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FES Iberia: Más de 50 líderes de Europa y Latinoamérica se reunirán el martes para analizar oportunidades de mercado del sector renovable

Todo está preparado para que este martes 24 de junio, el Future Energy Summit Iberia 2025 vuelva a convertir a Madrid en el centro de gravedad de la transición energética. La jornada reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, incluyendo CEOs, ministros, directores de planificación, desarrolladores, utilities, tecnólogos y fondos de inversión, en una maratónica jornada de debates, networking y acuerdos estratégicos.

En el evento participarán representantes de compañías como Repsol, Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Acciona, Galp, Grenergy, TotalEnergies, Matrix Renewables, Lightsource BP, Jinko ESS, Elmya, Optimize Energy, Cox Group, Engie, RWE Renewables Iberia, Chemik Group, Yingli Solar, 360Energy, Risen Energy, Schletter, Sonnedix, Grupo Elecnor, Worldlex, Five Infinitum, Ingenostrum, Spain DC y Grupo Fe Energy, entre muchas otras.

Además, estarán presentes altos funcionarios del sector público español como Pablo Fernández Vila (Xunta de Galicia), Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Manuel Argüelles Linares (Comunitat Valenciana), junto a autoridades internacionales como Víctor Hugo Ventura (Ministro de Energía de Guatemala), Edward Veras (CNE República Dominicana), Dimas Carranza (Energuate), Alfonso Rodríguez (Soventix Caribbean), Ximena Castro Leal (DIPREM) y Gonzalo Feito (Sungrow).

El evento incluirá espacios exclusivos de networking, sesiones cerradas para VIP y partners, y un cóctel privado para fomentar la generación de alianzas entre los principales actores del sector. También se desarrollarán paneles clave sobre el sur de Europa y sobre Latinoamérica, donde se destacará el caso de Guatemala, que está impulsando una licitación de renovables por más de 5.000 millones de dólares, con contratos de hasta 15 años y fuerte enfoque en energías limpias.

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Entre los debates más esperados del día estará el panel sobre fotovoltaica y almacenamiento, donde ejecutivos como Julio Castro (Iberdrola Renovables), Jordi Torres (TotalEnergies), Jesús Heras (Wattkraft), Alejandro Moreno (Recurrent Energy), Enrique Riquelme (Cox Group) y David Ruiz (Grenergy) presentarán avances tecnológicos y nuevos modelos de integración de sistemas híbridos, moderados por la periodista Emilia Lardizábal.

Más tarde, en el panel de visión estratégica, Rocío Sicre (EDP), Rafael Esteban (Acciona), Carmen Becerril (OMEL), Álvaro Pérez de Lema (Saeta Yield) y Enrique Pedrosa (Repsol) analizarán los escenarios futuros para el mercado europeo, con Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá) como moderador.

En el bloque de innovación constructiva para Iberoamérica, participarán Ramón Cidón (IGNIS), José Irastorza (Risen), Alejandro Ramos (Schletter), Daniel Fernández Alonso (Engie), Carlos Píñar Celestino (Elmya) y Agustín de la Fuente (Grupo Elecnor). Todos debatirán sobre el crecimiento regional y la evolución del rol de EPCistas, desarrolladores y fabricantes.

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La jornada continuará con un panel sobre tendencias en solar y almacenamiento en España, con Fernando Cremades (Galp), Héctor Erdociain (Chemik), Luis Contreras (Yingli), Benjamín Reynal (360Energy) y Miguel García Asunción (Zelestra), moderados por Carolina Nester (Sonnedix). Allí se discutirá cómo mejorar el rendimiento técnico y financiero de los parques solares frente a los desafíos actuales.

En materia de seguridad energética, el panel moderado por Chema Zabala (Alantra Energy Transition) reunirá a Sergio Arbeláez (Matrix Renewables), Donaji Martínez (Jinko ESS), Robert Navarro (RWE), Ignacio Guerra (Lightsource BP) y Rodrigo García Ruiz (Optimize Energy), que explorarán cómo el almacenamiento y la gestión de activos pueden reforzar la resiliencia de los sistemas eléctricos en el sur de Europa.

Durante la tarde, se celebrará una conversación estratégica entre líderes del sector público español, con la participación de Manuel Larrasa (Andalucía), Pablo Fernández Vila (Galicia), Manuel Argüelles (Valencia), Víctor Marcos (Gobierno central) y Alberto Hernández (Gobierno de Canarias), bajo la moderación de Emilia Lardizábal.

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La agenda también incluye un panel sobre PPAs, datacenters y política pública, con la visión de Pedro González (AEGE), Gonzalo Barba (TotalEnergies), Marta Pérez García (Worldlex), Carlos Moro (Five Infinitum), Óscar Martín (Ingenostrum) y Alejandro Fuster (Spain DC), moderados por Alberto García Feijoo (Grupo Fe Energy).

El bloque de Latinoamérica se dividirá en dos partes: primero, una entrevista especial sobre las bases de licitación en la región, con Víctor Hugo Ventura (Guatemala) y Edward Veras (CNE Dominicana), entrevistados por Gastón Fenés; luego, un panel internacional con Dimas Carranza (Energuate), Alfonso Rodríguez (Soventix), Ximena Castro (DIPREM) y Gonzalo Feito (Sungrow), también moderado por Fenés.

La jornada cerrará con un brindis de networking y un cóctel VIP para partners y ejecutivos estratégicos, marcando el cierre de una edición histórica del FES Iberia 2025.

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Estados Unidos bombardeó las instalaciones nucleares de Irán

En una operación militar denominada “Martillo de Medianoche”, Estados Unidos ejecutó un ataque coordinado contra tres instalaciones nucleares estratégicas iraníes. El ataque ocurrió en la madrugada del sábado, según confirmó el general Dan Caine durante una conferencia de prensa desde el Pentágono.

La operación, liderada por el general Eric Kurilla, fue definida como una misión compleja de alto riesgo, cuidadosamente planificada y ejecutada. Su principal objetivo fue degradar significativamente las capacidades nucleares de Irán mediante ataques precisos contra los centros estratégicos ubicados en las ciudades iraníes de Fordow, Natanz e Isfahán.

El ataque involucró el despliegue de siete bombarderos furtivos B-2 Spirit provenientes directamente de territorio estadounidense. Cada uno de estos bombarderos portaba dos tripulantes y empleó armamento especializado conocido como Penetradores de Artillería Masiva (GBU-57). En total, fueron lanzadas 14 bombas de este tipo, de aproximadamente 13.600 kilogramos cada una, constituyendo su primer uso operacional.

Además de los bombarderos, la operación involucró un submarino estadounidense ubicado en la zona de responsabilidad del Comando Central, que lanzó más de dos docenas de misiles crucero Tomahawk para neutralizar la infraestructura de superficie en Isfahán. La coordinación entre estos ataques buscó mantener el elemento sorpresa hasta el último momento, permitiendo al equipo estadounidense entrar y salir del espacio aéreo iraní sin enfrentar resistencia.

El operativo contó con el respaldo integral de diversos comandos militares estadounidenses, incluyendo al Comando Estratégico, el Comando de Transporte, el Cibercomando, el Comando Espacial, la Fuerza Espacial y el Comando Europeo. En total, participaron más de 125 aeronaves, incluyendo cazas avanzados de cuarta y quinta generación, aeronaves cisterna para reabastecimiento en vuelo y aeronaves dedicadas a inteligencia y vigilancia.

El general Caine destacó que no se detectaron intentos de defensa por parte de Irán durante la operación. No hubo despegue de cazas iraníes, y los sistemas antiaéreos iraníes no reaccionaron durante la incursión aérea estadounidense, lo que permitió que la misión se ejecutara con un éxito total en términos operativos.

Respecto a los daños causados, el general aclaró que aún está en curso una evaluación exhaustiva, aunque las valoraciones iniciales indican que los tres sitios atacados sufrieron graves daños. Este ataque constituye el mayor uso operacional de bombarderos B-2 desde su creación, superado en duración únicamente por misiones ejecutadas inmediatamente después de los atentados del 11 de septiembre de 2001.

En total, las fuerzas estadounidenses desplegaron aproximadamente 75 armas guiadas de precisión en esta operación, demostrando un nivel excepcional de coordinación multidominio y global. Según el general Caine, esta capacidad refleja el poder militar único de los Estados Unidos en términos de alcance, precisión y rapidez de ejecución estratégica.

Tras la operación, Estados Unidos ha elevado significativamente las medidas de protección de sus tropas en la región, especialmente en Irak, Siria y el Golfo, anticipando posibles represalias iraníes. Las fuerzas estadounidenses permanecen en alerta máxima y están preparadas para responder a cualquier agresión contra su personal o intereses en la zona.

En palabras del general Caine, la operación “Martillo de Medianoche” no solo demostró la capacidad única de Estados Unidos para realizar ataques estratégicos precisos, sino que también resaltó la excepcional disciplina operativa del personal involucrado. Finalmente, el portavoz del Pentágono pidió mantener en consideración y apoyo a todos los militares desplegados en la región que continúan en alerta máxima ante cualquier eventualidad derivada de la operación.

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S-5! presentó soluciones de montaje fotovoltaico sin rieles ni perforaciones para cubiertas metálicas

Con más de 30 años de experiencia en sistemas de fijación para cubiertas metálicas, la firma estadounidense S-5! presentó una innovación técnica que busca redefinir la forma en que se instalan sistemas solares sobre techos metálicos. Se trata de una solución de montaje sin rieles ni perforaciones, enfocada en acelerar la instalación, reducir costos estructurales y preservar la integridad de la cubierta.

La propuesta fue presentada en el marco del webinar gratuito “Soluciones de montaje FV sin rieles para techos metálicos engrapados y trapezoidales en Sudamérica”, realizado el pasado 19 de junio y organizado junto a Energía Estratégica. Allí, el sales manager para Latinoamérica de S-5!, Salvador Barba, brindó detalles técnicos de los sistemas que permiten una instalación más rápida y segura.

“Nuestro sistema PVKIT es de acero inoxidable, tiene una apertura de 30 a 46 mm y por tanto cualquier tipo de marco de módulo puede entrar en este sistema”, explicó Barba. El diseño elimina la necesidad de rieles transversales al usar la propia cresta del techo como estructura de fijación, lo que representa un cambio significativo en la lógica del montaje tradicional.

Barba remarcó que el enfoque técnico del producto responde a exigencias de seguridad estructural y eficiencia de instalación: “Hemos encontrado diferentes argumentos que hacen viable el hecho de dejarlos coplanar, por una cohesión de seguridad en el techo y por las presiones del viento”, indicó.

Este tipo de fijación permite que el aire circule por debajo del módulo, evitando el sobrecalentamiento y mejorando el rendimiento térmico del sistema. Además, la solución ayuda a reducir significativamente el peso total de la instalación; sumado a que el sistema cuenta con certificación ASTM E2140, que garantiza que los productos no presentan filtraciones de agua.

S-5! desarrolla distintas líneas adaptadas a cada tipo de cubierta metálica. Para techos de fijación expuesta, generalmente trapezoidales, ofrece productos como los RIB brackets y PROTEA brackets. Para techos ondulados, la propuesta incluye los Corrubracket, mientras que para cubiertas de calibre muy delgado, se recomienda el uso de VERSA bracket o solar foot. 

En cambio, para techos engrapados, la empresa dispone de clams que no perforan la lámina, como en los casos de perfiles Standing Seam KR-18/24, Butler MR-24 y curved roof.

Barba subrayó que el equipo técnico de S-5! evalúa caso por caso: “Es necesario conocer el tipo de techo para que desde el área de ingeniería y con la expertise de S-5! podamos recomendar cuál es el mejor anclaje para cada proyecto”.

Todos los productos de la firma cuentan con garantía de por vida, lo cual, según el directivo, es posible gracias al control total del proceso productivo, desde la extracción del aluminio hasta el empaquetado del mismo.

Presencia estratégica en Argentina

S-5! busca expandir su alcance en Latinoamérica y ya inició conversaciones con empresas locales. Si bien aún no posee contratos firmados, el panorama podría cambiar muy pronto.

¿Por qué? El próximo 26 de junio, la empresa participará en el Smart Solar Tour en Buenos Aires, un evento organizado junto a Trinasolar y Solis LATAM que tendrá lugar en el Hotel Scala (CABA), de 15:00 a 20:00 horas. 

El encuentro combinará capacitaciones teóricas y prácticas, un workshop en vivo y un espacio de networking profesional entre instaladores, distribuidores y actores del ecosistema solar.

“Durante la capacitación se montará un panel solar de Trina Solar sobre un techo engargolado y se verán ventajas y desventajas de la instalación”, detalló Barba sobre el evento que cuenta con inscripción gratuita (requiere registro previo) en el siguiente link: 

👉 https://hubs.ly/Q03syvwP0

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Combustibles: mientras YPF define suba, otras petroleras aumentaron 5%

Guillermo Lego, gerente general de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), anticipó que en los primeros días de julio podría aplicarse un nuevo aumento de alrededor del 5%, mientras diferentes compañías petroleras que operan en el país ya aplicaron nuevos aumentos.

Algunas petroleras que no son YPF ya aplicaron subas entre ayer y hoy del orden del 4 al 5%”, explicó Lego en declaraciones a radio Rivadavia. Y aunque aún resta la definición de YPF y la intervención de la Secretaría de Energía, todo indica que se ajustará en ese mismo rango.

En detalle, la empresa Puma aplicó el aumento desde la medianoche del viernes. Por su parte, Shell también reflejó una suba en sus surtidores.

