado en evolucionar la tecnología N-Type TOPCon, mientras que el siguiente escalón será la los módulos back conctact, y luego la célula tándem, con eficiencia de célula por encima del 30 %.
Allí, Contreras puso el foco en la necesidad de avanzar hacia soluciones integradas con almacenamiento de energía, a lo que consideró «fundamental» para estabilizar la red y mejorar el rendimiento energético. En su opinión, el diseño de soluciones modulares adaptadas a picos de demanda será clave en el contexto de saturación de red que enfrentan algunos países.
“La innovación tecnológica es la manera de contribuir como tecnólogos al mercado”, concluyó durante su intervención.
Con el lanzamiento del módulo Plateau Panda 3.0, Yingli Solar reafirma su liderazgo tecnológico y su estrategia de expansión global. El nuevo producto no solo mejora la eficiencia energética, sino que representa una herramienta concreta para reducir costos en un entorno competitivo.
Desde FES Iberia 2025, la compañía dejó en claro que su propuesta va más allá del producto: combina innovación, salud financiera, garantías sólidas y una hoja de ruta clara hacia el futuro energético en Europa y América Latina.
Vea la entrevista completa en el canal de YouTube de Future Energy Summit:
La compañía Copec Flux, parte del ecosistema Copec, proyecta una fuerte expansión en la industria de energía solar fotovoltaica de Chile, particularmente en los segmentos residencial, comercial-industrial y PMGD, con foco en soluciones integradas y tecnologías habilitantes. Su CEO, David Rau, entregó la visión estratégica y los próximos pasos.
Con el respaldo del ecosistema Copec y su sólida experiencia en proyectos fotovoltaicos, la compañía se posiciona como un actor clave en la industria de generación distribuida, con 140 MW ya en operación, proyectando duplicar su capacidad en los próximos años.
“Estamos desarrollando un portafolio tecnológicamente más diverso, que combina energía solar con baterías y estaciones de carga de alta potencia para transporte pesado con camiones eléctricos. La meta es duplicar este portafolio, incorporando nuevas tecnologías y habilitando soluciones para industrias como los datacenters”, señaló David Rau en diálogo con Energía Estratégica.
La integración de almacenamiento responde a un diagnóstico estratégico: asegurar suministro en horas de baja radiación solar y generar valor para industrias con operaciones críticas fuera de horario punta, como los centros de datos o la logística pesada. Durante el próximo año, la compañía mantendrá su enfoque en proyectos PMGD, evaluando nuevas oportunidades de construcción de plantas adicionales.
En paralelo, Copec Flux avanza con fuerza en el segmento residencial, apostando por democratizar el acceso a la energía solar, implementando soluciones de financiamiento a largo plazo (hasta 15 años), facilidades de pago y un modelo de atención centrado en el cliente.
“Estamos cuadruplicando el número de instalaciones este año, y proyectamos un crecimiento similar para el próximo. Más allá del volumen de paneles, nuestro foco está en llegar a más hogares y generar un impacto real”, destacó Rau.
La meta es duplicar la cantidad de hogares con energía solar, superando las 2.000 instalaciones anuales, con la mirada de largo plazo de llegar a un millón de hogares, impulsando un cambio estructural en cómo se accede y consume energía en Chile.
Por otra parte, en el sector comercial e industrial, Copec Flux despliega soluciones de autogeneración solar combinadas con contratos de suministro eléctrico (PPA), en alianza con EMOAC, también parte del ecosistema Copec. Esta integración permite ofrecer un modelo energético híbrido y competitivo, que combina generación renovable con suministro confiable y estable en el tiempo.
“Vemos un gran potencial de desarrollo en este segmento para el próximo año. Nuestra expectativa es duplicar la capacidad instalada en proyectos industriales, alcanzando entre 60 y 80 MW hacia 2026. Y las baterías tendrán un rol cada vez más relevante, permitiendo a las industrias operar de manera rentable en franjas horarias que antes eran económicamente inviables”, añadió el ejecutivo.
La expansión de Copec Flux no es un esfuerzo aislado. Forma parte de una visión integral que está impulsando Copec para acelerar la transición energética en Chile, con presencia en múltiples eslabones de la cadena: generación, infraestructura de carga, almacenamiento y nuevas soluciones digitales para optimizar el consumo energético.
Desde su relanzamiento en 2023, Prosumidores 4.0 consolidó un salto cualitativo en la provincia de Santa Fe, al posicionarse como mecanismo clave para acelerar la generación distribuida. Impulsado por la ley provincial sancionada en abril de 2024, el programa incorporó incentivos específicos para el sector productivo y sentó las bases para explorar nuevas tecnologías.
“Ya contamos con 1320 usuarios – generadores en más de 80 localidades. Y estamos cerca de los 8 MW de potencia en renovables”, señaló María Cecilia Mijich, subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la provincia de Santa Fe, en diálogo con Energía Estratégica.
A ello se debe agregar los parques fotovoltaicos de Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier, que suman 20 MW de capacidad y que fueron adjudicados a la firma Coral Energía en el año 2023 (actualmente están en construcción).
“Notamos un crecimiento notable desde el lanzamiento del programa en junio del año pasado, sobre todo en el sector comercial-industrial”, afirmó la funcionaria, subrayando que este segmento comienza a crecer en demandas y solicitudes para nuevos proyectos.
Además, la generación distribuida santafesina también gana escala, con más de 120 proyectos en curso que manejan potencias considerables, superando en conjunto los 300 kilovatios en trámite. Esto posiciona a la provincia como referente nacional en generación distribuida, tanto en cantidad de usuarios como en capacidad instalada.
En comparación con los datos de hace un año, cuando el programa registraba 1108 prosumidores, el incremento supera el 19% interanual. Asimismo, el ecosistema de proveedores también creció: en 2023 se contabilizaban 120 empresas, mientras que hoy el número es superior gracias a una política de fortalecimiento del entramado local.
Para facilitar el acceso a estos sistemas, Santa Fe articula líneas de financiamiento específicas, tanto con organismos públicos como con bancos privados. Entre ellas se incluye la iniciativa del Consejo Federal de Inversiones (CFI), que en su última edición destinó $120.000.000 para proyectos renovables, con plazos de hasta 60 meses y un financiamiento del 80% del monto total.
“Tenemos una política de líneas de financiamiento puesta a disposición del sector productivo, que ayuda mucho a que el sector crezca tanto en eficiencia energética como en renovables”, explica Mijich.
“Trabajamos con CFI, pero también firmamos convenios con bancos privados, con tasas del 20% a 22% anual, que conviene para la ecuación económica de la instalación fotovoltaica, sumado a los beneficios que tiene el programa Prosumidores, de manera que el retorno de inversión ronda de 3 a 5 años”, agregó.
Más allá del apoyo financiero, el gobierno provincial trabaja en consolidar las condiciones técnicas, regulatorias y profesionales para acompañar el crecimiento sostenido del sector. Esta estrategia busca construir un ecosistema robusto que genere confianza y facilite que cada vez más santafesinos y santafesinas decidan generar su propia energía, con infraestructura adecuada, mano de obra capacitada y herramientas normativas claras.
En paralelo, la provincia avanza en la exploración de nuevas fuentes de energía renovable. “Estamos trabajando y estudiando otras tecnologías, como programas para aprovechamiento de biogás”, comentó Mijich, quien también destacó el enfoque en reconvertir pasivos ambientales del sector productivo en soluciones energéticas viables.
Esta línea de trabajo busca sumar energías limpias alternativas que amplíen el abanico más allá de lo solar fotovoltaico, generando sinergias con la gestión de residuos y promoviendo el desarrollo de un modelo circular de energía.
Eficiencia energética como pilar de la transición
Otro eje clave es la eficiencia energética, con herramientas concretas a disposición de los ciudadanos y del sistema productivo. Una de ellas es la calculadora digital, que genera reportes de grado 1 y 2 con recomendaciones para reducir el consumo.
Además, la provincia fue pionera en el desarrollo de gestores energéticos y en el etiquetado de viviendas, contando con la primera normativa reglamentada del país en esta materia.
“Este enfoque también se articula con la Dirección Provincial de Vivienda, para incorporar criterios de eficiencia energética en la planificación de viviendas públicas y en la construcción de edificios estatales, analizando costos económicos de construcción, beneficios de las orientaciones y de la naturaleza”, complementó la funcionaria.
“El objetivo es incorporar el concepto de eficiencia energética en distintos lugares del Estado, que son los que realizarán las transformaciones de cara al futuro en los propios edificios del gobierno, así como también en la política de vivienda pública que se lleve adelante”, concluyó.
Solis, reconocido líder mundial en la fabricación de inversores fotovoltaicos, ha recibido oficialmente la Certificación del Sistema de Gestión de Propiedad Intelectual por parte de Zhong Gui (Beijing). Este hito subraya el compromiso inquebrantable de la compañía con un desarrollo seguro, conforme y enfocado en la innovación dentro del sector de energía inteligente. Marca un paso significativo para reforzar la dedicación de Solis a la protección de la propiedad intelectual (PI), la integridad en I+D y el cumplimiento de estándares internacionales, consolidando aún más su posición como socio confiable en energías renovables a nivel global.
La protección de la propiedad intelectual impulsa la innovación en energía inteligente
A medida que la industria de energías renovables evoluciona rápidamente, el cumplimiento sólido en materia de PI se ha vuelto esencial para mantener la competitividad global. Solis ha integrado de manera constante la innovación con el rigor normativo, y esta certificación valida el enfoque integral de la empresa en la protección de patentes, la gestión de secretos comerciales y el cumplimiento de las leyes de PI a nivel internacional.
“La propiedad intelectual es la columna vertebral de la industria solar inteligente”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Ginlong (Solis) Technologies. “Desde el diseño de hardware en nuestros inversores hasta los algoritmos impulsados por IA en la plataforma SolisCloud, el cumplimiento está presente en cada etapa de nuestro proceso de desarrollo. Esta certificación garantiza que no solo entregamos tecnología de vanguardia, sino también un ecosistema de innovación seguro y conforme.”
Un marco integral de cumplimiento y confianza
La certificación abarca las funciones principales de Solis, incluyendo I+D, fabricación, ventas y servicios de datos, complementando sus certificaciones internacionales existentes, tales como:
Regulación de ciberseguridad PSTI del Reino Unido
Protocolos de protección de datos alineados con GDPR en SolisCloud
Certificaciones de seguridad CE, UKCA y VDE
Cumplimiento de red en los principales mercados globales
IEC 61727 & IEC 62116 – Estándares de conexión y operación a red
IEC 62109-1 & IEC 62109-2 – Estándares de seguridad para inversores fotovoltaicos
Con cientos de patentes registradas globalmente, Solis continúa expandiendo su portafolio de PI en áreas clave como monitoreo de energía, optimización impulsada por IA y tecnologías conectadas a la red. A medida que SolisCloud implementa funciones de automatización de próxima generación, la compañía mantiene un enfoque en la gestión proactiva de riesgos en PI, asegurando que la innovación avance de la mano con el cumplimiento legal y regulatorio.