Respecto a la relación con los precios internacionales, aclaró que el valor del crudo Brent, uno de los factores clave, viene subiendo. “Pasó de 63 a 77 dólares, aunque hace un año estaba en 84, por lo tanto el aumento no es tan significativo si se mira a largo plazo”, señaló. Sin embargo, para el bolsillo del consumidor “todo aumento es sensible”, y el gerente reconoció que esto golpea también al sector expendedor: “Nos aflige porque venimos con una caída del 7% en las ventas, y eso es fuerte para nuestro movimiento”.

Finalmente, Lego recordó que el compromiso del gobierno anterior era ajustar los precios según el valor del crudo: “Si sube, sube el combustible; si baja, debería bajar. Veremos ahora qué deciden desde el punto de vista inflacionario”.

Con el mercado en alerta por el conflicto en Medio Oriente y su impacto en el precio del crudo, el escenario de julio se perfila con nuevos incrementos y una demanda en retroceso, un combo que preocupa tanto a consumidores como al sector.

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Luego de su salida de Vaca Muerta, ExxonMobil explorará áreas offshore en el estratégico norte del Brasil

ExxonMobil fue una de las petroleras internacionales protagonistas de la licitación de bloques de exploración de petróleo offshore realizada esta semana en Brasil. El consorcio conformado por ExxonMobil y Petrobras se quedó con diez de los 19 bloques exploratorios adjudicados en el Margem Equatorial, la nueva frontera petrolera offshore estratégica que el gobierno de Lula da Silva busca desarrollar en el norte del Brasil para sostener las exportaciones petroleras.

La petrolera norteamericana, que viene de concretar la venta de sus activos en Vaca Muerta a Pluspetrol por US$ 1700 millones, se asoció con la petrolera estatal Petrobras para competir en la última licitación de concesiones permanentes de áreas hidrocarburíferas realizada por la Agencia Nacional de Petróleo del Brasil (ANP).

El gobierno adjudicó 34 bloques ubicados en las cuencas Parecis, Foz do Amazonas, Santos y Pelotas. Los bloques rematados en las últimas tres cuencas son offshore. Las inversiones previstas por los 34 bloques ascienden a 1.456.963.000 de reales (US$ 265.525.141) solo para la primera fase de los contratos, que son de exploración.

La cuenca de Foz do Amazonas fue la que mayor atracción y participación internacional generó. De los 19 bloques rematados, Petrobras y ExxonMobil se quedaron con diez, mientras que un consorcio formado por Chevron y CNPC obtuvo nueve.

La competencia fue intensa, ya que Chevron y CNPC superaron las ofertas de Petrobras y ExxonMobil en siete de los nueve bloques que obtuvo. De los diez bloques ganados por Petrobras y ExxonMobil, la primera será operadora en cinco de los bloques y la segunda operará los restantes cinco.

«Con este resultado y la continuidad de nuestras actividades exploratorias, incluso en el Margen Ecuatorial y en la Cuenca de Pelotas, seguimos optimistas sobre nuestras posibilidades de reponer las reservas de petróleo y garantizar la seguridad energética de Brasil», destacó la presidenta de Petrobras, Magda Chambriard.

Margen Ecuatorial, la nueva frontera petrolera

La cuenca de Foz do Amazonas se ubica en el norte del país, en lo que se conoce como el Margen Ecuatorial, una zona marítima con un importante potencial petrolero debido a su cercanía geográfica con Guyana. La ANP estima que el volumen de recursos de petróleo y gas natural en la zona ronda los 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente. Son recursos que serían críticos para sostener la producción nacional y las exportaciones de crudo frente al eventual declive del presal.

Las primeras perforaciones en el Margen Ecuatorial se realizaron en la década de 1970, sin que se produjeran descubrimientos importantes que hicieran viable la producción comercial. Hasta la fecha, la mayoría de las actividades exploratorias se han realizado en aguas someras.

Sin embargo, la industria entiende que el potencial petrolífero es relevante si se consideran los recientes descubrimientos realizados en Guyana, que están transformando al país en uno de los principales exportadores de crudo del continente.

Es por esto que Petrobras en su Plan Estratégico 2050 y Plan de Negocios 2025-2029 prevé una inversión de US$ 3.000 millones en el Margen Ecuatorial durante los próximos cinco años. La empresa definió en mayo un plan para perforar ocho pozos exploratorios, comenzando por el bloque FZA-M-59, a unos 2500 metros de profundidad bajo el nivel del mar.

El interés internacional también se vio reforzado por los avances en materia de licenciamiento ambiental, un tema que enfrenta al Ministerio de Minas y Energía con el Ministerio de Medio Ambiente y Cambio Climático.

Petrobras logró avanzar con el licenciamiento de perforación en aguas profundas en el bloque FZA-M-59, concedido por el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA). Este bloque fue adjudicado a la petrolera brasileña en una licitación de 2013.

, Nicolás Deza

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Romero de Valgesta: “La seguridad debe ser el apellido de la nueva etapa de transición”

Semanas atrás, el presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que presentará un proyecto de ley para adelantar el plan de descarbonización al 2035 -o antes-, y desde aquel entonces surgieron cuestionamientos desde sectores estratégicos del país. 

Andrés Romero, presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía, planteó que el retiro acelerado de las termoeléctricas a carbón debe ir acompañado de un enfoque integral que ponga en el centro la seguridad del sistema eléctrico.

“No estoy en contra de la iniciativa, pero si consideramos que hubo un blackout en febrero del presente año, creo que la señal que dio el presidente no es la adecuada”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica.

Si bien se desconocen los pormenores del proyecto que prepara el Poder Ejecutivo, desde la consultora apuntaron que se requiere poner en la mira otros focos principales para avanzar con la transición de manera segura y que impacte a favor en los costos para los usuarios finales. 

“La seguridad debe ser el apellido de la nueva etapa de transición. Hay que hacer una profunda revisión de la norma técnica, seguridad, calidad, servicio. Lo está haciendo el regulador, pero tiene que ser con un trabajo mucho más amplio y con más detenimiento”, subrayó el ejecutivo. 

Bajo ese panorama, el entrevistado recordó que Chile está protagonizando una de las transiciones más rápidas del mundo. En 2024, el 72% de la generación eléctrica provino de fuentes renovables y un 35% específicamente de solar y eólica. No obstante, advierte que esa velocidad ha traído consecuencias. 

El blackout del 27 de febrero es, para Romero, un punto de inflexión. La magnitud del evento, en el contexto de una matriz altamente renovable, revela una vulnerabilidad estructural. 

En este marco, el presidente del directorio de Valgesta enumera una serie de acciones que considera prioritarias. La primera es una revisión profunda de la normativa vigente, seguido por la realización de planes de contingencia y determinación de inversiones clave para responder a situaciones críticas como el corte eléctrico masivo. 

Además, propone un giro en la política de fiscalización de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC): “Debiera incorporar la prevención de estas contingencias dentro de su política de fiscalización, y por tanto y de manera central, la seguridad de suministro”.

Otro punto crítico es el impacto de la salida de las centrales térmicas sobre la estabilidad del sistema, particularmente en lo que refiere a inercia y cortocircuito. 

“Hay que evaluar la costo-eficiencia, si esto significa que tenemos que incorporar tecnología, como los condensadores síncronos, y si los ciudadanos están disponibles a pagar esos costos. Y de igual modo, debemos actualizar la regulación de la distribución eléctrica, aunque sea de manera progresiva”, manifestó. 

Almacenamiento: estrella en ascenso, pero con riesgos

El almacenamiento energético será una pieza clave del nuevo sistema. Chile ya cuenta con 999 MW de potencia operativa en baterías, 574 MW en fases de prueba y más de 3500 MW en construcción según datos del sector. 

Pero la tendencia no frenará ahí, sino que se espera un crecimiento sostenido y estratégico en materia de storage, ya que existen 8299 MW aprobados y 14597 MW de capacidad BESS en distintas etapas calificación

Este desarrollo, impulsado por señales regulatorias como la modificación del reglamento de transferencias de potencia, se ve favorecido por una caída sostenida de los costos tecnológicos.

Pero no todo son luces. Romero observa con cautela el ritmo de instalación y los incentivos económicos, lo que podría conllevar el riesgo de “canibalización en el mercado”, un fenómeno que ya afectó a los parques solares debido a la saturación de la oferta. 

“A futuro puede haber agentes perjudicados en sus ingresos y generar un desbalance en el mercado de potencia”, concluyó el especialista remarcando la importancia de estudiar la entrada de baterías y coordinar su integración en el sistema de manera estratégica, instando a que la planificación BESS se aborde con la misma rigurosidad que se exige para el resto del sistema eléctrico.

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Goesgreen se lanza a la comercialización de energía y proyecta estructurar 50 MW de generación propia

Goesgreen se encuentra en plena transformación estratégica. Además de mantener su histórica línea de desarrollo y asistencia técnica, la compañía ha dado un paso decisivo al lanzar a EIBN como nueva unidad comercializadora de energía. 

Si bien la firma continúa desarrollando proyectos y gestionando activos para terceros, ahora busca estructurar negocios que dependan más de sus propios recursos, por lo que la integración vertical es un eje clave del nuevo enfoque. 

“Con EIBN queremos comercializar un volumen objetivo de MWh en un sector industrial y comercial que todavía no está abordado en el Mercado. Y en los próximos diez o doce meses, la idea es ir a una estructura integral, ya que tenemos algunos proyectos propios en cartera y nos gustaría poder financiarlos”, afirmó Gustavo Gil, presidente de Goesgreen, en diálogo con Energía Estratégica

“La unidad de comercialización de energía sólo necesita capital de trabajo y garantías. Por tanto la integración vertical es un camino ineludible, esperando que a futuro también tengamos generación propia”, agregó. 

Actualmente, Goesgreen mantiene unos 450 MW bajo gestión a través del área de asset management. A esto se suma la actividad de la plataforma I4 Business, que añade participación en un poco más de capacidad y otros 350 MW fotovoltaicos y 10 MW eólicos en desarrollo para terceros. 

Pero la gran apuesta está en avanzar hacia la generación propia. En este sentido, la empresa prepara un pipeline de 50 MW que planea estructurar en entre cinco y siete etapas. 

“Hasta ahora vamos avanzando con los primeros dos o tres proyectos, que será el 30% de los 50 MW”, detalló el ejecutivo, aclarando que esta estrategia está pensada para atraer inversiones y dar sustentabilidad financiera a largo plazo.

Este cambio representa un paso natural para una firma que acumula experiencia técnica y relaciones en todo el ecosistema energético, por lo que complementará la sinergia entre desarrollo, generación, comercialización y conocimiento de proveedores.

“Hacemos muchos proyectos para otros y tenemos ganas de hacer el nuestro. Y la expertise de Goesgreen nos permite ser eficientes, con un OPEX muy bajo, y con un buen precio de salida de la energía, integrando el margen de la comercializadora”, sostuvo Gustavo Gil. 

De todos modos, todavía queda una barrera por resolver: la atracción de capital extranjero. Aunque desde la compañía son optimistas de cara a un futuro más estable para la inyección de capital externo. 

Regulación normativa y dinámica de mercado

Respecto a la regulación, el ejecutivo plantea una visión crítica sobre los cambios propuestos por la Secretaría de Energía de la Nación. Si bien valora el incentivo a que las distribuidoras no se abastezcan exclusivamente de CAMMESA y a reactivar un MAT, advierte que no se ven señales de un Mercado que incentive a nuevos players para mejorar la competencia y la oferta de servicios.

En ese sentido, insiste en la importancia de medidas más profundas, como por ejemplo que todos los usuarios puedan elegir a quién comprar energía y que se arme un mercado de competencia bien abierto. 

Gil también subrayó la necesidad de tener un Mercado de Energía Spot, para que los precios horarios reflejen los costos reales del sistema y los privados puedan comprar energía en una bolsa del mercado mayorista con subastas, tanto de operaciones a plazo como intradiarias, como ocurre en muchos otros países. Para el ejecutivo, esto podría motivar a que más usuarios salgan del sistema tradicional en busca de mejores precios con privados.

En este nuevo escenario, tecnologías como la generación distribuida y el almacenamiento ganan protagonismo. Desde Goesgreen ya actúan como gabinete técnico en proyectos donde los clientes quieren desarrollar su propia generación. 

“Varios clientes quieren tener su propia generación para evitar problemas de suministro o calidad de servicio, y reducir costos. Sumado a que con la baja del precio de acumulación, empiezan a aparecer algunos proyectos de baterías como una alternativa viable”, destacó.

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360Energy, protagonista de la revolución solar argentina: 250MW instalados exclusivamente de energía solar fotovoltaica.

En el Día Mundial del Sol, 360Energy, empresa líder en soluciones energéticas  sostenibles, presenta datos exclusivos que consolidan su posición como referente  en la transición solar empresarial argentina. 

Números que transforman

Desde su fundación, 360Energy ha implementado 250 megavatios (MW) de  capacidad solar fotovoltaica distribuidos a lo largo del territorio nacional. 

«Cada panel solar que instalamos es un paso concreto hacia la independencia  energética de Argentina», afirmó Maximiliano Ivanissevich, Director de Asuntos Corporativos de 360Energy. «Nuestros números demuestran que la energía solar  no es el futuro: es el presente que las empresas argentinas están adoptando  hoy», agregó.

Los proyectos solares de 360Energy han evitado la emisión de +180.000 toneladas  de CO2 a la atmósfera, equivalente al impacto positivo de plantar 3 millones de  árboles

La capacidad instalada genera anualmente 414 GWh de energía limpia, suficiente  para abastecer el consumo eléctrico de +175.000 hogares argentinos durante todo  un año. 

Liderazgo sectorial

360Energy se posiciona entre las empresas líderes del sector solar empresarial  argentino, con una participación de mercado del 12% de la potencia solar instalada en Argentina.

Además, más de 15 grandes industrias ya adoptaron energía solar con 360Energ, y la compañía proyecta duplicar su capacidad instalada en el transcurso del presente año.

  • Proyección 2025: duplicar la capacidad instalada 

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Viaje al interior de Camisea, el megayacimiento de gas de Perú que opera Pluspetrol en el corazón de la Amazonia

Mientras Pluspetrol, la petrolera independiente argentina, crece en Vaca Muerta tras la adquisición de los activos de ExxonMobil y apunta a convertirse en uno de los principales productores de hidrocarburos de Argentina, en Perú cumplió 20 años operando Camisea. Se trata de un megayacimiento de gas ubicado en el corazón de la Amazonia peruana que se transformó en el proyecto energético más importante de ese país y uno de los más representativos de Latinoamérica.

EconoJournal pudo conocer el hito energético de Perú ubicado en Malvinas, Cusco, donde está el corazón de Camisea. Allí Pluspetrol encabeza la operación y lidera el consorcio que hoy tiene una producción de 40 millones de metros cúbicos de gas por día (mm3/d) y 53.000 barriles de petróleo asociado que se extraen desde los lotes 88 y 56. Se estima que solo esos bloques tienen reservas por 6,16 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas y 545 millones de barriles de hidrocarburos líquidos.

Al consorcio lo integran Pluspetrol con el 27,2% de la participación, la norteamericana Hunt Oil, con el 25,2%, la coreana SK Innovation con el 17,6% y la española Repsol, la argentina Tecpetrol y la argelina Sonatrach con un 10% cada una. A la fecha llevan invertidos US$ 5.400 millones.

Una tierra inhóspita

Llegar a Camisea solo es posible en avión o en barco. La explotación denominada “Offshore Inland” funciona de la misma forma que una plataforma petrolera marítima, ya que la complejidad de la geografía selvática hace inviable la construcción de caminos. La otra vía de comunicación es el río Urubamba, un serpentante curso de agua marrón que atraviesa toda la selva desde el Amazonas.

Después de un viaje de dos horas en avión desde Lima se llega al aeródromo Malvinas. Desde allí, un helicóptero permite recorrer los clusters que conforman los lotes 56 y 88. Cada instalación se une a la planta de separación de gases -contigua a las oficinas y al aeródromo- por una distancia que va de los 15 a los 25 kilómetros. El terreno cubierto de un frondoso verde oscuro hace de camuflaje a los desniveles de la tierra, que por momentos se convierte en montañas. La extracción del gas y derivados se hace desde 20 pozos, suficientes para que una mitad alcance a cubrir toda la demanda de gas de Perú y la otra, exportar en barcos de GNL hacia Asia, Europa y Estados Unidos.

El 96% del gas lo producimos desde aquí por eso decimos que si es gas es de Camisea. El 70% del GLP del país y el 40% de la generación de energía eléctrica se hace con nuestro gas”, resaltó Germán Álvarez, Country Manager de Pluspetrol Perú y Ecuador, en conversación con este medio. “Hoy ocupamos el 0,2% de la concesión por eso no hay caminos y los ductos se construyeron bajo el concepto de Ductos Verdes, haciendo luego una reforestación de todo el tendido. No hay rutas internas ni comunicación con el resto de la civilización”, detalló.

La puesta en marcha del proyecto Camisea en 2004 implicó también el tendido de dos ductos que recorren la selva y atraviesan la cordillera de los Andes hasta llegar al océano Pacífico. También la ejecución de la planta de fraccionamiento de gas y terminal marítima de Pluspetrol en Pisco y la construcción de la planta de LNG Melchorita, la única de Sudamérica.

Las Malvinas de Perú

Camisea nace en Las Malvinas, una zona selvática ubicada en la provincia de Cusco, a 147 kilómetros de Machu Picchu. Fue denominada así por los peruanos como símbolo de la amistad con Argentina y el apoyo brindado durante la guerra de Malvinas. En una poética casualidad, una empresa argentina terminó liderando allí el proyecto que hoy es el emblema energético de Perú.

La concesión tiene 143.756 hectáreas donde se ubican los lotes 88 y 56 de donde se extrae el gas. Además, el lugar cuenta con un aeródromo preparado para recibir aviones de carga y pasajeros, tres helipuertos, oficinas y campamentos para los 1.800 trabajadores que hacen turnos de 15 días de trabajo por 15 de descanso. Las operaciones se distribuyen principalmente entre los clusters y la planta de separación de gases donde los hidrocarburos extraídos reciben el primer tratamiento que permite separar el gas seco o natural (etano y metano) que se transporta por un ducto y los gases líquidos (propano, butano y gasolina) que se inyectan en otro. Además hay personal permanente para el mantenimiento y operación de los helicópteros.

Toda la logística que implican las operaciones diarias, como la que también demandó la puesta en marcha de Camisea, se hace vía área y fluvial. El aeródromo de Malvinas está preparado para recibir aviones Antonov y continuamente llegan desde Lima charters con pasajeros. Por el río Urubamba, el mismo que aguas arriba riega el Valle Sagrado de los Incas en Machu Pichu, ingresa maquinaria pesada en buques de ultrabajo calado que navegan durante la ventana que va desde diciembre a abril. Las cargas inician en Quito, Ecuador, siguen hacia Pucalpa y luego culminan en Malvinas.

La ruta del gas

El gas de Camisea se extrae de una formación arenosa que se encuentra a 4.200 metros de profundidad. Su permeabilidad permite un gran caudal de producción con pocas perforaciones. El consorcio Camisea actualmente explota el lote 88 que posee 14 pozos en producción destinados exclusivamente al mercado interno. Se considera que sus reservas probadas y probables alcanzarían para abastecer de gas al país por 20 años. Solo este bloque cuenta con 5,02 TCF de reservas probadas. En cambio, el lote 56 -con 6 pozos y 1 TCF de reservas- está orientado al mercado de exportación.

A pocos metros de las oficinas de Pluspetrol se encuentra la Planta de Separación de gas Malvinas donde el gas se separa y se entrega a la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) que lo inyecta en dos ductos que recorren 900 kilómetros y cruzan las montañas de la cordillera de los Andes hasta los 4.900 metros sobre el nivel del mar, altura que le valió el récord Guiness por montar el gasoducto más alto del mundo.

Desde allí, el gas se distribuye en tres puntos: los líquidos viajan por un poliducto y se derivan a la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural que Pluspetrol tiene en Pisco, a metros del océano Pacífico y donde se procesa el GLP para su distribución en camiones y barcos que viajan por el mar hasta Lima. Una parte del gas natural llega a Cañete donde está la planta de Perú LNG que despacha buques semanalmente. Mientras que otra, se transporta a Lima a la estación City Gate Cálidda, punto de distribución del gas natural por redes que va a los domicilios y a las centrales eléctricas.

Megantoni, el distrito de oro

A 25 minutos de Camisea por el río comienza el distrito de Megantoni, un pequeño poblado que alberga a la comunidad machiguenga, una las nueve etnias que habitan los alrededores del megayacimiento de gas peruano. Su población se estima en 12.000 personas, muchas de las cuales no tienen ningún tipo de contacto con la civilización y se reparten entre la selva.

Al lugar se llega a través de “chalupas”, pequeñas embarcaciones angostas que sirven de comunicación a sus habitantes. De su territorio se extrae el gas para todo el Perú y por este motivo, el distrito recibe el equivalente a US$ 300.000 diarios, es decir, unos US$ 10 millones por mes en concepto de canon gasífero. Además, el gobierno nacional percibe el 37% en regalías por la explotación del yacimiento.

Quizás por el sofocante y húmedo calor, el movimiento en Megantoni es lento y tranquilo. No hay vehículos más que motocicletas. La mayoría de las casas son de madera rodeadas de caminos bien delimitados. Tiene escuelas, hospitales, restaurantes y hoteles administrados por los locales e internet satelital. Pese al gran caudal de recursos que recibe, sus habitantes mantienen un estilo de vida rural marcado por las costumbres que los caracterizan desde la era preincainca.

Otra parte de los recursos se destina al Programa de Monitoreo Ambiental Comunitario (PMAC) que fiscaliza la preservación de la biodiversidad de Camisea junto con las prácticas tradicionales de las comunidades que viven de la pesca y la caza. “Son programas que aseguran que el cumplimiento de los compromisos ambientales suceda día a día. Las autoridades los validan con las auditorías que hacen y son participativos. El PMAC vigila nuestros procesos, si hay impacto sobre la biodiversidad y aseguran que el compromiso inicial se cumpla todos los días”, aseguró Álvarez.

En relación a los aportes económicos, el Country Manager, afirmó que en los 20 años de Camisea Perú recibió US$ 21.000 millones en regalías e impuestos a la renta. “Para la región del Cusco fueron US$ 10.300 millones en canon”, precisó. Aún así, la región evidencia un nivel de pobreza que algunos atribuyen a un problema estructural del Estado para ejecutar correctamente los fondos que recibe.

En 2008 el Estado peruano aprobó mediante la ley N° 29.230 el OXI (Obras por Impuestos), una modalidad de inversión pública que permite ejecutar infraestructura y servicios públicos con participación de las empresa privadas, y así deducir hasta el 80% de los tributos. “Los privados tenemos un rol mucho más grande en evidenciar que los beneficios se vean en la salud y educación”, opinaron fuentes de la empresa acerca de este programa.

En este sentido, desde el Consorcio afirmaron que trabajan en una cartera de obras prioritarias para ejecutar en la región: “Creemos que la legislación tuvo una curva de aprendizaje considerable y ahora tenemos la confianza suficiente para avanzar en pos de cerrar las brechas en las áreas cercanas y que haya un legado de todo este desarrollo”, afirmó Álvarez.

, Laura Hevia

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El procesamiento del gas de Camisea, la clave que permitió cambiar la matriz energética de Perú

El proyecto Camisea no solo implica la extracción de gas que se hace desde la selva. En 2004 cuando se conformó el consorcio que puso en marcha el ambicioso plan, las empresas que lo conforman -junto a otras compañías- se unieron para ejecutar, al mismo tiempo, las obras que permitieron el transporte y el procesamiento del gas para elaborar diferentes productos. Esta sinergia fue clave para revertir la matriz energética de Perú y lograr reemplazar las importaciones de gas.

De esta forma se montó el poliducto de la Transportadora de Gas de Peru (TGP), un caño que nace en Malvinas y tiene una extensión de 703 kilómetros que le permiten llegar hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco, de Pluspetrol. Un gasoducto -el más alto del mundo con 4.901 metros sobre el nivel del mar y que también nace en la selva- sirve en cambio para llevar el gas natural a la planta de licuefacción Melchorita de Perú LNG y a la planta procesadora City Gate Cálidda.

El mayor cambio que produjo la puesta en producción de Camisea es reconvertir una matriz energética que dependía del gas importado y el diesel para la generación eléctrica. Actualmente, el gas extraído de la selva cusqueña representa el 96% del consumo local, el 70% del gas licuado de petróleo (GLP) y permite el 40% de la energía eléctrica al lograr reemplazar el diésel en las centrales eléctricas.

GLP al mercado interno

En Pisco, sobre la costa del océano Pacífico, la planta de fraccionamiento de Pluspetrol elabora GLP, diesel y nafta. La locación incluye una playa de estacionamiento y carga para camiones y una terminal marítima conectada de manera subterránea que permite la carga de buques con GLP y MDBS (Medium Distillate Blending Stock) para la generación de diesel.

“La planta tiene un estándar muy alto. En sus 20 años de operación nunca hubo ningún incidente ambiental ni un solo derrame de hidrocarburos, pese a que se cargan 20 mil barriles por hora y 400 mil en un día y medio”, comentó a Econojournal Wilder Domínguez, gerente operativo.

“Las instalaciones tienen una capacidad de almacenamiento de 870.000 barriles que equivalen a 12 días del suministro de GLP de todo Perú”, detalló Dominguez. El dato no es menor si se tiene en cuenta que solo el 21% de la población peruana cuenta con gas domiciliario y la gran mayoría se abastece por medio de garrafas o balones.

La complejidad geográfica y la falta de un plan estatal para extender el consumo de gas natural explican la baja cantidad de hogares que cuentan con este servicio. Pero además, los hallazgos arqueológicos fueron en otra medida la razón por la que la extensión de los gasoductos se vio demorada. Según datos de la empresa TGP, en los últimos 20 años se produjeron 2.200 hallazgos arquelógicos sobre el tendido de las redes, lo que obligó a continuos parates en las obras. Estos incluyeron restos de culturas precolombinas, tumbas, momias y artefactos milenarios.

El GNL peruano

A 60 kilómetros de Pisco se encuentra Melchorita, la única planta de LNG de Sudamérica y la primera de Latinoamérica. En medio de dunas de arena que superan los cinco metros de altura, las instalaciones se levantan al lado de la carretera Panamericana Sur , a escasos metros del océano en una zona sumamente desértica.

La central es operada por la empresa Perú LNG, una sociedad que agrupa a la norteamericana Hunt Oil (50%), a Shell (20%), MidOcean Energy (20%) y Marubeni (10%). Su construcción demandó una inversión u$s3.800 millones y en su terminal marítima recibe buques cada 5 a 12 días con capacidad de hasta 124 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), es decir, casi el mismo volúmen que lo que produce Argentina en un día.

El 95% de la producción de GNL de Melchorita se exporta y es Shell es el offtaker encargado de ejecutar los contratos con otros países. Fuentes de la empresa comentaron a este medio que actualmente el 65% de los buques que ingresan van hacia Asia, el 30% a Europa y un 5% a Estados Unidos y Canadá. En total la planta tiene una capacidad de 4,45 millones de toneladas anuales (MTPA) y recibe diariamente unos 20 Mm3/d de gas.