Para alinear mejor sus innovaciones con las necesidades reales del mercado, Solis invita a sus clientes y socios de la industria a participar en la Encuesta Global de Satisfacción 2025: Participar aquí
El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, aseguró que la línea de transmisión de 345 kilovoltios (Kv), inaugurada este miércoles en Manzanillo, Montecristi, fortalecerá la capacidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al tiempo que optimizará el transporte de la energía generada por la central Manzanillo Power Land, que cuenta con 414 megavatios de potencia.
Esta obra es el resultado de una colaboración público-privada que consiste en 128 kilómetros. Esta obra, tuvo una inversión superior a los US$147 millones. La línea fue desarrollada por la empresa Energía 2000, en un acuerdo con la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), y su construcción estuvo a cargo de Elecnor.
«Hoy damos un paso trascendental en el fortalecimiento del sistema eléctrico dominicano, con la inauguración de la Línea de Transmisión de 345 kilovoltios, una obra que une a Pepillo Salcedo con El Naranjo, pasando por Guayubín y que representa un hito en nuestra estrategia de modernización, eficiencia y sostenibilidad energética», aseguró Santos.
El ministro resaltó el trabajo conjunto entre ETED y Energía 2000 en esta «imponente obra», que simboliza el desarrollo y un avance firme hacia la meta de incrementar la capacidad del SENI para 2028, una de las estrategias clave de la gestión del presidente Abinader.
Santos también señaló que esta infraestructura permitirá aprovechar al máximo el potencial de energía renovable, eólica y solar de la región noroeste, impulsando la diversificación de la matriz energética del país.
«Esta infraestructura será clave para el desarrollo de toda la región norte, al crear nuevas oportunidades de inversión, garantizar mayor estabilidad energética y conectar eficientemente la generación con el consumo», añadió el titular del MEM, quien estuvo acompañado por el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez.
De su lado, Martín Robles Morillo, administrador general de la ETED, reconoció que este logro forma «parte del compromiso asumido en el plan de expansión del sistema de transmisión que llevamos adelante con responsabilidad, visión y respaldo firme del presidente Luis Abinader. Constituyendo también el cumplimiento de la Ley General de Electricidad».
En tanto, Jaime Santana Bonetti, presidente de Energía 2000, destacó que la línea fue diseñada con los más altos estándares técnicos. Anticipó que su impacto se traducirá en energía más confiable y competitiva para industrias, comercios y comunidades del norte, configurando «un sistema eléctrico más robusto, más justo, más nacional».
En el evento también estuvieron presentes altos funcionarios del Gobierno y representantes del sector empresarial.
Sobre la Línea
Con una longitud de 128 kilómetros, esta línea de transmisión de doble terna, compuesta por 321 torres distribuidas cada 400 metros, permitirá interconectar los proyectos de generación eléctrica en desarrollo en Montecristi, incluyendo la central Manzanillo Power Land de 414 MW, con el SENI. La conexión se realiza a través de una salida con interruptor de potencia en la subestación El Naranjo, en la provincia de Santiago.
El ex ministro de Energía Juan José Aranguren; el presidente del CEARE, Raúl Bertero; y el vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, Ernesto Díaz; analizaron en la última emisión de Dínamo, el streaming de EconoJournal, el fallo de la jueza Loretta Preska que ordenó al Estado argentino transferir las acciones que posee en YPF a los fondos Burford Capital y Eton Park, , la crisis de abastecimiento de gas de los últimos días y el acceso al financiamiento que consiguieron las empresas socias del proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS).
El ejecutivo de Rystad Energy celebró el acceso a un financiamiento por más de US$ 2000 millones que consiguieron YPF, Pluspetrol, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa, Chevron, Shell, Tecpetrol Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de Neuquén, para construir el VMOS, la principal obra de infraestructura que tiene en carpeta Vaca Muerta. “Es una excelente noticia lo del Vaca Muerta Sur ya que despeja las incertidumbres que había y además va a significar valores de exportación cercanos a los US$ 20.000 al 2030. El fallo de Loretta Preska no afectó su financiamiento y tampoco debería afectar a YPF. Vaca Muerta va a desarrollarse de manera más rápida de lo que se viene desarrollando hasta ahora”, aseguró.
Díaz planteó que “el mercado en ningún caso ve que se vaya a hacer una transferencia de las acciones de YPF, sino que ve un negocio sólido. Prima más la solidez de los balances que la incertidumbre por el fallo de la jueza. Hay que hacer las cosas bien de manera sostenida y las inversiones van a venir”.
Juicio por YPF
Respecto al juicio sobre la petrolera bajo control estatal, Aranguren consideró: “Mientras que los dirigentes que nos llevaron a esta situación sigan manejando lo público vamos a cometer los mismos errores. La administración Kirchner se agravió del estatuto de YPF y no lo cambió aun cuando tuvo el control de la compañía. Sigue estando la cláusula 7 F2 que es la base de todo del problema (que se refiere a la estructura accionaria de la empresa)”.
“Es importante negociar antes de que haya una sentencia definitiva. Yo haría todo lo que tenga a mi alcance. No creo que sea de mal administrador público intentar todos los mecanismos”, aseveró Aranguren.
También se refirió a las posibilidades que tiene la Argentina de negociar y remarcó que “la Cámara de Estados Unidos da vuelta el 10% de los fallos de primera instancia. El que negocia debe tener en cuenta esto y la solidez de los argumentos que tiene. Yo utilizaría el argumento que hizo Burford que valorizó el juicio en un determinado valor para ver hasta dónde se puede negociar. Estoy convencido de que cuánto más podamos reducir el ruido va a haber más capital y a un menor costo para poder sostener la posibilidad de que en 2030 exportemos y tengamos un superávit del orden de los 30.000 millones de dólares».
Impacto
Aranguren exhibió que durante el periodo 2008-2011, durante el cual YPF tuvo como accionista a la familia Eskenazi, la producción de petróleo cayó el 21,3% y la de gas el 27,3%, a lo que se sumó que la ganancia neta de la compañía fue 4.903 millones de dólares, que se repartieron dividendos por US$ 6.933 millones y que la deuda de YPF pasó de US$ 994 millones a US$ 3746 millones. “Discutir el fallo de Preska nos está impidiendo ver este desastre. Y peor es que alguien diga que sin esto no se hubiese obtenido Vaca Muerta. La política de dividendos es claramente un vaciamiento”, enfatizó.
Mercado de gas
Bertero se refirió a los cortes de gas que se registraron la semana pasada los cuales evidenciaron la fragilidad del sistema, situación que llevó a que usuarios residenciales, industrias y estaciones de GNC no contaran con suministro.
El presidente del CEARE explicó que, en la Argentina, al ser el único país que no tiene gran capacidad de almacenamiento subterráneo, pero sí una fuerte estacionalidad, es normal que durante el periodo invernal se produzcan cortes a usuarios ininterrumpibles y que las centrales eléctricas deban utilizar combustibles líquidos para generar electricidad.
“Este es el funcionamiento normal que tiene el sistema. Lo que no es normal es cuando se les corta el suministro a usuarios con contratos en firme. Eso marca un estado de emergencia. Siempre tiene que quedar protegida la demanda residencial”, afirmó Bertero.
¿Cuál fue el aspecto diferente en esta crisis de abastecimiento?
El titular del CEARE indicó que lo que ocurrió fue que el corte de suministro a los usuarios en firme fue muy profundo y que incluso alcanzó a los usuarios residenciales. En ese sentido, puntualizó que las razones estuvieron ligadas a “un aumento fuerte de la demanda con récords históricos, sumado a la caída no prevista de la inyección de gas de Vaca Muerta. La reacción del sistema de cortar rápidamente no fue lo suficientemente ágil para impedir que la situación fuera dramática”.
“El lunes 30 de junio fue fuerte el problema del pico de demanda. Ahí hubo una caída de la inyección de gas de Vaca Muerta, pero las restricciones fueron relativamente chicas porque se seguían exportando seis millones de metros cúbicos de gas por día y los industriales estaban con 30 millones de m3. Había una cantidad de usuarios firmes a la que se le tendría que haber cortado el suministro. Esto hubiese evitado la profundidad de los cortes”, concluyó Bertero.
Vista Energy presentó los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81 % más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79 %. Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.
La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50 % en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/den junio, se detalló.
El EBITDA ajustado del período fue de 404.5 millones de dólares, un 40 % superior al mismo período de 2024 y un 47 % más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66 %, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.
En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.
Los ingresos totales alcanzaron los 610.5 millones de dólares, un 54 % por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58 % del total de ingresos netos.
La ganancia neta fue de 235.3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184 % respecto al trimestre anterior y un aumento del 68 % en comparación con el mismo período del año anterior.
El lifting cost fue de 4.7 USD/boe, un 4 % superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.
La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356.1 millones de dólares.
Vista Energy presentó hoy los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 barriles equivalentes diarios, un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 barriles al día, también con un crecimiento interanual del 79%.
Este incremento de la compañía fundada y dirigida por Miguel Galuccio se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril en una operación con la malaya Petronas, considerada la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de shale oil.
Vista es el mayor productor independiente de petróleo de Argentina, y su actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista.
En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/d en junio.
Las ganancias del trimestre
La compañía informó al mercado que el EBITDA ajustado del período fue de US$ 404,5 millones, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025.
El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.
En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo, y los ingresos totales alcanzaron los US$ 610,5 millones, un 54% por encima del mismo período de 2024.
Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de US$ 593 millones, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a US$ 345 millones, lo que representa el 58% del total de ingresos netos, detalló el reporte de resultados.
A su vez, la ganancia neta fue de US$ 235,3 millones, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.
El lifting cost fue de US$ 4,7 por barril equivalente, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.
Finalmente, la compañía también informó que la inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de US$ 356,1 millones.
La Legislatura de Tierra de Fuego ratificó este martes el acuerdo de prórroga firmado por el gobernador Gustavo Melella con el consorcio integrado por las empresas TotalEnergies, Wintershall Dea (hoy Harbour Energy) y PAE de las concesiones hidrocarburíferas Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus, Argo y Vega Pléyade. Eso bloques integran el consorcio Cuenca Marina Austral I (CMA1).
La prórroga busca reactivar la actividad en esos yacimientos maduros y en ese sentido, apunta a fomentar la inversión mediante la implementación de nuevas tecnologías y métodos de recuperación, además de mantener programas de exploración y desarrollo sostenible. La operación de los lotes Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade se prorroga hasta 2041, mientras que el lote Argo extiende su concesión hasta 2045; es decir, con una extensión de 10 años en cada caso ya que los contratos originales expiraban entre 2031 y 2035.
El acuerdo ratificado por la Legislatura de Tierra del Fuego había sido suscripto el 13 de junio y refrendado por el decreto 1671/25, en el que se establecen compromisos financieros por parte del consorcio. Allí, las empresas se comprometen a realizar inversiones y desembolsos operativos por un total de US$ 530 millones. Además, la UTE se comprometió a abonar un bono de prórroga de US$ 5,1 millones y un bono de compensación de US$ 35 millones por la interrupción temporal del yacimiento Vega Pléyade.
Catherine Remy y a su izquierda el Gobernador Melella en un acto reciente
Regalías
Una de las condiciones de lo firmado en junio por Melella y Catherine Remy, Managing Director Total Austral como operadora del consorcio, es el incremento del 3% en las regalías sobre la producción de los lotes involucrados. De esta forma, Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares y Kaus pagarán el 18% a partir del 1 de octubre de 2040, y Argo lo hará desde el 1 de julio de 2044. Vega Pléyade, por su parte, abonará el 15% a partir de octubre de 2024.