La planta de LNG de Perú fue un proyecto que comenzó a gestarse en el 2000 mientras avanzaban los planes sobre Camisea. Sus instalaciones se inauguraron en 2010 y dos años después, la empresa celebró los 100 buques exportados. En paralelo, el país desarrollaba el resto de las plantas que permiten comercializar el gas en distintos productos.

Según los datos de la compañía, la producción de LNG generó en 2022 unos u$s2.880 en divisas, mientras que en 2023 fueron u$s1.393. La diferencia se explicó en una reducción el costo del gas adquirido debido a la variación de los precios internacionales que pasaron de los u$s17,7 por millón de BTU (Mbtu) a u$s8,2 Mbtu.

, Laura Hevia

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Vaca Muerta: por la alta tasa de declinación, el 60% de los pozos produce menos de 20 m3/día. ¿Es un riesgo apostar todo al no convencional?

Un pozo petrolero de buen rendimiento en Vaca Muerta puede llegar a arrojar entre 1000 y 2500 barriles diarios (bbl/día) durante sus primeros meses de operación. En Bajada del Palo Oeste, por ejemplo, Vista Energy informó incluso que su pozo BPO-2801(h) alcanzó en febrero el record de 4440 barriles diarios en promedio con un pico de 5396 barriles. Sin embargo, el ingeniero en reservorios Gerardo Tennerini difundió este mes un trabajo donde detalla que más del 60% de los pozos perforados en Vaca Muerta produce en la actualidad menos de 125 barriles diarios (20 m3/día). El dato revela una característica constitutiva del shale, que es la rápida declinación de sus pozos con respecto a la producción convencional.

Como consecuencia de esa declinación acelerada, el 80% de la producción de Vaca Muerta proviene hoy de menos del 20% de sus pozos. Esta situación obliga a un ritmo sostenido de perforaciones para mantener la curva agregada de producción y si las perforaciones se detienen por el motivo que sea el impacto es de corto plazo porque la tasa de declino anual puede llegar al 80% frente a un 10% o 15% del segmento convencional.

Ante esta situación, EconoJournal decidió consultar al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, al ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, y al titular de la consultora Economía & Energía, Nicolás Arceo, para saber si es un riesgo concentrarse cada vez más en el shale o si la diferencia de rentabilidad con respecto a la producción convencional no deja otra opción.

Juan José Aranguren: “La explotación tiene que ser en modo factoría”

–Si la tasa de declinación del shale es tan pronunciada, ¿es correcto apostar cada vez más por Vaca Muerta y abandonar de modo acelerado la producción convencional?

–Hoy las cuencas productoras de petróleo están llegando a un límite en la explotación convencional y cada vez se necesita tener mayor asistencia de algún otro tipo de fluido para poder explotarlas y se consume mucha más energía en producirlo que el producto que se saca. Es el caso de las cuencas maduras. Es por eso que las compañías se concentran en aquello que les permite obtener una mayor rentabilidad, como es el caso del shale.

–¿Y por qué no se explora más en convencional?

–Todo lo que es en territorio firme ya está explorado. Las compañías explotaron todas las formaciones sedimentosas que había y solo queda el mar, pero ahí es mucho más costoso. Hacer un pozo cuesta 5 o 6 veces más de lo que cuesta hacer un pozo con fractura en Vaca Muerta y antes tener que ver cuál es el resultado de la sísmica.

–¿Y la declinación acelerada del shale no debe generar preocupación?

–No veo que sea algo para alarmarse sino una característica constitutiva del shale. La explotación tiene que ser en modo factoría. Eso significa que si hoy tenemos 35 o 40 rigs y queremos duplicar la producción tenemos que ir al doble de rigs y ser cada vez más eficientes. Y lo mismo con los equipos de fractura. No hay otra alternativa. La producción no convencional tiene su mayor producción dentro de los dos primeros años y después declina muy rápidamente comparada con la convencional y por eso hay que perforar y fracturar continuamente.

–Está claro que para las compañías hoy es la decisión más lógico y racional, ¿pero el gobierno no debería generar algunos incentivos para que no toda la producción se concentre en el shale?

–Los gobiernos tienen que definir políticas públicas. El gobierno actual con el RIGI fomenta el oil & gas en el offshore, pero en el territorio hay un determinante físico porque en los yacimientos convencionales actuales el recurso se está agotando. Además, hay que tener en cuenta que una caída en los precios no solo afecta al no convencional. De hecho, los yacimientos maduros hoy tienen un costo alto que va de los 45 a 60 dólares por barril. Por lo tanto, si el precio se cae de 60 quedan en negativo. El no convencional, en cambio, hoy tiene un valor de break even que varía entre 35 y 45 dólares, depende de cómo se distribuyan los costos fijos.

–¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de todas las áreas convencionales, incluso de algunas que son rentables como Manantiales Behr?

–Sí, porque la dirección de YPF se debe a sus accionistas. Tiene una determinada capacidad de acceder a capital y ese capital lo coloca en el lugar más rentable, salvo que quiera hacer beneficencia o que quiera hacer desarrollo regional porque si fuera una empresa pública, pero YPF no lo es, es una sociedad anónima. El estatuto requiere que todas las acciones del directorio sean en beneficio de sus accionistas, de todos sus accionistas, no de uno solo. Además, aún en el caso de Manantiales Behr, que está siendo bien explotado, que haya decidido irse no significa que vaya a irse a cualquier precio.

Nicolás Arceo: “El shale cambia la política hidrocarburífera”

–El 80% de los pozos perforados actualmente en Vaca Muerta produce menos de 50 m3/día por la rápida tasa de declinación del shale. ¿Es un error concentrarse cada vez más en el shale tomando en cuenta esa característica o la diferencia de rentabilidad con respecto al convencional no deja otra opción?

–La diferencia de rentabilidad no te deja otra opción y el volumen de recursos no convencionales es infinitamente más grande que lo que queda del convencional. Argentina no tiene recursos no convencionales para llegar a un plateau de un millón de barriles. Sin la producción no convencional no se llegaría nunca.

–¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?

–Siempre es discutible, pero Argentina está bastante explorado desde la época de la YPF estatal. Sería óptimo para Argentina tener recurso convencional barato, abundante y disponible, pero eso no está.

— ¿Y no es un riesgo para el país recostarse cada vez más sobre el sector hidrocarburífero con la vulnerabilidad que supone el shale? En 2020, durante el comienzo de la pandemia, con el desplome del precio del crudo, en Estados Unidos se frenaron las perforaciones en la cuenca shale y en apenas 3 meses la producción cayó casi un 25%.

–Eso se vio en la Argentina, cuando se derrumbaron los precios del gas a mediados de 2019 se registró un freno total en la inversión de shale gas y la producción. El impacto de señales de precios que restringen inversión y reducen rápido producción ya lo tuvimos y el caso paradigmático fue gas. Ahora bien, lo planteo en otros términos: si el gobierno da una señal de precios incorrecta a través de la configuración de política pública, en el segmento convencional, como declina poco, el efecto sobre la inversión puede ser inmediato, pero el efecto sobre la producción es de mediano y largo plazo. A partir de 2002/2003 diste una señal de precios muy desfasada de los precios internacionales, tuviste un declino pero el problema grande de producción lo tuviste casi una década después. En el shale, en cambio, es un límite a la política de precios mucho más acotada. Si bajás precios o desacoplás fuerte el precio local del internacional eso se te va a una contracción de la inversión y la producción te empieza a caer al año.

–¿La producción shale entonces puede llegar a disciplinar a la política más rápidamente cuando interviene sobre los precios?

–No lo pondría ni en potencial. Disciplinó a la política. En 2019 el gobierno había entrado en una discusión sobre si había gas a 1 dólar, 2 dólares, 3 dólares. Discutían si había que hacer un Plan Gas y cuando la producción comenzó a derrumbarse se salvó la discusión y tuviste Plan Gas a fines de 2020 porque nos quedábamos sin gas. El shale cambia la política hidrocarburífera. Una política hidrocarburífera con recurso convencional te otorga un grado de libertad infinitamente mayor del que se tiene en una producción no convencional.

–¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de la producción convencional o debería quedarse con algunas áreas, aunque le rindan menos que el shale?

–Para mí la estrategia es correcta porque es la única forma de maximizar flujo de caja y maximizar inversión. Además, hay que tener en cuenta que para el convencional en cuencas maduras bastante depletadas lo que se necesita es un trabajo más específico pozo por pozo y eso lo va a hacer mucho mejor una empresa chica que una empresa grande como YPF que está concentrada en el shale. La decisión de salir de las áreas maduras fue correcta. Es lo mejor para YPF y también es lo mejor para el país.

Gustavo Lopetegui: “No veo un dilema. No hay dos opciones”

–¿Es un riesgo abandonar la producción convencional de hidrocarburos y concentrarse cada vez más en el shale si la tasa de declinación es tan pronunciada?

–La tecnología fracking es totalmente distinta que la tecnología del petróleo tradicional. El tradicional era como meter una pajita en una cacerola llena de agua y la pajita chupaba ese petróleo durante décadas. El shale, en cambio, consiste en sacar el petróleo que está metido adentro de las piedras. Hay que romper con un proceso muy complejo para sacarlo y declina más rápido. Requiere menos inversión inicial, pero declina más rápido. Son dos productos diferentes. Sacar el petróleo convencional que tiene Argentina es mucho más caro que hacer fracking y por eso todas las empresas se dedican a haber fracking. Ya se sabe que el fracking declina más rápido y en la medida que más se perfore va a declinar más rápido aún, pero a las empresas le están dando los números y por eso están avanzando. El declino ya está metido en los planes de negocio. Con este declino, las empresas hoy ganan plata. Por eso no veo un dilema. No hay dos opciones.

–¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?

–Lo del offshore fue un intento de buscar una alternativa, pero hasta ahora no tuvo éxito. Nadie puede decir que no hay petróleo convencional en ningún lugar de la Argentina, pero me resultaría raro porque las empresas han medido todo el terreno.

–YPF se está yendo de todas las áreas convencionales, incluso de aquellas, como Manantiales Behr, donde no pierde dinero. ¿Está bien lo que hace de poner el pie en el acelerador y salir cuánto antes de todo lo convencional?

–Qué no pierdan plata no quiere decir que no haya un costo de oportunidad por no usar esa plata para ir a otro lugar donde se puede ganar más. Así se manejan los negocios. La voluntad de YPF es irse del convencional, pero de algunas áreas no se puede ir porque nadie las quiere agarrar.

–Ante una baja de precios, la producción shale se derrumba mucho más rápido que el convencional. ¿Eso debería llevar al Estado a tratar de que el país no se recueste tanto sobre la producción shale y tratar de buscar una diversificación productiva?

–La dirigencia política no tiene mucho que opinar. El sector de Oil & Gas es el 4% del PBI. Es importante, pero es una porción pequeña. El shale se parece a la agricultura donde tenés que invertir cada año para cosechar cada año. Mientras la ecuación de precios se positiva eso va a seguir. No invertir ahora por si en el futuro el precio va a bajar no tiene ningún sentido económico.   

, Fernando Krakowiak

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Escalada internacional del crudo y aumentos locales en precios de combustibles

En un contexto internacional cada vez más complicado por los conflictos bélicos, que entre otras consecuencias ciertamente más graves, empuja a la suba la cotización del petróleo y del gas, varias de las principales operadoras-comercializadoras del mercado local de combustibles incrementaron los precios de sus naftas y gasoils en la madrugada del domingo (22/6) en el 5 por ciento promedio, y se estima que en las próximas horas también lo haga YPF, que detenta por lejos la mayor participación en este rubro (56 por ciento).

Las empresas ajustaron sus precios en el arranque del mes por la incidencia de otros factores internos a considerar (impuestos, devaluación, biocombustibles).

A modo de referencia cabe detallar que las estaciones de servicio ubicadas en el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires que operan con la marca Shell (Raízen) actualizaron los precios de la Nafta Súper hasta $ 1.326 por litro; de la VPower Nafta hasta $ 1.572; el Diesel Evolux hasta $ 1.398, y el VPower Diesel hasta $ 1.568. Su participación en el mercado ronda el 19 por ciento.

Por otra parte, los combustibles de la marca AXION (16 por ciento del mercado) se comercializan en CABA en $ 1.299 por litro en el caso de la Nafta Súper; en hasta $ 1.598 para la Quantium Nafta; y en hasta $ 1.645 para el Quantium Diesel.

Con mucha menor participación en el mercado (alrededor del 5 por ciento), también aumentó sus precios la marca Puma (Trafigura) .

Cabe señalar que la suba de los precios de los combustbles vigente desde este fin de semana a nivel local tienen por principal motivo la incidencia en la mayor cotización internacional del petróleo registrada desde finales de mayo, que elevó el precio del barril Brent desde 63 hasta 77 dólares el viernes 20/6, con pico de hasta 80 dólares en el período.

Acontecidos ahora nuevos bombardeos desde Israel, y desde los EE.UU. sobre instalaciones de investigación nuclear de Irán, acción bélica que está siendo cuestionada por otras potencias internacionales (China, Rusia, India, entre ellas) es altamente probable que el conflicto escale.

Resultan previsibles entonces nuevas consecuencias para la paz, y para la economía internacional, y nuevas subas en el mercado del petróleo. Entre otras réplicas, Irán podría interferir el tránsito de barcos petroleros por el estrecho de Ormuz, y frenar el abastecimiento.