Lo suscripto también posibilita que los concesionarios realicen acuerdos para la venta de gas natural en firme, hasta el 10% de la producción del área, bajo condiciones de mercado, si la provincia o la empresa provincial Terra Ignis Energía SA requieren ese suministro. Asimismo, se incluye una cláusula de estabilidad fiscal que compromete al Estado provincial a no imponer nuevos impuestos ni aumentar los existentes a los concesionarios, salvo excepciones tasas retributivas o contribuciones de mejora.
El bono de compensación por la suspensión de Vega Pléyade se efectivizará en cuatro cuotas trimestrales durante los próximos tres años. Este último pago compensará a la provincia por las regalías no percibidas debido a la suspensión de 36 meses de la producción de la plataforma Vega Pléyade, necesaria para prevenir la inestabilidad de los pozos.
En un contexto energético global marcado por la necesidad de descarbonizar, la volatilidad de los precios y la urgencia de garantizar el suministro, las compañías de petróleo y gas están redefiniendo sus estrategias. Frente a este escenario, la consultora Boston Consulting Group (BCG) destaca que optimizar la producción de campos ya desarrollados se presenta como la vía más rentable, rápida y sostenible para incrementar la rentabilidad operativa, reducir emisiones y acelerar la captura de valor en el corto plazo.
En su informe titulado The Smarter Path to Energy Security and Profitability? Optimizing Production, la compañía señala que mejorar el desempeño de campos existentes puede ofrecer beneficios financieros y ambientales superiores a los de nuevas exploraciones, especialmente cuando estas implican altos costos, plazos largos e incertidumbre operativa.
Impacto
Según el análisis, la inversión en optimización de producción puede generar entre tres y cuatro veces más retorno en EBITDA que las medidas tradicionales de reducción de costos, con un costo hasta 45 % menor que el desarrollo de nuevos yacimientos. En regiones maduras como el Mar del Norte, el costo promedio por intervención es de £12 por barril equivalente de petróleo (BOE), mientras que desarrollar nuevos campos supera los £20 por BOE.
Además, se estima que un incremento del 5 % en la producción diaria de campos existentes hasta 2030 podría traducirse en ingresos adicionales por US$ 600.000 millones a nivel global. A esto se suma una reducción de más del 10 % en las emisiones de alcance 1 y 2 al aprovechar infraestructura existente, así como un ahorro de hasta 52 % en impuestos de carbono en comparación con proyectos de nuevos desarrollos.
“En un contexto en que explorar nuevos yacimientos es costoso, incierto y lento, optimizar la producción en activos existentes se consolida como una de las formas muy eficientes de capturar valor y reducir riesgos”, señaló Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.
Plano local
En el contexto argentino esta visión cobra aún más relevancia ante el proceso de desinversión de activos convencionales que impulsa YPF, con el objetivo de concentrarse en Vaca Muerta.
Esta transición abre oportunidades para nuevos jugadores con modelos operativos más ágiles y capacidades específicas en la optimización de campos maduros. Actores locales como Pecom, Quintana Energy y otros están ingresando con un enfoque orientado a capturar valor mediante eficiencia operativa, técnicas de recuperación mejorada (EOR) y el uso de tecnología aplicada al monitoreo y planificación de reservorios.
En este escenario, optimizar la producción no solo es una estrategia más rentable y rápida, sino también una herramienta clave para dar extender la vida útil de activos existentes con un perfil de inversión más acotado, destacaron desde BCG.
“Las decisiones de inversión ya no deben basarse solo en la promesa de barriles futuros, sino en la capacidad de extraer más de lo que ya se tiene, con menos emisiones y mayor velocidad. Ese será un diferencial operativo clave en esta nueva etapa del sector», concluyó De Lella.
EconoJournal publicó el miércoles 9 de julio la nota titulada “Cammesa había advertido que el gas natural de Vaca Muerta no alcanzaba para cubrir la capacidad de transporte hacia los centros de consumo”, cuya redacción se apoyaba en una comunicación interna —una de las tantas notas que se intercambian los actores gubernamentales con responsabilidad en la operación del sistema energético— ocurrida el 5 de junio entre la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la Secretaría de Energía. Mediante una misiva, la primera informaba a la cartera que dirige María Tettamanti que no estaba pudiendo conseguir los volúmenes de gas necesarios para saturar la capacidad de transporte de gas contratada por Cammesa para abastecer del fluido a las centrales térmicas de generación.
El artículo periodístico publicado por este medio omitió informar, sin embargo, que en respuesta a esa carta enviada a principios del mes pasado, la Secretaría de Energía ordenó a Cammesa a salir a contratar gas natural en el mercado spot —por medio de licitaciones realizadas bajo el paraguas de MEGSA— a precios más altos de los que históricamente ofrecía pagar la compañía administradora. Esa instrucción formalizó una novedad y un cambió en el modus operandi de Cammesa que está en línea con la intención del gobierno de Javier Milei de avanzar hacia una mayor apertura del sector energético tras años en que los distintos segmentos del mercado estuvieron administrados por el Estado.
Apertura de mercado
En los hechos, la Secretaría de Energía, que reporta al Ministerio de Economía que encabeza Luis ‘Toto’ Caputo, autorizó a Cammesa a comprar por primera vez gas natural por encima del precio fijado en el Plan Gas para el período de invierno. Ese valor está fijado en torno a los US$ 4,70 por MMBTU (un 25% más que el precio anual de unos 3,50 dólares). A partir de ese aval, durante las siguientes semanas de junio Cammesa realizó licitaciones en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) en los que ofreció pagar entre 8 y 11 dólares por volúmenes incrementales de gas para cubrir la demanda de las usinas térmicas.
“Por primera vez se instruyó a Cammesa a contratar gas a precio más alto que el del Plan Gas, siempre y cuando sea más barato que combustibles alternativos como el gasoil o el fuel oil. Así es como debería funcionar un mercado libre. No es que la Secretaría de Energía se durmió (Sic). La realidad es exactamente lo contrario”, explicó una fuente oficial.
Desde el área energética del gobierno atribuyen la crisis del gas registrada la semana pasada a los problemas de inyección registrados en dos de los principales yacimientos de shale gas de Vaca Muerta motivados por problemas operativos en las plantas de tratamiento de esos campos ocasionados por las bajas temperaturas. “Se afectó menos del 2% de los clientes residenciales de Mar del Plata. No existe un problema de todo el sistema si el 99,95% de los clientes residenciales de la Argentina no fueron afectados”, indicaron.
Problema de fondo
Sobre un problema de fondo ligado a la inexistencia de incentivos económicos concretos para que las petroleras inviertan en el aumento de gas de Vaca Muerta —en especial en la ventana de gas seco (dry gas)—, un fenómeno que se dejó traslucir este año desde la óptica de algunos especialistas como Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía, las fuentes oficiales consultadas descartaron de plano la posibilidad de que el gobierno lance una licitación en cabeza del Estado —podría ser una nueva ronda del Plan Gas— para reforzar la producción de gas para el próximo invierno.
No es ni siquiera una decisión del área energética. Los lineamientos ideológicos que bajan desde Presidencia y el marco teórico que defiende la conducción libertaria impiden esa posibilidad. Se seguirá optando, de ese modo, por instruir a Cammesa y en el futuro a los generadores privados —una vez que se avance con la reforma del sector eléctrico a partir de noviembre— a licitar la contratación de gas más caro en el mercado spot. Habrá que monitorear en qué medida los productores interpretan que esos incentivos son los suficientemente sólidos para elevar su inversión en pozos de gas para el próximo invierno.
El acuerdo asegura producción, mejora regalías y suma fondos por 35 millones de dólares por los bloques Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade hasta 2041, y Argo hasta 2045. El Gobierno de Tierra del Fuego y el consorcio conformado por TotalEnergies, Harbour Energy y Pan American Energy (PAE) lograron acuerdo crucial para la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas en la Cuenca Austral Marina 1. Este convenio, motivado por la necesidad de revitalizar yacimientos maduros y asegurar futuros ingresos fiscales, extiende la operación de los bloques Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade hasta 2041, y el bloque […]
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Unblock, empresa dedicada a la generación de energía a partir del gas de venteo, logró un financiamiento de 13,5 millones de dólares que le permitirá duplicar su presencia en Vaca Muerta. La compañía anunció una financiación por parte de Goldcrest Capital y Collaborative Fund, dos importantes grupos de capitales que invierten en start ups tecnológicas.
Unblock se dedica desde 2023 a la generación de cómputos —un insumo en el negocio de criptomonedas— a través de la energía que se genera en plantas modulares que capturan el gas de venteo. Es la primera iniciativa de este tipo en Argentina y la segunda en el mundo, después de Estados Unidos. Hoy en día tiene presencia en Vaca Muerta en el área Los Toldos II Este de Tecpetrol y en Loma Jarillosa Este de Pluspetrol.
El proyecto utiliza como combustible gas de venteo, es decir, gas que de otra forma sería quemado, para abastecer a motogeneradores que se ubican a metros de los pozos petroleros. De esta forma, produce grandes cantidades de energíaque alimentan a las computadoras encargadas de minar criptomonedas o procesar datos para la creación de Inteligencia Artificial.
Tomás Ocampo, CEO de Unblock
“Este financiamiento es distinto a un financiamiento tradicional de proyectos en Vaca Muerta. Es una apuesta a la tecnología que podemos desarrollar en Unblock, en Neuquén”, expresó Tomás Ocampo, CEO de Unblock en conversación con EconoJournal. El titular de Unblock destacó que este nuevo fondo les permitirá duplicar para septiembre la cantidad de módulos que podrán operar y de esta manera contribuir a la reducción de emisión de gases de efecto invernadero. Esta nueva ampliación apunta únicamente a aumentar el potencial de desarrollo de criptomonedas mientras que en futuro buscarán sumar nueva tecnología para el procesamiento de datos para IA.
Plantas modulares de Unblock que permiten generar grandes cantidades de datos.
Tecnología de punta
Ocampo resaltó el rol de Goldcrest Capital, una empresa que financia entre otros proyectos a SpaceX, la compañía espacial de Elon Musk: “En nuestro caso los entusiasmó el impacto en la reducción de contaminación y también que creamos y reentrenamos trabajadores para los trabajos del futuro en el campo petrolero, relacionados a la electricidad y la electrónica”, agregó.
El financiamiento también contó con la participación de las empresas energéticas argentinas Pampa Energía y Grupo Sielecki, que se unieron a la ronda junto con FJ Labs, NYDIG, Luxor Technology, Sunna Ventures y otros emprendedores latinoamericanos. En este sentido, el fundador de Unblock opinó que este capital está “menos ligado a la coyuntura de corto plazo de Argentina y más atado a nuestra capacidad de traer un equipo de primer nivel mundial en Neuquén y a desarrollar tecnología de punta en materia de data centers”.
Según reportó Unblock, sus plantas de energía remotas logran eliminar unas 142.000 toneladas de dióxido de carbono al año, generando además un valor para los productores de la cuenca neuquina al permitirles producir más con menos emisiones.