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China, el objetivo teleológico de EE.UU. detrás del conflicto con Irán

Estados Unidos realizó sofisticados ataques selectivos contra instalaciones de desarrollo nuclear iraníes. La tensión entre ambos países aumentó en el contexto de disputas por el programa nuclear y por la influencia geopolítica en Medio Oriente. No se descarte una declaración de guerra de Irán, lo que implicaría que todos los objetivos norteamericano podrían ser objeto de ataque en cualquier parte del mundo.

Tras los ataques preventivos israelíes y la respuesta iraní se cierne una de las amenazas más graves en este escenario: el posible cierre del estrecho de Ormuz por parte de Irán. Es seguro que el precio del crudo se dispararía dado que por este paso estratégico circula alrededor del 25 % del petróleo transportado por mar y cualquier bloqueo —incluso temporal— generaría una fuerte reacción en los mercados, impulsada tanto por la escasez real como por la especulación. Lo que no está claro es el quantum.

No obstante, una mirada geopolítica, devela estrategias que van mucho más allá del escenario petrolífero: se juega el control del tránsito marítimo, el equilibrio euroasiático y la supremacía sobre el futuro orden multipolar.

Entre la presión de Israel, la ambivalencia de las monarquías del Golfo y el ascenso de China, Irán emerge como el tablero de un ajedrez geopolítico que podría redefine el mapa del poder global de las próximas décadas. El verdadero fin estratégico de EE.UU. en su disputa con Irán no es Irán, sino frenar la expansión geopolítica de China, en especial su acceso seguro a recursos energéticos y su influencia en Asia Occidental. Algo similar al freno impuesto a Rusia como suministrador de energía a Europa.

Los mercados energéticos internacionales se encuentran en estado de alerta y una de las preguntas más recurrentes entre inversores, analistas y consumidores gira en torno al impacto inmediato en el precio del crudo.

¿Irán tiene capacidad militar para cerrar o al menos interrumpir el tránsito en el Estrecho de Ormuz? Resulta difícil de predecir, lo que si es un hecho que por allí circulan cerca del 20% del comercio mundial de petróleo –más de 16 millones de barriles de petróleo diarios (MMbpd) y GNL— buena parte de las exportaciones de Arabia Saudita, y todas las exportaciones se Emiratos, Kuwait, Catar e Irak.

Estimaciones preliminares señalan un incremento de los precios en torno al 7 al 10 %, con valores que podrían alcanzar los US$ 90 o incluso 100 por barril, si se ve afectado el tránsito por el estrecho. El escenario más severo, en caso de una interrupción prolongada de la navegación, se elevan las proyecciones hasta los US$ 120 o 130 por barril.

La logística también impactaría en los precios. Un conflicto en esa zona haría subir el seguro de los buques petroleros, retrasaría exportaciones y también dispararía los precios por temor a embargos físicos reales.

El temor no se limita al mercado mayorista. En Estados Unidos, ya se anticipa un golpe directo en el surtidor: expertos calculan que el precio de la gasolina podría aumentar entre 10 y 25 centavos por galón, con picos cercanos a los 5 dólares en algunas regiones. Este aumento no obedece únicamente a los factores físicos del conflicto, sino también a la llamada “prima de riesgo geopolítica”. Bancos como Goldman Sachs estiman actualmente en US$ 10 por barril, reflejando la tensión acumulada por la fragilidad de las rutas energéticas y la posibilidad de una escalada regional.

Aunque parte de este riesgo ya se ha incorporado a los precios —con subas recientes del 4 al 7 %—, la volatilidad sigue dominando el mercado. Comienza a temerse un escenario más amplio de estancamiento económico con estanflación que remite a crisis anteriores. La sombra de Irán, más que un mero actor regional, se proyecta como catalizador de una inquietud global que excede lo energético y que desequilibra a muchas económías dependientes de la producción primaria.

La producción del Golfo

Irak produce aproximadamente 4,3 millones de barriles diarios (b/d) de petróleo crudo en 2024. Alrededor del 85% de esta producción se evacúa a través del Golfo Pérsico, principalmente desde terminales ubicadas en el sur del país, como Basora y Faw, desde donde se exporta mayormente el crudo tipo Basrah. Una fracción menor se canaliza a través del oleoducto hacia Turquía, con destino final en el puerto mediterráneo de Ceyhan.

Irán, por su parte, alcanza una producción cercana a los 2,9 millones de b/d, limitada por las sanciones internacionales. No cuenta actualmente con plantas operativas de gas natural licuado (GNL), ya que sus proyectos han quedado paralizados. Su evacuación de hidrocarburos se realiza casi en su totalidad por el Golfo Pérsico, utilizando terminales clave como Kharg Island, Sirri y Lavan. Además del crudo, Irán exporta condensados y productos refinados.

Arabia Saudita destaca como el mayor productor regional, con una producción diaria de entre 10 y 11 millones de b/d. Entre el 60 y el 65% de este volumen se evacúa por el Golfo Pérsico, principalmente desde la terminal de Ras Tanura, mientras que una parte significativa se desvía por el oleoducto Petroline hacia el mar Rojo, con salida en el puerto de Yanbu. El país no produce GNL, ya que su matriz energética está centrada exclusivamente en el petróleo crudo.

Los Emiratos Árabes Unidos mantienen una producción de aproximadamente 3,3 millones de b/d de crudo, junto con una producción de GNL estimada en 5,6 millones de toneladas anuales, a través de su compañía nacional ADNOC LNG. Entre el 70 y el 80% del crudo se evacúa por el Golfo Pérsico, principalmente desde las instalaciones de Jebel Dhanna y Das Island. No obstante, los EAU disponen de una alternativa estratégica mediante el oleoducto Habshan-Fujairah, que transporta petróleo hacia el océano Índico, eludiendo así el estrecho de Ormuz.

Qatar, con una producción de petróleo crudo de alrededor de 1 millón de b/d, se posiciona como el segundo mayor productor mundial de GNL, con una capacidad que ronda las 77 millones de toneladas anuales. Su evacuación se realiza casi en su totalidad por el Golfo Pérsico, a través de terminales como Ras Laffan, desde donde también exporta condensados. A diferencia de otros países del Golfo, no cuenta con oleoductos alternativos de exportación.

Finalmente, Bahréin presenta una producción mucho más modesta, de aproximadamente 190.000 b/d, en su mayoría proveniente del campo compartido Abu Safah con Arabia Saudita. No produce GNL, y el 100% de su petróleo se evacúa por el Golfo Pérsico, utilizando como principal punto de salida el puerto de Sitra.

La geopolítica detrás de las acciones

Los ataques de Estados Unidos a Irán no responde únicamente a los factores militares o nucleares que se exhiben en los medios y redes internacionales, sino que se inserta en una estrategia geopolítica mucho más amplia que incluye contener el ascenso de China y controlar las principales rutas energéticas del mundo, sin olvidar a Rusia.

Irán es un proveedor clave de petróleo para Pekín y una pieza central de la Iniciativa de la Franja y la Ruta (Belt and Road Initiative, BRI), que conecta a China con Asia Central, Medio Oriente y Europa mediante corredores comerciales y energéticos fuera de la influencia occidental.

Irán produce actualmente alrededor de 3,3 MMbpd, lo que lo sitúa como el tercer mayor productor de la OPEP. Según datos mensuales de enero de 2025. Además, si se consideran los volúmenes combinados de crudo, condensados y gas licuado (NGL), el total de producción energética total de Irán alcanza los 4,8 MMbpd.

De esos aproximadamente 3,3 MMbpd de crudo, más de 2 millones se destina a la exportación, en gran medida con rumbo a China, a través de buques fantasma y trasbordos encubiertos para eludir sanciones. La capacidad para producir y exportar en este nivel, pese al embargo occidental, refleja una adaptabilidad notable que mantiene la influencia de Irán en los mercados energéticos globales. Estados Unidos no necesita directamente el petróleo del Golfo, pero sí necesita controlar quién lo recibe.

En El Gran Tablero Mundial (1997), Zbigniew Brzezinski advierte que Chinarepresenta una potencia emergente con el potencial de desafiar la supremacía global de Estados Unidos, especialmente si logra consolidar su influencia regional en Asia. Si bien reconoce su creciente poder económico y estratégico, sostiene que aún no está en condiciones de proyectar una hegemonía global por sí sola. Sin embargo, Brzezinski señala que el mayor riesgo para el orden unipolar liderado por EE.UU. sería una coalición entre China, Rusia e Irán, que podría alterar el equilibrio geopolítico euroasiático.

Por esto, Washington observa con preocupación la consolidación de un eje euroasiático autónomo, articulado por la cooperación entre Irán, Rusia y China, que podría debilitar el predominio estadounidense sobre el comercio global. En este contexto, un ataque a Irán no solo busca degradar su capacidad militar, sino también desarticular la infraestructura crítica de la BRI —oleoductos, puertos y rutas ferroviarias—, interrumpiendo la conectividad logística de China y enviando un mensaje disuasivo a otros países que colaboran con esa red estratégica.

La Gran ruta

La posición de Irán, en el cruce entre el Cáucaso, Asia Central y el Golfo Pérsico, lo convierte en un eslabón clave dentro del cerco indirecto a Eurasia. Su control —sea mediante presión militar, fragmentación o influencia indirecta— permitiría a Estados Unidos proyectar poder hacia el flanco sur de Rusia, Asia del Sur y las rutas energéticas que conectan Eurasia con el Medio Oriente. Como puente terrestre entre Oriente Medio y Asia Central, Irán representa un nodo vital en los vínculos entre Rusia, China, India y Turquía. Desde una lógica de contención geopolítica, EE.UU. ya despliega fuerzas en Europa del Este, el Báltico y el Golfo; una eventual presencia en Irán ampliaría el cerco desde el sur, facilitando la vigilancia del corredor del Caspio, vital para el suministro energético ruso.

Los EE.UU. no buscarían ocupar Irán por completo, sino debilitarlo o fracturarlo, abriendo paso a bases aliadas en regiones kurdas o baluchas y generando inestabilidad en las periferias de Rusia y China. La fragmentación de Irán, así, serviría como palanca para contener a las potencias euroasiáticas sin necesidad de un enfrentamiento frontal.

Experiencia

Las invasiones de EE.UU. a Afganistán e Irak, y los ataques a Siria, no cumplieron plenamente sus objetivos públicamente declarados —derrotar al terrorismo, eliminar armas de destrucción masiva o instaurar democracias estables—, pero sí fueron funcionales a la reconfiguraron el equilibrio regional: permitieron abrir un corredor aéreo y terrestre hacia Irán y favorecieron un cerco estratégico al país persa.

Aunque no se presentaron oficialmente como operaciones dirigidas contra Teherán, debilitar a sus aliados -como el régimen sirio o el Irak de mayoría chiita proiraní- y establecer presencia militar en sus fronteras funcionó, en los hechos, como una política de contención. Además despejaron un corredor aéreo desde Israel a Irán el camino para un ataque, estas campañas permitieron a EE.UU. rodearlo geopolíticamente y degradar su capacidad de proyección regional.

El papel de Israel

El papel de Israel en las campañas militares de Estados Unidos en Medio Oriente ha sido mucho más que el de un simple aliado: ha operado como agente impulsor estratégico, desestabilizador de las relaciones regionales, guiando parte de la política exterior estadounidense hacia sus propios intereses regionales.

Desde la década de 1990, y con mayor intensidad tras el 11-S, Israel ha presionado a Washington para intervenir en Irak, Siria e Irán, promoviendo narrativas infladas sobre amenazas nucleares y terrorismo. Fue uno de los principales difusores de la teoría de las armas de destrucción masiva en Irak, colaborando activamente con inteligencia selectiva y poderosos lobbies en el Congreso. En Siria, ha llevado a cabo cientos de bombardeos desde 2011, bajo el pretexto de contener a Hezbolá e Irán, pero con un efecto directo en la fragmentación del país y la colocación en el poder de un ex enemigo, el árabe saudita  Ahmed Huseín al-Charaa conocido por su nombre de guerra Abu Mohamed al-Golani cuando oficiaba como comandante de Al-Qaeda.

Israel ha promovido sanciones, ataques cibernéticos como Stuxnet (destruyó el 20% de las centrifugadoras de uranio) y asesinatos selectivos de científicos, todo con la complicidad o silencio de sus socios occidentales.

Lejos de actuar como un actor subordinado, Israel ha funcionado como una plataforma militar adelantada y autónoma, integrando sistemas de inteligencia y vigilancia en beneficio de los intereses estadounidenses, pero también ejecutando operaciones unilaterales que tensan la región.

Ha sido clave en articular alianzas —como las surgidas de los Acuerdos de Abraham— para reforzar un frente regional anti-Irán, consolidando un cerco estratégico al eje Teherán-Damasco. Pero también ha actuado con independencia, realizando ataques preventivos en Siria, Irak e incluso dentro de Irán, con el objetivo de provocar respuestas que justifiquen nuevas escaladas. Así, Israel no solo ha contribuido con el conflicto en Medio Oriente, sino que ha arrastrado a Estados Unidos a conflictos que en el fondo sirven a su propia agenda de supremacía regional, incluso a costa de la estabilidad en la región.

Átomos para la paz

El programa nuclear iraní fue originalmente promovido y apoyado por Estados Unidos, en el marco de su política de expansión estratégica durante la Guerra Fría. Esta promoción se inscribió dentro del programa “Átomos para la Paz”, anunciado por el presidente Dwight D. Eisenhower en 1953, cuyo objetivo declarado era compartir tecnología nuclear con fines pacíficos —como generación eléctrica, medicina y agricultura— con aliados estratégicos.

En este contexto, Irán, entonces gobernado por el sha Mohammad Reza Pahlevi, fue uno de los principales beneficiarios del programa. A partir de 1957, Teherán firmó acuerdos de cooperación nuclear con Washington, recibió asistencia técnica del Departamento de Estado, que incluía entrenamiento de científicos iraníes, provisión de equipamiento e intercambio de conocimientos. En 1967: EE.UU. entregó un reactor de investigación (5 megavatios) al Centro de Investigación Nuclear de Teherán, junto con 93 kg de uranio enriquecido al 93 %, es decir, grado armamentístico —aunque bajo control del programa civil.

En la década de 1970, bajo el impulso del sha, Irán firmó contratos con empresas estadounidenses (como Westinghouse y General Electric) para la construcción de reactores nucleares comerciales, y con universidades estadounidenses para la formación de técnicos nucleares iraníes.

La paradoja es que Rusia tampoco quiere un Irán nuclear militar, porque nadie quiere un vecino con armas nucleares, desestabilizaría sus fronteras, arruinaría sus relaciones regionales y generaría riesgos de proliferación. Su colaboración nuclear con Irán es estratégica pero acotada a la generación de energía eléctrica, controlada y vigilada, para equilibrar el poder sin incendiar la región.

Betróleo

Las monarquías petroleras del Golfo, en particular Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Bahréin, han desempeñado un rol ambivalente pero funcional al eje Israel-EE.UU. en el conflicto con Irán, actuando como socios tácitos en la estrategia de contención regional. Aunque evitan confrontaciones abiertas, han facilitado bases militares, inteligencia y respaldo diplomático a las campañas estadounidenses, mientras promueven discretamente la normalización con Israel, como evidencia el marco de los Acuerdos de Abraham.

Su rivalidad con Irán, alimentada por tensiones sectarias y competencia por la hegemonía energética regional, alimentada por los EE.UU., las ha llevado a alinear sus intereses con Washington y Tel Aviv. Este doble juego —de cooperación estratégica con Occidente y retórica defensiva frente a sus propias poblaciones— convierte a las monarquías en pilares silenciosos del cerco geopolítico contra Irán, contribuyendo a su aislamiento sin asumir el costo político directo de una guerra abierta.

En términos estrictamente económicos, a las monarquías petroleras del Golfo les resulta funcional —aunque no deseable en el largo plazo— un escenario de tensión controlada con Irán, ya que los precios del crudo tienden a subir ante cualquier amenaza a la estabilidad en el Golfo Pérsico. Cada vez que crece la posibilidad de un conflicto, los mercados incorporan una prima de riesgo geopolítico, lo que incrementa los ingresos petroleros de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait sin que ellos deban modificar su producción.

Sin embargo, este beneficio es coyuntural y delicado. Si el conflicto escala a una guerra regional abierta —con ataques a infraestructuras energéticas o el cierre del estrecho de Ormuz—, el impacto sería devastador también para sus economías, que dependen del comercio marítimo y la inversión extranjera. Por eso, estas monarquías apuestan por una tensión contenida: suficiente para sostener precios altos, pero sin desatar un caos que las arrastre. Así, su estrategia consiste en alimentar la presión contra Irán desde la retaguardia, mientras proyectan una imagen de moderación para proteger sus vínculos financieros con Occidente.

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YPF concretó el traspaso de seis áreas petroleras del clúster Mendoza Sur a Quintana Energy

La petrolera YPF firmó este viernes con la empresa Quintana Energy los documentos finales para concretar el traspaso de seis áreas convencionales que integran el clúster Mendoza Sur, y que formaban parte de la primera etapa del Proyecto Andes que marcaron el inicio de desinversión de la compañía en la provincia cuyana. Quintana, una petrolera independiente creada por Carlos Gilardone, que a su vez es titular de FDC, la principal consultora especializada en el estudio de reservorios de la Argentina, pasará a operar los bloques Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, El Portón, Chihuido de la Salina y Chihuido de la Salina Sur. También tendrá una participación en Confluencia Sur (un área no operada). En fenrero de este año, Quintana tomó el control de Estación Fernández Oro (EFO), un campo de Río Negro, donde incorporó unos 80 trabajadores a su nómina.

YPF ya había logrado avanzar en la desinversión de los bloques que conformaban los clústers Mendoza Norte y Llancanelo, tras la aprobación de la provincia de las cesiones y prórrogas de las concesiones correspondientes. Ahora al hacer lo propio con Mendoza Sur cierra en la provincia la primera etapa de su estrategia que busca hacer foco en Vaca Muerta y optimizar el rendimiento de sus inversiones.

Las áreas incluidas en el clúster Llancanelo son operadas desde noviembre pasado por PCR, en tanto, que la petrolera nacional concretó la cesión de los bloques Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán incluidas en el clúster Mendoza Norte, a Petróleos Sudamericanos, y tenía pendiente el cierre de la documentación legal con la UTE Quintana Energy, una petrolera independiente con actividad en Santa Cruz y al sur de Chile, y la compañía de servicios TSB.

La ampliación del Proyecto Andes

Esta semana, el directorio de YPF aprobó la ampliación del Proyecto Andes con un esquema de desinversión de las últimas 12 áreas convencionales, lo que incluye la emblemática Manantiales Behr, en la provincia de Chubut, y los clústers Chachahuen y Malargüe, en Mendoza, además de su participación en otros bloques en los que no es operadora.

A partir de que se logre el cierre de esta segunda etapa, YPF sólo tendrá presencia en la provincia cuyana a través de la operación de la Refineria Luján de Cuyo y los compromisos de exploración y eventual pase a desarrollo de la extensión de Vaca Muerta en el sur mendocino, algo que viene dando resultados promisorios en los últimos meses.

Horacio Marín presidente y CEO de YPF durante una reunón con el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, en 2024.

Para la provincia, el cierre de la cesión del clúster Mendoza Sur consolida un esquema que permite a operadores especializados impulsar la producción, revitalizar áreas maduras y fortalecer la actividad hidrocarburífera, explicaron fuentes de la gobernación al señalar que “no se trataba solo de un cambio de jugadores sino de definir y exigir qué modelo productivo seguir con el valor agregado de un desarrollo industrial en El Portón y la exploración no convencional en Cañadón Amarillo«.

Al momento de la autorización de la provincia de la transferencia del clúster, la producción en Cañadón Amarillo era de 155m3/d de petróleo y 18.000m3/d de gas; en Altiplanicie del Payún de 25m3/d; en El Portón de 2m3/d de petróleo y 11.000m3/d de gas; en Chihuido de la Salina de 50m3/d de petróleo y 200.000m3/d de gas; en Chihuido de la Salina Sur de 35m3/d de petróleo y 115.000m3/d de gas y en Confluencia Sur de 130 m³/d y 13.000m3/d de gas.

Para la provincia este modelo permite atraer nuevas inversiones, dinamizar el sector hidrocarburífero, asegurar el desarrollo sostenible de la industria en Mendoza y fortalecer el crecimiento de la producción, que logró un incremento superior al 1% en 2024 respecto de 2023, alcanzando un total de 20,6 millones de barriles anuales a pesar del declive natural de los yacimientos maduros.

Este traspaso de responsabilidadeds no solo garantiza la continuidad operativa de las áreas sino que también representa una oportunidad para generar empleo, fomentar inversiones, viabilizar nuevos proyectos y potenciar la economía local. La presencia de operadores especializados contribuye a una gestión eficiente y responsable, promoviendo la adopción de tecnologías innovadoras que optimicen la explotación de los recursos.

, Ignacio Ortiz

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El crudo escala un 20% por la guerra en Medio Oriente y petroleras definen un aumento de los combustibles para el fin de semana

Como resultado de la escalada del precio internacional del petróleo, que desde que inició el conflicto bélico entre Israel e Irán, la semana pasada, aumento aumentó más de un 20%, las principales empresas refinadoras del país preparan un aumento del precio de los combustibles para las próximas horas. Así lo indicaron a EconoJournal dos altos ejecutivos del sector sin contacto entre sí.

El Brent, la cotización del crudo que se extrae en el Mar del Norte, que funciona como principal marcador del comercio internacional de derivados del petróleo, ascendió este jueves hasta los 78 dólares, casi 15 dólares por encima de lo que cotizaba a principios de junio. Con ese valor como referencia, el atraso de las naftas y gasoil en el mercado argentino supera el 20%.

Frente a ese escenario, algunas empresas empezarían a corregir durante el fin de semana el importe de los combustibles en sus estaciones de servicio. La suba, sin embargo, no está completamente definida. Será clave saber que qué decisión toma YPF, que con una participación del 55% es el mayor jugador del mercado. La petrolera controlada por el Estado comercializa los precios más baratos del mercado. La brecha con los precios de sus competidores —Raízen, Axion Energy y Puma, entre otros— se ubica en torno a un 12 por ciento.

«En términos reales, el precio de las naftas no aumenta desde abril. A diferencia de lo que sucedía hasta principios de año, cuando existía un precio doméstico del crudo descalzado del internacional que se negociaba entre productores y refinadores, hoy el mercado funciona en convergencia con el precio internacional. Tenemos que empezar a achicar el atraso en surtidor», afirmaron desde una petrolera, que prepara una suba inminente de sus precios. Las fuentes consultadas no quisieron precisar de cuánto podría ser la suba, pero podría oscilar entre un 3 y un 5 por ciento.

Garantizar el suministro

La Argentina importa alrededor de un 10% de los combustibles que se demandan a nivel local. El precio del gasoil en los surtidores locales no permite repagar el costo de importación del diesel de bajo azufre, por lo que si el desfasaje de precios no se corrige en el corto plazo es probable que se comiencen a registrar faltantes en las estaciones (los típicos conos que se colocan en algunos surtidores de cada estación para desincentivar la venta).

«Desde la flexibilización del cepo, la devaluación del peso fue del 10% y el crudo subió fuerte esta semana. Salvo por un leve aumento a principios de mes por la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL), el precio del combustible no aumenta desde hace dos meses y medio. No hay mucho margen para aguantar«, advirtieron desde una refinadora. «Además, el precio del etanol aumentó desde abril un 2,5% y el biodiesel, un 7%», agregaron.

, Redaccion EconoJournal

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MetroGAS: Siete recomendaciones para prevenir accidentes por monóxido de carbono

Dolores de cabeza, náuseas, intoxicaciones graves y hasta la muerte, son las consecuencias que pueden provocar los accidentes por inhalación de monóxido de carbono, el “enemigo silencioso” que encontramos en cada uno de los hogares a partir del mal funcionamiento de los artefactos como el calefón, la cocina o la estufa.

Ante la disminución de la temperatura, los accidentes son más frecuentes y las víctimas de intoxicaciones se suman y, por eso, MetroGAS lanzó una serie de recomendaciones para disminuir los riesgos.

Según un relevamiento realizado por la empresa en su zona de distribución de gas, solo en lo que va de este mes (junio) hubo 29 personas intoxicadas por inhalación de monóxido de carbono, mientras que en todo junio del año pasado se habían registrado 13 accidentados. En todo 2024 fallecieron 11 personas por accidentes provocados por el monóxido.

El monóxido de carbono se genera por la combustión incompleta de gas natural y otros productos que contienen carbono.

No tiene olor, color ni sabor. Y por eso es tan peligroso: no se percibe, no se siente, no da aviso. Ataca en silencio, mientras las personas duermen o realizan sus actividades cotidianas sin sospechar que su vida está en riesgo.

Los síntomas que produce la inhalación de monóxido van desde el dolor de cabeza, náuseas o vómitos, alteración visual, letargo o confusión, pérdida de conocimiento y convulsiones.

Por eso, la mayor distribuidora de gas del país, con más de 2.500.000 clientes en la Ciudad Autónoma de la Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano, lanzó las siete recomendaciones claves para prevenir posibles inconvenientes.

  1. Revisá tus artefactos a gas y la ventilación al menos una vez al año con un gasista matriculado.
    2.- Observá la llama: siempre debe ser azul y pareja. Si es anaranjada o amarilla, hay un problema.
    3.- No uses artefactos para lo que no fueron diseñados. Por ejemplo, nunca seques ropa en una estufa ni uses el horno como calefacción.
    4.- Conocé los síntomas de intoxicación para poder actuar a tiempo.
    5.- Instalá solo artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada en baños y dormitorios.
    6.- Asegurá la ventilación permanente: no tapes las rejillas y verificá que estén en buen estado.
    7.- Si algo funciona mal, apagalo de inmediato y contactá a un profesional habilitado.

Además, en coincidencia con el Día de la Prevención y Concientización contra el Monóxido de Carbono, MetroGAS lanzó cuatro spots que pueden observarse en la Web Institucional, así también como en Youtube, Instagram, LinkedIn y Facebook con un mensaje de prevención y recomendaciones para evitar accidentes e intoxicaciones.

“Hacemos un trabajo constante en la búsqueda de generar conciencia en la seguridad de nuestros clientes. La intoxicación por monóxido puede evitarse y desde la compañía no vamos a detenernos en esta lucha hasta que el número de accidentes fatales descienda a valores mínimos”, afirmó Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.

La intoxicación por monóxido de carbono puede ser fatal, pero puede evitarse. Ante cualquier emergencia, MetroGAS puso a disposición el teléfono 0800 999 1050.

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Las comunidades autónomas suben al escenario en FES Iberia 2025 para definir el rumbo renovable regional

En el marco del Future Energy Summit Iberia 2025, el panel titulado “Conversación destacada: Solar y eólica, vectores de transformación para las regiones españolas” pondrá en foco el rol que desempeñan las comunidades autónomas en el despliegue renovable

Funcionarios de Canarias, Galicia, Andalucía y la Comunidad Valenciana compartirán escenario en una sesión clave para entender cómo se articula la transición energética a escala territorial.