Instalaciones de Unblock en Loma Jarillosa Este, un área de Pluspetrol.
«Estamos construyendo en la encrucijada de la explosiva demanda energética de la Inteligencia Artificial y los vastos y limitados recursos energéticos de América Latina”, agregó Ocampo, «Las limitaciones de infraestructura de América Latina crean el caldo de cultivo perfecto para la computación flexible. Visualizamos una red informática elástica que flexibilice la infraestructura intermedia y, al mismo tiempo, suavice la volatilidad de la red eléctrica», sostuvo.
La cuenca neuquina apunta también a convertirse en un centro que atraiga a inversiones que apunten a la colocación de data centers que permitan el desarrollo de la Inteligencia Artificial. Para esto, la gestión del gobernador Rolando Figueroa, anunció en mayo durante un viaje a Houston que inició conversaciones con nuevos inversores y destacó que Neuquén podría convertirse en un nuevo hub tecnológico apoyado en las grandes superficies disponibles, en las bajas temperaturas y en su posibilidad de crear grandes cantidades de energía de forma rápida para satisfacer la creciente demanda mundial.
Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto por un segundo mandato. La cámara busca refuerzar su rol estratégico en el sector energético. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) anunció la renovación de sus autoridades para el período 2025–2027. Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto por un segundo mandato como presidente, pero cambió la distrbución de cargos en la comisión directiva. Segúin informó la entidad en un comunicado de prensa enviado a Energy Report, a Carlos Ormachea lo acompañarán en la vicepresidencia primera un representante de Pan American Energy Argentina (PAE), y en la vicepresidencia segunda un […]
Incorporar soluciones eléctricas modernas no solo acompaña la transición hacia una matriz más sustentable, sino que constituye una decisión estratégica para mejorar la competitividad y reducir costos. Vaca Muerta se consolidó como uno de los pilares del desarrollo energético argentino. Su importancia va más allá de la magnitud del recurso: representa una plataforma estratégica para generar divisas, empleo e inversión, con efectos directos sobre la balanza comercial y la matriz exportadora del país. Sin embargo, para convertir esa promesa en realidad no basta con extraer petróleo y gas. Se requiere eficiencia operativa, tecnología de punta e infraestructura capaz de acompañar […]
El geólogo Agustín Quesada, director del Geomuseo Eduardo Lucio, se refirió al particular fenómeno que llamó la atención días atrás cuando unos pobladores vieron humo en la zona del cerro Dedo Gordo, cerca del Río Blanco. Al acudir al lugar el SPLIF, el geólogo e investigadores del Conicet advirtieron que se trataba de un hecho inusual: un incendio subterráneo de carbón mineral. Precisó que es una zona de 10 a 20 metros de extensión y que será un factor a tener en cuenta en futuros mapas de riesgo de incendio. Hace un semana hizo mucho frío, la humedad se congeló […]
La operación de perforación encontró indicios preliminares de un reservorio de gas de 350 metros a una profundidad de 1,9 kilómetros en el pozo Pegasus-1, según informó el portavoz del gobierno chipriota, Konstantinos Letymbiotis. El consorcio integrado por ExxonMobil y Qatar Energy anunció el descubrimiento de un nuevo reservorio de gas natural frente a las costas de Chipre, una señal alentadora para el desarrollo energético del Mediterráneo oriental en momentos en que Europa busca diversificar sus fuentes de abastecimiento. El hallazgo se realizó en el pozo exploratorio Pegasus-1, perforado en el Bloque 10 dentro de la Zona Económica Exclusiva (ZEE) […]
¿Qué está pasando con los precios del gas natural en el mercado spot y qué se espera para los próximos días?
Los consumidores, traders y productores que operan en el mercado spot de gas natural han observado un incremento significativo en los precios transaccionados desde los últimos días de mayo. Para entender este fenómeno, comencemos por analizar la demanda.
Como se muestra en el siguiente gráfico, junio de 2025 fue un mes de alto consumo prioritario, impulsado por las bajas temperaturas. Sin embargo, es importante destacar la magnitud del incremento: el consumo creció más de un 25% en comparación con el mismo mes de 2024, lo que representa una demanda adicional de 16 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día).
Sin duda, la menor disponibilidad de producto spot o libre, provocada por un salto significativo en la demanda, ha impulsado al alza los precios en todas las cuencas, llevando a Neuquén a valores superiores a los 7 USD/MMBTU.
Si bien la demanda industrial, las exportaciones y el consumo de gas para generación eléctrica fueron algo mayores que el año pasado, el factor determinante fue la demanda prioritaria.
En el siguiente gráfico se muestra la demanda neta, donde puede observarse que los incrementos están mayormente alineados con el consumo residencial.
Otro factor determinante que impulsó los precios al alza fue la habilitación otorgada a los generadores para consumir gas propio a valores cercanos al del fuel oil. Esta medida permitió, durante junio, validar precios de hasta 11 USD/MMBTU, y de 9 USD/MMBTU para julio, dentro de los costos variables de producción (CVP) de las máquinas térmicas. Este elemento disruptivo les brinda a los generadores la posibilidad de traccionar los precios hacia los máximos, empujando decididamente los valores del mercado spot.
Es importante destacar que, aún con niveles similares de importaciones de GNL, el gas proveniente de la cuenca Neuquina ha demostrado ser capaz de cubrir las necesidades de la demanda prioritaria, con incrementos superiores a los 13 MMm³/día respecto del año anterior. En el siguiente gráfico se presenta la evolución de la producción en la cuenca Neuquina.
También destacamos que la cuenca austral gracias al proyecto Fénix a logrado incrementos de producción luego de 5 años de declive.
¿Qué podemos esperar para los próximos días?
Actualmente, el precio del gas en la cuenca Neuquina se ubica en torno a los 6 USD/MMBTU, y las proyecciones climáticas anticipan temperaturas muy por encima del promedio para el mes de julio. Esta situación favorecería una caída significativa en la demanda prioritaria, lo que, sin dudas, generará una reducción en los precios.
Es importante destacar que, en la medida en que CAMMESA no habilite precios cercanos al fuel oil —como se prevé que ocurra hacia el próximo fin de semana, dado que le alcanza con el gas proveniente del Plan Gas—, la baja de precios podría ser considerable, ubicando a Neuquén en niveles cercanos a los 4 USD/MMBTU.
Como ocurre en otros mercados, los precios no siempre reaccionan de forma inmediata, pero la oferta y la demanda marcan, en definitiva, la tendencia de fondo.
En línea con lo previsto, el sistema mostró una gran solidez: solo fue necesario restringir el consumo industrial durante tres días para poder abastecer un aumento residencial de magnitud muy significativa.
Mi profesión me permite ver de primera mano el poder transformador de la tecnología. Pero no solamente aquellos que trabajamos en empresas multinacionales tenemos la oportunidad de ver la tecnología aplicada a nuestros procesos. A menudo, términos como Inteligencia Artificial o Machine Learning pueden sonar abrumadores, reservados para unos pocos expertos. Sin embargo, la realidad es que la innovación está al alcance de todos y no siempre requiere de grandes proyectos disruptivos.
Quiero destacar también que, si bien la tecnología puede estar a la mano, es sumamente difícil incorporarla a los procesos sin innovación. Una definición que me gusta mucho es la que dice que innovar es tomar dos o más cosas existentes y combinarlas de forma creativa para crear algo nuevo. Esta definición también demuestra que la innovación va de la mano de la creatividad. Bajo este concepto ¿un vehículo autónomo es innovación? ¡Claro!, pero una chocotorta también lo es, ya que alguien supo combinar ingredientes básicos para crear algo delicioso y popular. Podemos aplicar este mismo principio para sumar tecnología en nuestro trabajo, ya que el ejemplo abre todo un abanico de posibilidades y complejidades, sólo tenemos que saber reconocer dónde está posicionada nuestra empresa, nuestro producto, o nuestro proceso, y adaptar las soluciones a la medida de nuestras posibilidades. No todos necesitamos construir vehículos autónomos o viajar a la luna; a veces, la innovación reside en pequeñas aplicaciones que tienen un gran impacto en nuestros procesos diarios.
Innovación
Debemos innovar a nivel de proceso y también a nivel de producto. Hay que hacerles espacio y lugar a las nuevas tecnologías para que pasen a formar parte de lo que hacemos porque, básicamente, tienen el potencial de mejorarnos la vida. Su aplicación puede hacernos más eficientes, mejorar costos, brindarnos mayor productividad, permitirnos un mejor control y trazabilidad, darnos mayor flexibilidad y mejorar la experiencia de los usuarios o clientes, entre otros.
Mi recorrido en Naturgy me permitió corroborar que innovar es cultural. Despertar el interés de las personas para que piensen más allá de la caja es vital. Aquí los líderes juegan un rol fundamental porque son quienes inspiran a las personas a desafiarse, confiar en su intuición y encarar nuevas maneras de hacer las cosas. Fomentar la cultura de la experimentación y el aprendizaje, impulsar la colaboración, empoderar a los equipos y darles autonomía para crear son las bases de la cultura de la innovación.
Asistentes virtuales
En Naturgy hemos implementado asistentes virtuales para mejorar la atención al cliente, contamos con herramientas de análisis de sentimientos para comprender mejor sus necesidades, drones para inspeccionar nuestras redes eléctricas y parques eólicos o análisis por imágenes para detectar situaciones que puedan poner en riesgo la seguridad de las personas en trabajos de campo. Estas son sólo algunas muestras de cómo la tecnología puede optimizar nuestras operaciones y mejorar la calidad de nuestros servicios. Pero también hicimos cambios a menor escala: tenemos proyectos donde aplicando dosis muy bajas de estas nuevas tecnologías, como si fueran agujas de acupuntura aplicadas en un proceso específico que se reproduce miles de veces por día, logramos generar un gran impacto en la compañía con una complejidad relativamente baja.
Este método, esta forma de pensar en cómo incorporar las nuevas tecnologías, no tiene escala, no es exclusivo de algunos, está a disposición de todos y la clave está en atreverse a explorar las posibilidades que la tecnología nos ofrece y encontrar formas creativas de aplicarlas a nuestro contexto específico. La invitación es a hacer un inventario de lo que conocemos de nuestros procesos, conocer las funcionalidades que nos ofrecen las herramientas tecnológicas disponibles, y luego pensar en cómo combinarlas de manera creativa para generar valor y soluciones innovadoras.
No importa la escala, cada pequeña innovación cuenta y puede marcar una gran diferencia para cada uno de nosotros y quienes nos rodean. Con voluntad y actitud de cambio, cualquier puede encontrar la forma de hacer su propia chocotorta, a su gusto y medida, y es una picardía no intentarlo.
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El Ministerio de Energía y Minas de Perú (MINEM) aprobó el Decreto Ministerial N.º 214-2025-MINEM/DM, que actualiza los Términos de Referencia (TdR) para la elaboración de estudios ambientales detallados de proyectos de generación eléctrica mediante energía solar y eólica. Esta normativa, que entró en vigencia el pasado 6 de julio, establece lineamientos metodológicos obligatorios para las centrales renovables, alineados con el marco del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).
Desde el sector renovable destacan que esta iniciativa no solo contribuye a mejorar la previsibilidad de los instrumentos de gestión ambiental, sino que también genera condiciones más claras y predecibles para invertir en el país. “La existencia de un marco normativo más claro y predecible constituye una señal positiva para los inversionistas”, señaló Brendan Oviedo, past president de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) y socio en Hernández & Cía.
Uno de los aportes clave de la nueva normativa es la estandarización de requerimientos técnicos y procedimientos. “Reduce la incertidumbre regulatoria y las observaciones recurrentes, lo que resulta fundamental para alinear los cronogramas de permisos con las etapas críticas de desarrollo de los proyectos”, explicó Oviedo en diálogo con EnergíaEstratégica.
De acuerdo con el documento oficial, los TdR definen aspectos técnicos esenciales como la descripción del área de influencia, los mecanismos de identificación de impactos, la caracterización del medio físico, biológico y socioeconómico, así como los criterios para el desarrollo de líneas base. Esta definición técnica, según especialistas, mejora la calidad y consistencia de los estudios ambientales, facilitando su evaluación.
“La aprobación de estos TdR representa un avance relevante en la regulación”, consideró Mauricio Checaabogado en Hernández & Cía, en conversación con el portal. Desde su mirada, esta actualización normativa contribuye a mejorar la previsibilidad, consistencia técnica y calidad de los instrumentos de gestión ambiental.
Además de mejorar los procesos de revisión, los nuevos TdR tienen el potencial de acortar los plazos para la aprobación de los estudios ambientales, especialmente al facilitar la identificación de contenidos mínimos obligatorios. “Pueden acelerar la elaboración y revisión de la línea base, así como reducir la cantidad de observaciones por parte de la autoridad”, precisó Oviedo.
Otro aspecto valorado por el sector es la uniformización de los criterios metodológicos que deben aplicarse en la elaboración de los estudios. Esto incluye una delimitación técnica más precisa y un abordaje estandarizado del análisis ambiental, lo cual mejora la eficiencia tanto para los desarrolladores como para los organismos evaluadores.
En cuanto al componente social, también se reconoce que la norma refuerza el enfoque participativo, al incluir directrices más definidas para la participación de las comunidades involucradas. “Se reconoce un esfuerzo por fortalecer los mecanismos de participación ciudadana mediante lineamientos más claros y estructurados”, agregó Checa. Aunque el eje técnico es prioritario, el componente social sigue siendo determinante para la viabilidad de los proyectos en territorio.
A nivel institucional, se subraya que los avances normativos deben ir acompañados de una implementación coherente por parte de las autoridades ambientales. La correcta interpretación y aplicación uniforme de los TdR entre las distintas instancias del MINEM será clave para consolidar la previsibilidad buscada por el sector. “La aplicación técnica, no discrecional, de estos lineamientos es lo que garantizará su efectividad práctica”, enfatizó el representante de la Asociación Peruana de Energías Renovables.
A pesar del avance, aún se consideran necesarios algunos ajustes regulatorios. “Es fundamental que las autoridades establezcan compromisos institucionales claros respecto a los plazos y procedimientos de evaluación ambiental”, subraya Checa. Definir cronogramas y mecanismos de seguimiento permitiría reducir todavía más la incertidumbre y facilitar una mejor planificación financiera y operativa.
Esta actualización normativa llega en un momento clave, en el que el sector renovable peruano concentra grandes expectativas de crecimiento e inversión. En este contexto, la combinación de señales regulatorias estables, reglas claras y agilidad institucional será determinante para consolidar un nuevo ciclo de inversiones en energías limpias en el país.
La transición energética colombiana avanza, pero no al ritmo ni con la base sólida que requiere el desafío climático global. A pesar de una matriz eléctrica mayoritariamente limpia gracias a la generación hidráulica (que representa más del 70% de la generación), el país enfrenta riesgos crecientes por falta de diversificación territorial, vulnerabilidad ante fenómenos climáticos como El Niño, y una infraestructura que no acompasa el crecimiento de la demanda ni la incorporación de nuevas tecnologías.
En su informe de junio 2025, la Cámara Colombiana de la Energía pone en el centro del diagnóstico dos eslabones críticos: la infraestructura de transmisión nacional y regional, y el ecosistema normativo para la autogeneración en pequeña escala.
El gremio, advierte que el sistema actual, con más del 75% de sus líneas de alta tensión superando los 35 años, no está preparado para evacuar el potencial renovable del país.
La situación es particularmente crítica en regiones como La Guajira y la Costa Caribe, donde la generación eólica y solar crece, pero la infraestructura de evacuación se retrasa, generando proyectos «represados» que no pueden inyectar energía al sistema.
«El 65% de los proyectos renovables no convencionales enfrentan retrasos por demoras en licencias, trámites y oposición social», señala el documento.
A esto se suman otras alertas: las líneas existentes enfrentan sobrecargas por el aumento de generación renovable, y las demoras afectan la confiabilidad del sistema, especialmente en escenarios de alta demanda o eventos climáticos extremos.
Para 2030, XM proyecta 275 restricciones operativas si no se moderniza y expande la red, una situación que podría comprometer la seguridad del sistema, provocar fallas y aumentar los costos del mercado eléctrico.
El otro frente de alerta es la autogeneración en pequeña escala, que podría ser una de las palancas de la transición si se superan las barreras regulatorias.
El informe destaca que hogares, empresas y comunidades tienen hoy acceso a tecnologías accesibles para producir y almacenar su propia energía, pero la normativa actual desincentiva el autoconsumo con barreras técnicas, trámites complejos y esquemas de compensación poco atractivos.
«Los autogeneradores contribuyen a reducir pérdidas de transmisión, aumentar la eficiencia global del sistema y facilitar una demanda más flexible y electrificada, pero enfrentan dificultades para conectarse, operar con seguridad y acceder a beneficios económicos claros», subraya el gremio.
El diagnóstico incluye seis obstáculos críticos para la autogeneración:
Dispersión normativa
Trámites de conexión lentos
Remuneración deficiente
Falta de participación en la operación del sistema
Obstáculos para comunidades energéticas
Requisitos técnicos restrictivos
A esto se suma un riesgo técnico: la generación distribuida no siempre es predecible y puede generar fluctuaciones que afectan la estabilidad si no se gestiona con tecnologías inteligentes.
Por eso, el gremio destaca la necesidad de invertir en smartgrids, almacenamiento distribuido, medición avanzada, ciberseguridad y capacidades de monitoreo 24/7.
También se menciona la importancia de fortalecer la infraestructura regional (STR), para garantizar una transición justa e inclusiva, especialmente en zonas rurales o con comunidades étnicas.
Por último, un aspecto clave que se resalta en el documento es la falta de coordinación institucional.
La fragmentación entre UPME, CREG, operadores de red y el Ministerio de Minas y Energía complica la gestión de proyectos y genera incertidumbre para los inversionistas.
El mensaje central de la CCE es claro: sin transmisión robusta y sin una estrategia seria de autogeneración, la transición energética en Colombia seguirá estancada. Las soluciones existen, pero requieren inversión acelerada, coordinación institucional y voluntad política para romper la inercia.
«Lo que estamos viendo no es falta de tecnología ni de proyectos: es un cuello de botella estructural que frena la integración de renovables y margina a los usuarios que podrían ser parte activa del cambio», concluye el informe.
La empresa canadiense AisaGroup presentará ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto para construir un parque solar de 1000 MW en el departamento de Jáchal, provincia de San Juan, con una inversión superior a los 600 millones de dólares.
El proyecto contempla la instalación de un parque solar en la zona de Jáchal, a la entrada de la Mina Gualcamayo. La primera etapa, de 50 MW de capacidad, se destinará al abastecimiento energético de la operación minera y forma parte del RIGI ya presentado. La segunda etapa, que alcanzará los 1.000 MW totales, será incluida en un nuevo proyecto que el grupo prevé ingresar próximamente en el mismo régimen.
El plan también incluye la conexión de la planta al Sistema Interconectado Nacional mediante la ampliación de la capacidad y la construcción de un enlace de alta tensión de 500 kV para facilitar la integración a la red nacional, lo que permitirá el despacho de energía a distintos puntos del país y el abastecimiento a industrias de la región.
La iniciativa se encuentra en etapa de estudio y prevé generar unos 400 empleos directos durante la fase de construcción. Según datos de la empresa, una capacidad de 800 MW permitiría abastecer el consumo eléctrico de más de un millón de hogares en Argentina, tomando como base un promedio de 600 kilowatts/hora/mes.
Además del parque en San Juan, Aisa Group desarrolla otras iniciativas de energía renovable en Argentina. Entre ellas, destaca un proyecto fotovoltaico en la provincia de San Luis, cuya primera fase prevé una capacidad de 22 MW y una ampliación posterior hasta alcanzar los 51 MW.
Con estas iniciativas, Aisa Group busca posicionarse como uno de los principales inversores en el régimen de incentivos creado por la Ley Bases, combinando desarrollo minero y generación de energía renovable en distintos puntos del país.
Mientras que el proceso de evaluación de la propuesta ante el RIGI se encuentra a cargo del Ministerio de Economía, que dispondrá de un plazo de 45 días hábiles para emitir una resolución. Una vez aprobada, la empresa podrá iniciar las obras bajo las condiciones establecidas por el régimen de incentivos.
El Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) otorgó la primera licencia para un parque eólico offshore de Brasil.
La aprobación marca un hito clave para desbloquear el desarrollo de la energía eólica marina en todo el país, ya que el sector aguarda por la primera subasta para concesión de áreas destinadas a la exploración de proyectos de generación eléctrica marina.
La primera central con licenciamiento ambiental por parte de IBAMA se trata de un proyecto piloto de 24,5 MW de capacidad, orientada al desarrollo científico y tecnológico, que se ubicará en aguas jurisdiccionales cercanas al estado de Río Grande do Norte.
El mismo contará con la instalación prevista de dos aerogeneradores (8,5 MW y 16 MW de potencia), a aproximadamente 20 kilómetros de la costa de Areia Branca, con turbinas a profundidades de 7 a 8 metros.
Mientras que la energía generada se destinará íntegramente al consumo de Porto-Ilha, de Areia Branca, principal punto de embarque de la sal producida en Brasil, a 4,5 kilómetros de distancia. Además, el proyecto prevé la cualificación de mano de obra local y la generación de datos para futuras iniciativas en el sector.
En los próximos 16 a 18 meses, el Servicio Nacional de Aprendizaje Industrial (SENAI) espera desarrollar el proyecto de ingeniería y completar las condiciones ambientales para obtener la licencia de instalación.
Y el proyecto deberá implementar un plan de gestión ambiental con 13 programas, que incluyen el el monitoreo de la fauna, el ruido subacuático, la comunicación social y la cualificación profesional, entre otras medidas esenciales para garantizar la sostenibilidad del parque.
¿Cómo quedó el registro de IBAMA?
Tras varios meses desde la última modernización de la plataforma, el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) actualizó el mapa de proyectos eólicos offshore con procesos abiertos.
Tal es así que ya son 103 los parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental que suman 247354 MW de potencia a instalar en 16178 aerogeneradores (promedio de 15 MW por turbina) a lo largo de toda la costa este y noreste del país.
Aunque es preciso mencionar que los estados de Rio Grande do Sul y Ceará concentran casi el 60% de todos los desarrollos eólicos offshore, con 78,7 GW (32%) y 66,4 GW (27%) respectivamente.