Participarán del panel Alberto Hernández Suárez, Director General de Energía del Gobierno de Canarias; Pablo Fernández Vila, Director General de Planificación Energética y Minas de la Xunta de Galicia; Manuel Larrasa Rodríguez, Secretario General de Energía de la Junta de Andalucía; y Manuel Argüelles Linares, de la Dirección General de Energía y Minas de la Generalitat Valenciana. La moderación estará a cargo de Emilia Lardizábal, periodista de Energía Estratégica.

El debate girará en torno a dos grandes ejes: por un lado, la aceleración del crecimiento renovable, con foco en la electrificación del transporte, la industria y los edificios; y por otro, la necesidad de recuperar la legitimidad del despliegue renovable a través de mecanismos de aceptación social y ordenamiento territorial.

Además, el panel permitirá conocer cómo cada comunidad autónoma está enfrentando los retos normativos, técnicos y sociales que implica el despliegue renovable a gran escala. 

Desde la gestión del territorio y la tramitación ambiental hasta las estrategias para atraer inversión y promover la electrificación de la demanda, los funcionarios compartirán las líneas de acción que están impulsando desde sus gobiernos para acelerar una transición energética ordenada, legítima y alineada con las metas del PNIEC.

La sesión concluirá con un debate sobre la necesidad de una tramitación unificada y coordinada entre el Estado y las comunidades, explorando posibles consensos regulatorios para acelerar proyectos sin debilitar los estándares técnicos y ambientales.

Un espacio estratégico para definir la transición desde el territorio

El FES Iberia 2025 se celebrará el 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado. Este panel de comunidades autónomas será uno de los puntos altos de una jornada que incluirá también discusiones sobre almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, financiación, offtakers y regulación.

La edición contará con los principales líderes como Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; David Ruiz, CEO de Grenergy; Jordi Torres, CEO de TotalEnergies Renovables España; Alejandro Moreno, Chief Development Officer de Recurrent Energy; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables España; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA Energía; Enrique Pedrosa, COO Europe & LatAm de Repsol Low Carbon Generation; y Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield

Junto a ellos, ejecutivos de ENGIE, Matrix Renewables, RWE, Lightsource bp, 360Energy, Jinko, Elecnor, Chemik, Schletter, Yingli Solar y muchas más compañías compartirán su visión sobre el futuro energético regional, los modelos de inversión, almacenamiento, digitalización y mecanismos de mercado.

La agenda incluirá paneles estratégicos sobre el mercado del sur de Europa, el rol de los offtakers, las oportunidades en Latinoamérica, y una conversación destacada con autoridades de Guatemala y República Dominicana sobre licitaciones y marcos normativos.

Además de su contenido técnico, el FES Iberia será un espacio privilegiado para el networking de alto nivel, con rondas de reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo entre los principales actores del ecosistema renovable.

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La energía solar y el gas natural ganan protagonismo de cara a licitación PEG-5 de Guatemala

Con 60 actores que participan activamente en el mercado eléctrico mayorista, Guatemala está lista para avanzar con la licitación abierta PEG-5, que promete ser la más grande y sostenible de su historia, en línea con el último Plan de Expansión de Generación del país.

Actualmente, existen 97 centrales de generación y 3.557 MW instalados, lo que, en palabras de Rafael Argueta, exdirector de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) consolida un entorno seguro para los inversionistas.

“A más de 30 años de que se inició el mercado mayorista, lo hemos visto madurar bastante. Considero que en la parte de generación hay competencia y una importante diversificación”, destacó Argueta. Desde su perspectiva, uno de los activos más valiosos del sistema guatemalteco es precisamente la variedad tecnológica, lo que disminuye la dependencia de una sola fuente energética.

En ese contexto, hay grandes expectativas de que la convocatoria PEG-5, que retoma el esquema de cuotas tecnológicas, obtenga resultados exitosos con distintas fuentes de generación, mientras asegura condiciones de flexibilidad en el sistema.

“A mi criterio, estas cuotas están equilibradas porque le dan la oportunidad de participar a muchas tecnologías y de poder obtener contratos de largo plazo”, subrayó el experto.

El historial de licitaciones del país respalda esta evolución. Guatemala ha celebrado 23 licitaciones de corto plazo y 4 de largo plazo, generando un marco confiable para atraer capital privado. En la PEG-4, por ejemplo, se recibieron ofertas por más de 1.500 MW cuando se licitaban apenas 235 MW, revelando un fuerte interés inversor y un mercado en expansión. Gracias a estos procesos, el país concretó 1.404,2 MW de capacidad instalada, de los cuales 1.144 MW corresponden a fuentes renovables.

Durante una entrevista con Energía Estratégica, Argueta se refirió a los factores que podrían determinar las ofertas más competitivas en esta nueva convocatoria. A partir de la experiencia reciente, donde proyectos solares y de gas natural resultaron adjudicados con precios récord, estas tecnologías vuelven a perfilarse como favoritas.

“Probablemente los mejores precios los tengan las renovables a base de energía solar”, afirmó, aunque advirtió que las condiciones horarias de entrega restringen su aplicación exclusiva. De ahí que enfatiza la necesidad de contar con tecnologías firmes que garanticen suministro 24/7, especialmente soluciones a base de gas natural con motores o turbinas.

“Definitivamente la tecnología que podría dar esta flexibilidad y las mejores condiciones son las tecnologías a base de gas natural”, sostuvo Argueta, resaltando la importancia de complementariedad tecnológica para lograr eficiencia y confiabilidad en la operación del sistema.

Este análisis se alinea con los resultados de la PEG-4: la solar dominó el bloque de energía generada con ofertas que alcanzaron los 26.66 USD/MWh (Cox Energy) y 20.33 USD/MWh (Tierra del Sol), mientras que en el bloque de potencia garantizada, City Petén e Innova Energy posicionaron propuestas de gas natural a 37.84 USD/MWh y 45.96 USD/MWh, respectivamente. Ahora bien, ofertas híbridas con otras tecnologías como la de La Unión con biomasa y bunker, lograron adjudicaciones a 29.32 USD/MWh, demostrando la importancia de la diversificación y el potencial de renovables con potencia firme.

En el horizonte aparecen otras oportunidades como el almacenamiento energético en baterías para brindar flexibilidad o complementariedad a las fuentes renovables variables. En el último año, el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) han avanzado con el marco que permitiría la participación de ofertas híbridas con BESS.

“Sí, creo que hay una oportunidad para este tipo de tecnologías”, admitió Argueta, en referencia a las eólicas o solares acopladas a soluciones de almacenamiento y reconociendo que las bases de PEG-5 no impiden la participación de este tipo de proyectos, marcando un cambio respecto a licitaciones anteriores.

Para el profesional con vasta experiencia en el mercado eléctrico guatemalteco, el avance hacia una matriz más limpia debe estar acompañado de criterios técnicos rigurosos: “Tenemos que avanzar en la integración de tecnologías renovables, pero se debe considerar siempre la energía firme que puedan entregar otras tecnologías”, consideró. Y concluyó: “Por la experiencia de otros países, es necesario mantener ese balance entre energías renovables variables y tecnologías que puedan garantizar energía firme, sean fósiles, otras renovables o baterías”.

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Arctech refuerza su estrategia solar regional desde Argentina con proyectos clave

Arctech consolida su presencia en Argentina con el suministro de trackers solares para el proyecto El Quemado, de la generadora YPF Luz, que tendrá más de 300 MW de capacidad, fortaleciendo su rol estratégico en el desarrollo de energías renovables en un mercado tan desafiante como prioritario para su expansión.

La primera etapa del proyecto comprende 200 MW, de modo que ya llegaron los primeros contenedores al proyecto ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.

“A partir de septiembre u octubre del presente año, empezaría a llegar la segunda etapa de más de 100 MW de trackers”, indicó Alejandro Silva Zamora, director para Sudamérica y Brasil de Arctech, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.

El parque solar El Quemado, ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, será construido en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada, integrando 500.000 paneles bifaciales y comercializando energía a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Además, se convirtió en el primer proyecto en recibir aprobación bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que refuerza su valor estratégico a nivel nacional.

“Es un proyecto muy desafiante que se ubica en una zona muy desafiante, siendo el país en sí muy desafiante porque es el país más ventoso de Sudamérica y uno de los más ventosos del mundo”, agregó. 

Cabe aclarar que en la zona de San Juan y Mendoza, la norma eólica oscila entre 42 y 45 metros por segundo, lo que representa entre 12 a 15 m/s más que en otros mercados clave como Chile, Brasil y Perú. 

Para enfrentar este reto, la compañía pone en valor su fuerte presencia territorial. “Tenemos más de 25 personas entre Chile y Argentina. Entonces ese sello y atención brinda seguridad a los clientes, porque no demandamos un ticket de atención desde otro punto del mundo sino que es atención local”, destacó Silva Zamora.

De este modo, Arctech ha participado en más de 400 proyectos solares en América Latina, con una operación activa en Brasil, Chile, México y Argentina. Mientras que Brasil y Chile concentran el mayor volumen de desarrollos, especialmente a través del esquema de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), en Argentina la empresa ya acumula casi 700 MW instalados, lo que confirma su apuesta a largo plazo en el país.

Acompañamiento integral: el sello Arctech

Uno de los pilares de la estrategia regional de Arctech es su modelo de servicio técnico y operativo, conocido como el “sello Arctech”, que abarca todas las etapas del ciclo de vida de un proyecto solar. 

Este enfoque incluye el contacto inicial con el cliente, la firma de contratos, la fabricación, la fase de construcción, el comisionamiento y la postventa. “El acompañamiento que hacemos al proyecto y al cliente de inicio a fin es nuestro gran factor diferenciador”, enfatizó el  director para Sudamérica y Brasil de Arctech,

Como resultado de este modelo operativo, la compañía experimentó un crecimiento del 170% entre 2022 y 2023, una expansión impulsada no solo por la calidad técnica y el precio competitivo, sino también por el compromiso profesional de su equipo. 

“Lo único que hace China es poner el precio y fabricar el tracker, todo el resto lo hacemos en Sudamérica. Entonces somos muy independientes y eso le encanta a los clientes”, complementó el especialista.

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Alianza por la sostenibilidad en el litoral Pacífico guatemalteco

IELOU ENERGY y las Juntas Comunales Xinkas Marino Costeras firmaron un Acuerdo Marco de Cooperación Interinstitucional, con el objetivo de impulsar soluciones conjuntas a los desafíos ambientales, energéticos y sociales que enfrenta el Territorio La Isla, ubicado en la cuenca del Paso Hondo, entre Escuintla y Santa Rosa, marcando un hito para el desarrollo sostenible y el fortalecimiento del diálogo intercultural.

El acuerdo es el resultado de un proceso de diálogo transparente, respetuoso y basado en la buena fe, que reconoce tanto los impactos acumulados del cambio climático como la creciente presión sobre los recursos naturales de la región. Como primer paso concreto, se oficializó la implementación del proyecto solar Fénix II – Monterrico, con una capacidad de 5 megavatios, que será desarrollado en Territorio Xinka.

“En la aldea El Conacaste, en la costa sur de Guatemala, marcamos el inicio de una alianza con las comunidades Xinkas marino-costeras para construir un proyecto de generación distribuida. Este proyecto no solo reducirá 50 mil toneladas de CO₂ durante su vida útil, sino que también refleja nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva”, expresó Héctor Alarcón, representante de IELOU ENERGY.

El proyecto Fénix II no solo aportará energía renovable y de bajo impacto, sino que también generará oportunidades de empleo para jóvenes locales, quienes se formarán y participarán en tareas de instalación, operación y mantenimiento de los paneles solares. Además, se implementarán acciones de restauración ecológica, reforestación con especies nativas y recuperación de vericuetos y humedales, claves para la resiliencia del ecosistema marino-costero.

“Concluimos un proceso de diálogo que nos permitió llegar a un acuerdo con beneficios mutuos. Uno de los temas centrales fue la transferencia de conocimientos sobre energía solar. La comunidad expresó su interés en aprender y nosotros nos comprometimos a compartir nuestra experiencia, además de priorizar la contratación de mano de obra local”, afirmó Carlos Mérida, representante de IELOU ENERGY.

El acuerdo también contempla iniciativas para la limpieza de ríos y zonas azolvadas, el fortalecimiento de la gobernanza del agua y la articulación con sectores estratégicos como el agrícola, pesquero y turístico. El objetivo común es restaurar la funcionalidad hídrica del territorio y promover un desarrollo más equilibrado y resiliente.

Como parte del proceso, se integrará la participación activa de la Asociación COMUNDICH, organización clave en la gestión ambiental, el acompañamiento comunitario y la vinculación de mano de obra local para la ejecución del proyecto.

“Este acuerdo representa un puente de desarrollo para nuestras comunidades. Es un hecho histórico que honra la memoria de nuestros antepasados y reconoce el rol activo de nuestra gente como portadora de saberes y fuerza de trabajo calificada. Apostamos a una alianza que valore nuestra identidad y contribuya al bienestar colectivo”, señaló Onofreo Ramírez Pineda, autoridad Xinka ladino-mestiza del territorio marino-costero.

Esta alianza constituye un modelo de cooperación entre empresa privada y comunidades originarias, en el que el respeto mutuo, la inclusión y la sostenibilidad son los pilares para construir un futuro compartido.

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Shell en la F1 de Monza con su promo “más power que nunca”

Raízen, licenciataria de la marca Shell en Argentina, estará presente en el Gran Premio de Fórmula 1 de Monza, Italia con su su promo “Más Power que nunca”, que sortea 5 plazas con sus respectivos acompañantes para viajar entre el 3 y el 8 de septiembre a Europa y vivir durante 4 días el universo de la adrenalina y la pasión del deporte motor, disfrutando de la tradicional carrera y de experiencias únicas durante los días previos, dentro y fuera del circuito.