Mientras que a nivel tecnológico, las empresas fabricantes que mejor se posicionan con soluciones para el sector eólico marino son Vestas (cerca de 116 GW con casi 7930 aerogeneradores), Siemens Gamesa (22 GW en 1780 turbinas) y GE Renewable Energy (poco más de 12 GW en 970 unidades).
La crisis de abastecimiento de gas de la semana pasada fue consecuencia de una menor oferta del fluido justo en el momento en el que la demanda creció fuerte por la ola polar. Fuentes de Enargas advirtieron que hubo problemas en los campos La Calera y Aguada Pichana Este porque las bajas temperaturas complicaron el funcionamiento de las plantas de tratamiento de ambas áreas. Esas fallas existieron, pero la falta de inyección de gas no se explica solo por inconvenientes puntuales, sino que existe un déficit estructural en el sistema que responde a la falta de incentivos para incrementar la producción y que podría provocar nuevos cortes del servicio cuando la demanda vuelva a dispararse.
Cammesa ya le había advertido a la Secretaría de Energía que el gas que se viene inyectando desde Neuquén no alcanza a cubrir la capacidad de transporte que va hacia los grandes centros de consumo, puntualmente a Buenos Aires. En una carta a la que accedió EconoJournal en exclusiva, el organismo subrayó el 5 de junio, cuando las temperaturas todavía no eran tan bajas, que solo se observaba una saturación en los sistemas de transporte cuando se interrumpía la exportación hacia Chile.
Si eso no ocurre, los gasoductos troncales no se llenan y es entonces cuando se evidencian problemas de presión como los que dejaron sin gas a miles de hogares en Mar del Plata. De hecho, el día que Cammesa envío esa carta el faltante de gas se ubicó en torno a las 7,5 MMm3/día, lo que la obligó a recurrir a otras alternativas más caras para sus plantas generadoras, como gasoil y fueloil.
“Como ha sido manifestado en las últimas dos reuniones de la Mesa de Gas en las que participa la Secretaría de Energía, Enarsa y Cammesa, difícilmente se ha alcanzado la saturación de los sistemas de transporte hacia tramos finales de TGS, excepto en situaciones con mantenimientos que ha interrumpido la exportación hacia Chile, por lo que dada la baja disponibilidad de gas natural de producción local, nos vemos imposibilitados de despachar unidades generadoras de menor costo en áreas que no se ven afectadas”, dice la carta firmada por Eduardo Hollidge, gerente general de Cammesa.
Es decir, pese a que se construyó el gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), y las plantas de compresión necesarias para poder cubrir los picos de consumo en invierno, la realidad es que no hay oferta de gas disponible cuando la demanda se dispara.
Fragmento de la carta firmada por Eduardo Hollidge, gerente general de Cammesa.
¿Por qué falta gas?
El titular de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, aportó en diálogo con Radio con Vos una lectura técnica para entender por qué en los picos de consumo no está habiendo gas suficiente para cubrir la capacidad de transporte. “En Vaca Muerta hay dos tipos de producción de gas: la que viene asociada a la producción de petróleo y la producción específica de gas. A medida que se fue desarrollando la producción de petróleo, el volumen de gas asociado es cada vez mayor. Eso determina que. por fuera del período invernal, en los meses de poca demanda, los pozos de la ventana de gas seco, que son los pozos puramente gasíferos, se empiezan a cerrar más meses al año porque no tienen demanda. Esto determina que la rentabilidad en la ventana de gas seco sea cada vez más baja porque tienen demanda durante menos cantidad de meses al año”, señaló Arceo. Lo que explica el economista constituye una novedad respecto de lo ocurrido en años anteriores cuando el problema siempre había sido la falta de capacidad de transporte.
¿Cómo se revierte esta situación? Arceo fue claro al respecto: “Esto no te lo va a solucionar el mercado. Lo que se va a necesitar es alguna extensión del Plan Gas o algún mecanismo similar que te permita contractualizar volúmenes adicionales para el abastecimiento del invierno”. Es decir, lo que remarca el titular de Economía & Energía es que el gobierno debería intervenir para garantizarle una remuneración adicional a los pozos gasíferos destinados solo al abastecimiento del pico de invierno para que sea rentable tenerlos abiertos tres o cuatro meses año, dependiendo de la temperatura. Eso podría traducirse en la convocatoria a una nueva ronda del Plan Gas que les garantice a los productores mayores precios, ya sea a través de subsidios o con una mayor tarifa.
La duda que queda por delante es si este gobierno va a tomar las medidas necesarias para traccionar la inversión o se va a sentar a esperar que sea el mercado el que garantice esa mayor oferta.
Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto para presidir por un segundo período la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (Ceph) por los dos próximos años, acompañado por un representante de Pan American Energy Argentina, en la vicepresidencia primera, e YPF S.A., en la segunda.
El cuerpo de autoridades se completa con la secretaría general: Vista Energy Argentina SAU; prosecretaría: Total Austral SA; tesorería: Pampa Energía SA; protesorería: Compañía General de Combustibles SA; vocalía titular 1: Chevron Argentina SRL; vocalía titular 2: Pluspetrol SA; vocalía titular 3: Shell Argentina SA; vocalía titular 4: Compañías Asociadas Petroleras SA; vocalía titular 5: Phoenix (El Trebol); vocalía titular 6: Wintershall Dea Argentina S.A. (hoy Harbour Energy); vocalía titular 7: Equinor Argentina S.A; vocalía titular 8: Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.; revisoría de cuentas: PECOM Energía S.A.
La Ceph seguirá trabajando para enriquecer los debates sobre las políticas públicas que involucran a la actividad y para construir consenso con los gobernantes de todas las jurisdicciones, trabajadores y habitantes de las comunidades involucradas en su quehacer.
El reto es contribuir al crecimiento de la actividad, cuidando la sustentabilidad ambiental y social y diseñando proyectos de largo plazo que tengan la fortaleza de sobrevivir a cualquier avatar económico.
Las nuevas autoridades asumen el compromiso de continuar fortaleciendo el rol de la Cámara como espacio de diálogo técnico e institucional, a fin de fomentar la inversión, la innovación y el desarrollo energético, en línea con los desafíos globales de transición y seguridad energética.
Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de Universidad Austral; Roberto Brandt, Consultor internacional en políticas energéticas y de estrategia corporativa; Daniel Ridelener, CEO de TGN y Sebastián Bigorito, director Ejecutivo del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS), participaron del webinar “Qué nos dejo CERAWeek 2025”, organizado por el Instituto de Energía de la Academia Nacional de Ingeniería.
Brant identificó tres temas que dominaron el encuentro realizado en Houston en marzo de este año: “Geopolítica de la energía e impacto de la asunción de la nueva administración en Estados Unidos; segundo la búsqueda de un nuevo balance entre seguridad energética y transición energética y tercero, el impacto de la inteligencia artificial”, a partir de los cuales se desprende un debate en el cual “el sector privado se erigió en un moderador en el actual contexto político y geopolítico tan turbulento”.
En medio de alocuciones que al unísono describían un “desorden económico mundial”, en el otro extremo del péndulo, Brant resaltó “la presentación muy impactante del nuevo secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, que muestra cómo cada cuatro años la política americana se lleva puesta buena parte de la agenda, porque están tan polarizados o más como que nosotros, con una fuerte reivindicación de los combustibles fósiles y fuertes críticas a la transición energética”.
“Los empresarios fueron muy cautos -contrapuso- y en general hicieron énfasis en las emisiones y el cambio climático como un problema que tenemos que atacar. Alguno dijo ´keep calm, carry on´ como diciendo mantengan la calma y sigamos haciendo lo que hay que hacer. Y también hubo sutilmente una crítica a lo pendular de las políticas en Estados Unidos en el mundo, diciendo que la volatilidad ahuyenta la inversión”, agregó.
Dentro de ese debate hubo bastante énfasis en la importancia creciente que está tomando el gas natural en general y el gas natural licuado por su flexibilidad en particular. Ridelener tomó nota de que “el gas natural suministra el 25% de la matriz mundial y todos ven un fuerte y rápido crecimiento del consumo muy atado al GNL. Y lo que estamos viendo es la flexibilidad no solo por las instalaciones en tierra, sino también porque tenemos una posibilidad económica de tener instalaciones de licuefacción flotante, como lo estamos viendo con los proyectos en la Argentina”.
El CEO de TGN también mencionó que “la energía solar y la eólica alcanzaron récords de producción en 2024, pero también lo hicieron el petróleo y el carbón. Y la verdad es que en los últimos años las renovables no llegan ni siquiera a captar el crecimiento global de consumo de energía. Es decir, si el consumo global crece un 2,3%, todas las fuentes que se incorporan en un determinado año no llegan a cubrirlo. Esto da la sensación de que no alcanza con el pensamiento mágico de decir vamos a sustituir a los hidrocarburos”.
En un proceso de «transición energética aditiva», donde se incorporan todas las fuentes de existentes, “el crecimiento del consumo de GNL va a ser muy fuerte. Algunos hablan de un 50% al 2032-2033, otros de un 60% al 2040. Estamos hablando de de un planeta que consume un poco más de 400 mtpa que todos prevén que va a superar los 600 mtpa, y en ese contexto, si se llevan a cabo todos los proyectos que están en marcha, la Argentina podría estar tomando el 5% de ese consumo global”, planteó Ridelener.
Por su parte, Bigorito consideró que la cumbre en Houston “confirma un giro que ya está en marcha, el cuestionamiento del paradigma de la transición energética pre pandémica y el nuevo juego se llama realismo y pragmatismo. Muchas divergencias y voces del mundo en desarrollo nunca fueron escuchadas en las conversaciones globales desde entonces, y lo que vemos ahora es que justamente, post pandemia, guerra mediante etcétera, se impone el realismo”.
Es así que “rápidamente el Trilema Energético está impactado por la geopolítica, y la seguridad energética empieza a tener una relevancia gravitacional, diferente a la que tenía y cambia en su prioridad e incluso la Unión Europea acusa este impacto de pragmatismo, de realismo e incorpora dentro de sus matrices tanto a al gas natural como también a la energía nuclear como alternativa”, agregó el director de CEADS.
“Esto lleva -cerró Bigorito- de una transición energética de carácter sustitutivo a una transición energética aditiva, es decir, bienvenida a todo tipo de energía, porque no hay ninguna tecnología que nos alcance. O sea, este concepto de multi tecnología en la transición energética que ahora rige en el ecosistema de la sostenibilidad, y deja en evidencia las tensiones energéticas que no estaban claramente consensuadas y fueron revisadas a la realidad” desde un modelo bien europeo a una desaceleración de descarbonización.
En una reseña del debate, Carnicer resaltó que “la volatilidad política como un factor clave que ahuyenta las inversiones a nivel mundial, un fenómeno bien conocido en Argentina, y en la que se subraya la geopolítica actual, marcada por una bipolaridad emergente entre Estados Unidos y China, una dinámica global impacta incluso en el desarrollo de la inteligencia artificial”.
En el ámbito energético, el directivo de la Universidad Austral enfatizó que “se distingue claramente entre la transición energética del Norte y la del Sur, en la cual los países del Norte deben asumir los costos para apoyar al Sur en la consecución de la asequibilidad económica y la sostenibilidad. Esto genera una demanda de pragmatismo para lograr los objetivos”.
Finamente, Carnicer remarcó que el impacto transformador de la Inteligencia Artificial fue omnipresente en CeraWeek, descripta como una «revolución industrial de la inteligencia», actuando como «facilitador y catalizador». Sin embargo, la gran pregunta que se planteó es si la IA «ayudará a reducir la demanda de electricidad por sí misma o la innovación catalizará por la potencia informática simplemente conducirá a una mayor demanda debido a su propio consumo computacional».
VMOS S.A. creada para desarrollar el Vaca Muerta Oleoducto Sur, la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas en el país, concretó la firma de un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares destinado a financiar la realización del proyecto.
VMOS S.A. tiene por accionistas a YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol.
Al anunciar este hito financiero en el proyecto se destacó que “esta iniciativa estratégica permitirá liberar todo el potencial exportador de petróleo del país”.
El financiamiento anunciado fue liderado por cinco bancos de primera línea internacional: Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan y Santander e incluye la participación de un grupo de 14 bancos e inversores institucionales internacionales de primera línea, se destacó.
La operación representa para el país la reapertura del mercado internacional de Project Finance, cerrado desde 2019. Además, constituye el mayor préstamo comercial para la realización de un proyecto de infraestructura en la historia argentina y uno de los cinco más importantes en el sector petróleo y gas en América Latina, se explicó.
El préstamo tiene un plazo de 5 años y pagará una tasa de SOFR más 5,5 %. El mismo permitirá financiar el 70 % del capital requerido para la obra. El 30 % restante será aportado por los socios, se describió.
El proyecto ya se encuentra en construcción, con múltiples frentes de obra: el oleoducto que conectará Allen con la terminal de exportación en Punta Colorada, Río Negro; plantas compresoras; la terminal portuaria; y la playa de almacenamiento.
Está previsto que entre en operación hacia fines de 2026 con una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027.
Esta es una obra estratégica para el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta y permitirá alcanzar el objetivo que tiene la industria de convertir a Argentina en un exportador global de energía.
VMOS es una sociedad anónima integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol como socios Clase A, y GyP como socio Clase B, para la construcción del proyecto.
De la gestión y firma del financiamiento para VMOS participaron : Pablo Gamero; CFO Shell; Adolfo Zuberbuhler, CFO de Pampa Energía; Rodolfo Berisso, Vicepresidente Ejecutivo de Administración y Finanzas de Pan American Energy; Federico Barroetaveña, CFO de YPF; Nancy Repetto, CFO Pluspetrol; Pablo Vera Pinto, Co Fundador y CFO de Vista Energy; Gerald Free, General Manager Business – Chevron Argentina; Claudio Gugliuzza, Presidente de Áreas Corporativas de Tecpetrol.
También Juan Borchardt, presidente de Deutsche Bank; Facundo Gomez Minujin, CEO Argentina, Uruguay, Bolivia y Paraguay de JPMorgan; Horacio Marín, Presidente y CEO de YPF; Juan O’ Connor, CEO Argentina Itau; Federico Elewaut, CEO de Citibank Argentina: Alejandro Butti, CEO en Santander Argentina; Gustavo Chaab, CEO de VMOS.
El rediseño del esquema de licitaciones de suministro vuelve al centro del debate energético chileno. Esta vez, la propuesta parte de Andrés Romero, presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía, quien lideró la reforma del mecanismo en 2015 como secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
A una década del cambio, el especialista planteó la introducción de un método tarifario acorde a los costos reales de generación, diferenciando precios según franjas horarias.
“Si tenemos energía solar muy barata en horario diurno, y energía más cara durante la noche, lo lógico es que a los consumidores le diéramos esa señal de precio”, sostuvo Romero en diálogo con Energía Estratégica.
“Es decir que vamos a tener precios de día y de noche distintos por el cambio en tecnología”, agregó asegurando que el sistema actual distorsiona el valor real de la energía e impide aprovechar todo el potencial de las renovables.
Durante su gestión en la CNE, Romero lideró una reforma que introdujo los bloques horarios en las licitaciones, un diseño que en su momento fue innovador y fomentó mayor competencia. Decisión a la que catalogó como “creativa” en términos de aumentar la oferta para aquel momento, pero que hoy en día observa que el mecanismo de casación utilizado para adjudicar los contratos terminó por limitar su impacto.
El presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía identificó un problema clave en la forma en que se casan las ofertas: la licitación favorece la combinatoria más eficiente en 24 horas continuas, no necesariamente la oferta más competitiva en cada tramo horario.
“Deberíamos empezar a ajustar por bloque. No es lógico que le estemos dando a los consumidores la misma señal de precio todo el día”, subrayó respecto a la visión de trasladar los costos diferenciados a la tarifa final, lo que permitiría una gestión más inteligente de la demanda.
“Además, económicamente es más razonable, porque se debe dar la señal de precios al consumidor para que no concentre su consumo a la hora más cara. Y ahí saldrán nuevas tecnologías o propuestas para optimizar el proceso”, añadió.
La propuesta de Romero llega en momentos en que el sector se prepara para una nueva licitación de suministro para clientes regulados. La actual convocatoria subastará 1.680 GWh, a ser entregados desde 2027 hasta el 31 de diciembre de 2030.
La convocatoria tendrá un único bloque a subastar, el cual está dividido en cuatro sub-bloques de suministro zonales, que contienen una componente base (asociada a la energía anual requerida en cada año) y otra variable, destinada a absorber incrementos no esperados en la demanda de energía y que constituye el 5% de la energía anual requerida por la componente base.
Segmentos zonales que, a la vez, se componen por tres bloques de suministro horario (el A va entre las 00:00 y 07:59 hs y de 23 a 23:59 hs; el bloque horario B es de 8 a 17:59 hs; y el bloque C entre las 18 y 22:59 hs).
La presentación de ofertas está programada para el 1 de octubre, la apertura económica el 23 de octubre y la adjudicación el 28 de octubre, salvo que sea necesaria una segunda etapa, que se extenderá hasta el 29 de octubre.
La crítica de Romero apunta directamente a este diseño: considera que, aunque contempla bloques horarios, el sistema de adjudicación aún prioriza combinatorias que diluyen el beneficio de las tecnologías más competitivas, como la solar.
Incluso, de cara al futuro, el entrevistado Romero resumió su planteo en tres prioridades para la próxima administración energética del país: “Un próximo gobierno debería tener al menos esos tres focos: dar una señal potente a los inversionistas, tener focos en seguridad, y llevarle transición energética a los consumidores con una buena noticia”.
Puerto Rico atraviesa un momento crítico en su transición energética. La falta de definiciones por parte del Negociado de Energía (NEPR) respecto al nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR), sumada a la judicialización de la Ley 10 de 2024 —que protege la Medición Neta— genera una doble fuente de incertidumbre para todo el ecosistema del sector solar y de almacenamiento.
“El calendario lo establece el NEPR, y rara vez las cosas son a tiempo en Puerto Rico”, manifestó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association (SESA), en conversación con Energía Estratégica.
Según el directivo, el Negociado recién está comenzando el caso de revisión tarifaria, lo cual retrasa aún más el desarrollo del PIR: “Imagino que el PIR vendrá después, en algún momento”.
Esta demora impacta de lleno en la planificación energética del país, ya que el PIR es la hoja de ruta que debe definir cómo evolucionará la infraestructura eléctrica durante los próximos 20 años y, por tanto, sin este instrumento actualizado, no hay certidumbre sobre qué proyectos serán prioritarios, cómo se integrará la energía distribuida ni qué inversiones públicas o privadas serán viables.
Al mismo tiempo, otra fuente de inestabilidad regulatoria se desarrolla en paralelo: el conflicto judicial en torno a la Ley 10 de 2024, que protege el esquema de Medición Neta hasta 2031. La norma ha sido impugnada por la Junta de Supervisión Fiscal ante el tribunal federal, lo que introduce un riesgo legal sobre una política clave para el despliegue de energía solar residencial y comercial.
“Es difícil predecir el resultado, pero por ahora ese caso sigue en el tribunal de primera instancia”, señaló Rúa Jovet. Además, destacó que “hay un compromiso del Presidente del Senado de apelar ese caso a todos los foros de mayor jerarquía, cuando ese momento llegue, pero no ha llegado”.
De todos modos, mientras el litigio avanza, la adopción de sistemas solares continúa en expansión. Al 31 de marzo de 2025, Puerto Rico registraba 158684 sistemas de Medición Neta activos, que representan 1,14 gigavatios de capacidad instalada. De ese total, 135551 sistemas cuentan con baterías conectadas, lo que equivale a 2,34 gigavatios-hora de almacenamiento distribuido. Además, se estima que cada mes se instalan aproximadamente 4000 nuevos sistemas solares con baterías, lo que eleva continuamente esos valores.
Este crecimiento es reflejo del dinamismo del sector, ya que se proyecta que los 1150 MW de capacidad solar instalada generan unos 2 TWh/año. A lo que se debe añadir que, según Rúa Jovet, “virtualmente 100% de los sistemas tienen baterías”, lo que evidencia una transformación profunda del modelo energético hacia la autosuficiencia y la resiliencia a nivel de usuario.
A pesar de ese dinamismo, los desafíos regulatorios persisten. En el caso de instalaciones solares menores a 25 kW, la normativa vigente permite realizar la conexión sin aprobación previa de la distribuidora, y LUMA está obligada a activar la Medición Neta en un máximo de 30 días tras la notificación del ingeniero. “Por ley, la gente tiene derecho a instalar su sistema solar sin permiso previo de la compañía eléctrica, y dicha compañía está obligada por ley a activar la medición neta dentro de 30 días”, precisó el directivo de SESA.
Sin embargo, para proyectos de mayor escala, la situación es más compleja, debido a que se requierenpermisos previo para instalar, y resulta difícil predecir cuánto tarda un caso desde interconexión hasta activación de la medición neta. Los informes del NEPR confirman esta brecha: mientras que el 84 % de los sistemas pequeños se activa en menos de 30 días, el proceso para proyectos comerciales puede extenderse hasta un año, con múltiples expedientes en espera de respuesta por parte de clientes.
La conexión entre ambos temas es directa: la incertidumbre sobre la continuidad de la Medición Neta afecta las decisiones de inversión en el corto plazo, mientras que la postergación del PIR compromete la planificación de largo plazo. En conjunto, estas dos variables limitan el despliegue ordenado y sostenible de la energía renovable distribuida.
Frente a este escenario, SESA insta al gobernador Pedro Pierluisi a intervenir con claridad y contundencia. El llamado es doble: por un lado, defender la Ley 10 judicialmente; por otro, asegurar que el PIR se actualice sin más dilaciones, incluyendo de forma explícita los aportes de la energía solar con almacenamiento distribuido.
“El sector solar y de almacenamiento distribuido depende de señales regulatorias claras para seguir creciendo y generando empleos”, enfatizó el Chief Policy Officer de la asociación.
El Global Solar Council (GSC) trabaja en el diseño de un mecanismo de fast track orientado a remover barreras económicas y regulatorias que hoy obstaculizan el despliegue solar, en especial en mercados emergentes.
El documento fue comentado durante la XVIII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás, y será presentado oficialmente en la próxima Conferencia de las Partes sobre el Cambio Climático (COP30), que se realizará en noviembre en Belém, Brasil.
“La estrategia es tener una voz unificada en la industria ante las multilaterales y organismos como la Convención de Cambio Climático”, manifestó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC, en diálogo con Energía Estratégica tras su regreso de SNEC.
“Estro se debe a que muchas veces se encuentran problemáticas comunes, como la permisología, el acceso al financiamiento o el curtailment energético, que son barreras importantes porque hace que se puedan construir menos parques”, agregó.
La propuesta se enfocará en dos ejes centrales: el financiamiento climático y la evolución de las infraestructuras eléctricas. En ese sentido, el ejecutivo detalló que el objetivo del fast track es impulsar mecanismos que permitan aumentar la potencia renovable instalada, especialmente en redes latinoamericanas que hoy presentan cuellos de botella.
“Pretendemos establecer los términos de referencia para remover o mitigar el efecto de las barreras para el desarrollo, no solamente de los comerciantes, sino de los mercados internacionales completos”, sostuvo Álvarez.
El documento incluirá lineamientos para orientar los fondos climáticos hacia tecnologías limpias, con énfasis en generación renovable, bajo la premisa de que los fondos internacionales no deberían destinarse a tecnologías como el gas natural o la nuclear.
En este sentido, el especialista que uno de los principales obstáculos que enfrentan los países emergentes es el alto costo del capital necesario para desarrollar proyectos ERNC. La mayoría de los gobiernos, especialmente en América Latina, no cuentan con instrumentos que permitan acceder a financiamiento en condiciones viables.
“Hoy, en los países emergentes, posibilita energía más barata, mayor generación de empleo local, baja de emisiones, siendo la barrera el acceso al capital intensivo, a líneas de crédito que permitan que el dinero para la inversión inicial no salga caro”, destacó el representante del GSC.
Oportunidades de financiamiento
El escenario varía según el país. En Chile, el esquema de project finance se ha consolidado como una herramienta eficaz para estructurar inversiones solares, gracias a marcos regulatorios sólidos y garantías contractuales previsibles; mientras que Argentina enfrenta “limitaciones estructurales” que restringen la capacidad de apalancamiento del sector.
“En Argentina, el esquema de Project Finance es casi nulo, ya que en la mayoría de casos se solicitan garantías colaterales por fuera del contrato”, subrayó.
Además de los desafíos financieros, las barreras regulatorias y la falta de infraestructura también impiden el crecimiento del sector. Álvarez remarcó que en los paísesemergentes existen restricciones compartidas, pero con matices locales que deben ser atendidos con precisión.
La oficina de 8.2 en Hamburgo (8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH) ha concluido con éxito la supervisión técnica de construcción de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 26 MWh en Neumünster, Alemania, en su rol de asesor técnico independiente.
El sistema está destinado a participar en el mercado de energía de respaldo, reforzando la estabilidad de la red eléctrica regional. La instalación fue llevada a cabo por SMA Altenso GmbH, que actuó como contratista general y también como cliente de 8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH.
“Valoramos enormemente el asesoramiento profesional y competente brindado por el equipo de 8.2Group y esperamos continuar colaborando en futuros proyectos,” comentó Selin-Isabel Keller, Project Manager en SMA Altenso, en relación con la exitosa supervisión de la instalación en Neumünster.
Expertos de 8.2 Group auditando instalaciones BESS – Neumünster, Alemania
Sistemas de almacenamiento: piedra angular de la red eléctrica del futuro
Con la creciente participación de las energías renovables en la matriz eléctrica alemana, garantizar la estabilidad del sistema y equilibrar la generación con la demanda se vuelve cada vez más crítico. Los sistemas de almacenamiento en baterías cumplen un rol clave en esta transición, aportando energía de respaldo para estabilizar la red y optimizar los perfiles de carga y generación.
“Nos enorgullece contribuir al éxito de la transición energética en Alemania junto a SMA Altenso y sus socios. Nuestra experiencia en soluciones BESS fue decisiva para lograr una implementación exitosa del proyecto,” afirmó Ralf Reek, de 8.2 Group.
Asimismo 8.2 Group ha colaborado prestando servicios de asesoramiento técnico para el proyecto BESS de 500 MW /2000 MWH (4 hs), ubicado en la ciudad de Bisha, provincia de Asir en el Suroeste de Arabia Saudita.
Se trata de uno de los más grandes proyectos ejecutados en una sola fase, con tecnología de baterías de ion de litio-fosfato de hierro (LFP). 122 contenedores prefabricados albergan el sistema completo, con cuatro módulos por contenedor (5,365 MWh cada uno). Cada contenedor incluye un inversor (Power Conversion System, PCS) de 6 MW. Mientras que el propietario es Saudí Electric Company (SEC) – empresa estatal.
En los próximos meses, 8.2 Group continuará acompañando proyectos BESS que —al igual que las instalaciones en Neumünster y Bisha – buscan garantizar un suministro eléctrico regional confiable tanto en respaldo a fuentes renovables, como en la prestación de los servicios adicionales de control de frecuencia y respaldo en los picos de demanda.
Containers BESS en proyecto Bisha – Asir – Arabia Saudi
La empresa asegura la calidad del proyecto durante todas las etapas de planificación y construcción, y también asesora a sus clientes en aspectos clave como la viabilidad económica, selección tecnológica y procesos de licitación de obras.
Además, el Grupo 8.2 cuenta con una oficina operativa en Argentina, desde donde se coordinan servicios de inspección de calidad en origen (factory inspections) para baterías BESS, paneles solares e inversores, realizados en fábricas ubicadas en Wuxi, China y otras regiones estratégicas. Esta presencia permite brindar a los clientes de LATAM un acompañamiento técnico independiente desde la fabricación hasta la instalación, asegurando la conformidad con estándares internacionales y contratos de suministro.
n el primer semestre de 2025 se registró una expansión de más de 4 gigavatios (GW) en la potencia instalada en Brasil, con la entrada en operación de 61 plantas que totalizan 4.096,3 megavatios (MW).
Según cálculos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), más de la mitad de ese crecimiento (59,28%) se debió a 11 nuevas centrales termoeléctricas, con 2,2428,05 MW –incluyendo la Central Termoeléctrica GNA II (UTE), en Río de Janeiro, que comenzó a operar en mayo con 1,7 GW de capacidad instalada.
Además de las termoeléctricas, la ampliación de la matriz eléctrica de enero a junio incluyó 25 parques eólicos (828,90 MW), 17 plantas solares fotovoltaicas (738,63 MW), seis pequeñas centrales hidroeléctricas (95,85 MW) y dos centrales generadoras hidroeléctricas (4,70 MW).
El mes de junio sumó 194,83 MW al total del año, con 13 nuevas plantas: 10 parques eólicos (148,20 MW), una planta solar fotovoltaica (45,00 MW), una central hidroeléctrica (1,00 MW) y una central termoeléctrica (0,63 MW).
En el mapa del país, durante el primer semestre del año se iniciaron operaciones comerciales en 13 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (658,20 MW) y Minas Gerais (508,25 MW). El recuento de junio muestra a Bahía en primer lugar, con nueve plantas (144,00 MW), y a Minas Gerais en segundo lugar, con 45,00 MW gracias a la entrada en operación de la Planta Fotovoltaica Pedro Leopoldo 2.
La capacidad total de las plantas centralizadas es de 212,5 GW
El 1 de julio, Brasil contaba con 212.526,6 MW de potencia inspeccionada, según datos del Sistema de Información de Generación (SIGA) de la ANEEL , actualizados diariamente con datos de plantas en operación y proyectos adjudicados en construcción. De este total en operación, también según el SIGA, el 84,44 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables.
Preocupación por la posible pérdida de autonomía del organismo que trabaja con empresas de la Argentina y del exterior. El comienzo de la carta es de disconformidad: “Queremos manifestar nuestro firme rechazo ante la posibilidad de que el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) pierda su carácter de organismo descentralizado. Este cambio implicaría, entre otras consecuencias graves, la pérdida de personería jurídica propia y de la autonomía administrativa, financiera y patrimonial, pilares esenciales para el cumplimiento de su misión institucional”, y la firman distintos gerentes del organismo. Continúa: “Si se concreta esta modificación, el INTI no podría acreditar sus servicios […]
A pesar del conflicto judicial con los directivos de Fecovita, el dueño de la mina de oro Gualcamayo quiere sumar negocios en Argentina. Tras 10 años hacer negocios con Argentina y aún con un un litigio judicial sin resolver, el empresario español Juan José Retamero asegura que quiere hacer negocios “en” el país, puntualmente con inversiones en minería y el petróleo de Vaca Muerta, a través de AISA Group, el holding familiar que lidera. Nacido el Madrid, tiene inversiones a través de AISA en Europa, Canadá, EEUU e India. Retamero repite el término “tradear” (en inglés, comprar y vender) porque […]
Aplica cambios en minería detalla que el objetivo de simplificar trámites, mejorar la eficiencia en el control y reducir la burocracia estatal. El gobierno nacional avanza con cambios en minería y reasignó la administración del Banco Nacional de Información Geológica al Servicio Geológico Minero Argentino (Segemar), un organismo descentralizado dependiente del Ministerio de Economía. Nación detalló que busca “evitar superposición de tareas con la Secretaría de Minería y optimizar la gestión del registro público de datos geológicos del país”. Y aclaró que los cambios son “para reorganizar la administración y reducir el déficit”. A través del decreto 449/2025 modificó artículos […]
Tras más de medio siglo con mínimos contactos, el primer ministro indio Narendra Modi desembarcó este pasado fin de semana en Buenos Aires acompañado por una nutrida comitiva, y protagonizó un encuentro con el presidente Javier Milei que quedará en la historia del sector minero argentino. El presidente Modi realizo una ofrenda floral en señal de respeto frente al monumento al Genral San Martin El primer ministro Modi realizo una ofrenda floral en señal de respeto frente al monumento al General San Martín Ya desde temprano en Casa Rosada se respiraba un aire diferente, el de las grandes citas y […]
El presidente de la petrolera estatal, Horacio Marín, anticipó la posibilidad de que la compañía sume de cara a 2030 un nuevo segmento de negocio tras el desarrollo del petróleo y el gas no convencional de Vaca Muerta. Las claves del Plan Nuclear Argentino. El presidente de YPF, Horacio Marín, anticipó el viernes que la petrolera de mayoría estatal analiza crear una nueva subsidiaria, “YPF Nuclear”, para ingresar en los próximos años al negocio de la minería de uranio. Los planes de la compañía en ese sentido tienen que ver con la agenda pensada para después de 2030, una vez […]
Se trata del préstamo más elevado de los últimos 20 años para el sector energético, con la participación de bancos internacionales. El resto de los aportes para la obra llegaría de colocaciones en el mercado local y aportes de capital. Un consorcio integrado por las principales petroleras del país, encabezado por YPF, anunciaría este martes un préstamo sindicado por USD 2.000 millones con un grupo de bancos internacionales para la construcción de un mega oleoducto, en lo que representa la mayor operación de crédito corporativo para obras del sector energético argentino en al menos dos décadas, según confirmaron a Infobae […]