En junio viajaron los 4 primeros ganadores de la promo al Gran Premio de Barcelona, de la mano del relanzamiento global de la nueva imagen y campaña de Shell Helix, su línea de lubricantes para vehículos livianos. Shell Helix y Shell V-Power forman parte de la alianza de innovación estratégica con la Scudería Ferrari HP que cumple 75 años. Los ganadores participaron de la cena de gala que contó con la presencia de los pilotos de la Scudería Ferrari, Lewis Hamilton y Charles Leclerc; y disfrutaron de experiencias de manejo junto a Hyundai y BMW y pasadas por el paddock de la Ferrari.

Fue un viaje soñado por todas las experiencias vividas y por el hermoso grupo que nos tocó para compartirlas. Inmensamente agradecido con Shell por este tremendo y hermoso regalo”, comentó Martín Weiner, uno de los ganadores del primer sorteo.

Por su parte, Alejandra Pelaez, Brand Manager de Shell Helix, agregó: “Fue increíble poder acompañar a los ganadores a vivir la primera experiencia en Barcelona, y disfrutar junto a ellos de cada una de las actividades que día a día los sorprendían. Ahora nos estamos preparando para repetir esta propuesta única en la ciudad de Milán”.

¿Cómo participan los clientes de la promo Más Power que Nunca?

El primer requisito es ser socio de Shell Box y registrarse en la plataforma en www.promoshell.com.ar. Todas las compras de Shell V-Power, Shell Helix o consumos en Shell Select realizados a través de Shell Box (App o DNI), se registran automáticamente y suman chances de ganar que se incrementan con cada nuevo consumo. Quienes se inscriben en la plataforma participan además por miles de premios instantáneos: merchandising oficial de Ferrari, descuentos en Shell V-Power y Shell Helix y puntos Shell Box. El sorteo se realizará el 4 de agosto y se publicarán todos los ganadores de cada sorteo en la plataforma “La Shell, más power que nunca”.

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell pcl y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red de más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución en el país.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes el acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.

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Infraestructura: Terminal marítima Escobar avanza con selección de concesionarios y enfoque multimodal

A seis meses de su anuncio, el proyecto en Escobar consolida su perfil estratégico con acuerdos, propuestas de inversión y un ambicioso plan de expansión que abarca dos puertos y busca descongestionar Vaca Muerta. A seis meses del anuncio oficial del Gobierno Nacional, el megaproyecto portuario en Escobar, denominado Terminal Marítima Escobar (TME), continúa dando pasos firmes. En un contexto de creciente demanda logística nacional y regional, la futura Terminal Marítima Escobar consolida su perfil estratégico con nuevos acuerdos, propuestas de inversión y un ambicioso plan de expansión que ya ha captado el interés de actores internacionales para sus dos […]

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Vaca Muerta: Añelo con potencial para 5.000 negocios diferentes

Córdoba se encuentra a 1.150 kilómetros de Añelo. Sin embargo, por un par de horas, la ciudad neuquina, ubicada en el corazón de Vaca Muerta, estuvo al alcance de la mano para decenas de constructores, industriales, inversores y empresarios en general. Fue en un desayuno organizado por Edisur, en su edificio de Manantiales I. Allí estuvo presente el actual intendente de Añelo, Fernando Banderet, quien explicó de manera didáctica el potencial que tiene la ciudad que gobierna. “Añelo necesita todo, pero es fácil de vender. Hay unos 5.000 posibles negocios diferentes para hacer”, expresó Banderet, quien detalló que en la […]

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Vaca Muerta Sur: Valcheta vibra con el oleoducto, trabajo, máquinas y reservas a pleno

El sonido de las máquinas se mezcla con el de nuevas oportunidades. En Valcheta, cincuenta personas ya consiguieron empleo directo en la obra del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), y se espera que el número crezca. La traza del ducto, que unirá Allen con Punta Colorada, ya atraviesa las cercanías de la ciudad. La intendenta Yamila Direne confirmó el impacto: “La obra requiere personal obrero, pero también de gastronomía y seguridad”. La municipalidad armó una bolsa de empleo propia y promovió capacitaciones para que los vecinos puedan aprovechar esta etapa. El movimiento no para: desde este lunes se intensifican los […]

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Gas: Empresas privadas importan gas desde Bolivia para cubrir la demanda en el norte argentino

Por primera vez en dos décadas, compañías privadas como Trafigura y Gas Meridional comenzaron a importar gas boliviano para abastecer generadoras eléctricas. La apertura del mercado energético avanza, mientras persisten los cuellos de botella en la infraestructura de transporte. El norte argentino enfrenta una demanda creciente de gas natural que no logra cubrirse con producción local ni con transporte desde Vaca Muerta. En ese contexto, la importación desde Bolivia se volvió nuevamente una alternativa para abastecer a las generadoras térmicas. La novedad es que por primera vez en más de veinte años esta operatoria no la realiza el Estado, sino […]

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Eventos: El encuentro que une por primera vez minería, energía y agroindustria

Se realizará los días 2, 3 y 4 de septiembre y contará con la participación de empresarios de distintos sectores como minería, energía y agroindustria. La “Expo Foro 2025 Mendoza Industrial: Producción Sostenible” se presentó en el espacio Julio Le Parc con la presencia de las cinco cámaras empresarias co organizadoras. Además, estuvieron presentes funcionarios provinciales de relevancia como la ministra de Energía y Ambiente, Jimena La Torre, el subsecretario de Industria, Comercio y Logística, Alberto Marengo, el vicerrector de la UNCuyo, Gabriel Fidel, y el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente. Durante el acto, en el que se presentó el […]

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Actualidad: Intendencias rezagadas del boom de Vaca Muerta se organizan y le reclaman inversiones a Milei

Daniela Salzotto, de Catriel, lidera el foro de municipios que pierden frente al avance del fracking. Río Negro y La Pampa presionan en tándem por la Ruta 151. Daniela Salzotto, la intendenta del municipio de Catriel, en el norte de Río Negro, convocó a sus pares del área Vaca Muerta Norte para avanzar en la regionalización de un corredor turístico, un polo educativo y una estrategia vial en la Patagonia para paliar el abandono que adjudican al gobierno de Javier Milei. Las autoridades comunales del Corredor Vaca Muerta Norte buscan una alternativa logística, productiva y turística que permita integrar y […]

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Empresas: Los planes de TGN, Tecpetrol, Pampa Energía, Harbour Energy y Excelerate para ganar mercados con el gas

Daniel Rideneler (TGN), Leopoldo Macchia (Tecpetrol), Santiago Patrón Costa (Pampa Energía), Mariano D´Agostino (Harbour Energy) y Gabriela Aguilar (Excelerate) detallaron en el Midstream & Gas Day de EconoJournal los proyectos quetienen en marcha y en carpeta para expandir el mercado gasífero de Vaca Muerta a escala regional. A la hora de proyectar la expansión del mercado gasífero a nivel regional, hay que tomar en cuenta que Vaca Muerta posee un significado para la Argentina y otro distinto para el resto del mundo. Con esa definición arrancó Daniel Rideneler, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), su participación en […]

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Informes: Argentina busca consolidar su papel estratégico en un mercado petrolero global

Vaca Muerta mejora productividad y costos en un contexto de sobreoferta, electrificación y tensiones geopolíticas Con el mercado petrolero internacional transitando una etapa de transformación estructural, Argentina comienza a ganar relevancia como proveedor técnico eficiente gracias al desarrollo shale de Vaca Muerta. Según el informe Oil 2025 de la Agencia Internacional de Energía (IEA), la capacidad de producción mundial se incrementará en 5,1 millones de barriles diarios (mb/d) hacia 2030, mientras que la demanda global se estabilizará cerca de los 105,5 mb/d. Este escenario anticipa una mayor competencia entre productores y una presión bajista sobre los precios, donde la eficiencia […]

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Empresas: Aconcagua Energía contrata a VALO para reestructurar su deuda financiera

La petrolera independiente contrató al banco de inversión VALO para encarar la reestructuración de su deuda, que al final del primer trimestre ascendía a US$ 230 millones. Aconcagua informó este martes que incumpliría el vencimiento de sus compromisos financieros para preservar su continuidad operativa frente a «condiciones desafiantes de mercado». Aconcagua Energía, una petrolera independiente que opera yacimientos convencionales en la Argentina, informó este lunes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que avanzará en un proceso de reestructuración de su deuda que ronda los US$ 230 millones. La compañía, que difirió ayer el pago de intereses correspondientes a las […]

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Internacional: Batería para la planta de conversión de gas en energía

LNDCH4, que construye la planta integrada de procesamiento de gas natural en Guyana, recibió el sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de respaldo de 30 megavatios, diseñada para garantizar el suministro ininterrumpido de energía del emblemático proyecto Gas-to-Energy. El sistema llegó al muelle John Fernandes de Georgetown en 22 contenedores y servirá como soporte de emergencia para la planta en caso de falla de la turbina. Consta de bastidores de baterías, seis inversores, transformadores auxiliares y un refugio para el centro de distribución de energía (PDC) totalmente integrado. Los componentes adicionales incluyen un sistema de gestión de energía […]

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Es oficial: Honduras inicia el proceso de su licitación de 1500 MW que priorizará renovables

Bajo el liderazgo de la presidente Xiomara Castro, Honduras avanza con la licitación de potencia y energía más grande y sostenible de su historia. La LPI 1000-010-2021 tendrá como objetivo la cubrir el suministro a largo plazo de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y se espera que lo logre adjudicando en el orden de 1,500 MW prioritariamente a partir de energías renovables.

«Haremos el lanzamiento la próxima semana», reveló Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, en exclusiva para Energía Estratégica. 

Su lanzamiento era inminente tras la aprobación de los pliegos de bases y condiciones a finales de mayo por parte del pleno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, saludó la iniciativa y ratificó el apoyo del organismo regulador.

«La publicación de las bases de licitación, conforme a lo dispuesto en la Ley General de la Industria Eléctrica, su reforma y bajo supervisión de la CREE, constituye un mecanismo clave para garantizar la seguridad del suministro, fomentar la competencia en el Mercado Mayorista y asegurar que el proceso se desarrolle bajo principios de legalidad, transparencia y eficiencia, en línea con los objetivos de sostenibilidad y desarrollo energético que requiere el país», declaró el comisionado Flores.

Para tener mayores precisiones al respecto, este medio contactó a Adriana Álvarez, Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, quien anticipó que el acto de lanzamiento será este lunes 23 de junio en el edificio del Banco Centroamericano de Integración Económica, situado en Boulevard Suyapa, Tegucigalpa, Honduras.

«Expectantes de que esta licitación sea una oportunidad para continuar con la transición energética hacia energías limpias, logrando un mayor porcentaje de penetración de energías renovables que ofrezcan potencia firme y al mismo tiempo estabilidad en la Red eléctrica de Honduras», confió la directora de proyectos.

Y aunque reconoció que aún «es un desafío la inyección de energía renovable al SIN», destacó que este gobierno ha invertido en la infraestructura eléctrica necesaria para el fortalecimiento del sistema y que continuará trabajando simultáneamente tanto para incrementar la capacidad instalada como para la expansión de la transmisión.

Esta planificación ordenada también se ve evidenciada por dentro de la licitación de 1,500 MW. El proceso se estructuraría en etapas, contemplando un escalonamiento en la entrada en operación de los proyectos adjudicados busca asegurar una integración gradual y ordenada de la nueva capacidad energética al sistema, evitando sobrecargas y garantizando la estabilidad del suministro.

Y su éxito buscaría garantizarse a través de un mecanismo de selección mediante subasta inversa por rondas sucesivas. Este enfoque permite que los oferentes presenten sus propuestas de manera competitiva en varias rondas, lo que resultaría en precios más bajos para el Estado y, en definitiva, para los usuarios finales, alineándose a los principios de la «Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano».

Honduras aprueba pliegos de la licitación de 1500 MW que priorizará energías renovables y almacenamiento

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Galp lleva su visión integrada de energía solar y almacenamiento al FES Iberia 2025

La tercera edición del Future Energy Summit Iberia 2025 reunirá el próximo 24 de junio en Madrid a más de 400 ejecutivos del sector energético. En este contexto, Galp se posiciona como una de las protagonistas más esperadas por su papel creciente en la transición energética de la región.

La compañía portuguesa llega al evento tras consolidar una cartera de 1,5 GW solares operativos en la Península Ibérica y 0,5 GW en construcción, como parte de su estrategia para alcanzar los 4 GW operativos a nivel global para 2025 y escalar hasta 12 GW en 2030. Esta expansión la convierte en un actor clave del nuevo ecosistema ibérico de renovables.

Fernando Cremades, Global Head of Growth, representará a la firma en el panel titulado “Tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España”, donde compartirá escenario con referentes de ChemikYingli Solar360EnergyZelestra y Enlight. Allí se debatirá sobre los desafíos actuales del mercado español: precios bajos, vertidos renovables y presión sobre la rentabilidad.

La intervención resulta clave considerando que Galp ya opera un sistema BESS piloto de 5 MW / 20 MWh en Alcoutim (Portugal), con planes de ampliarlo a 60 MW en 2025.

Su estrategia pasa por actuar como operador energético integrado, combinando generación solar, baterías y comercialización para optimizar ingresos en un entorno volátil. La digitalización y las soluciones inteligentes de despacho están en el centro de esta estrategia de resiliencia operativa.

Además, Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp, participará en los espacios de networking y análisis estratégico del evento. Su intervención abordará los desafíos de integración y crecimiento de la matriz renovable en el contexto ibérico, donde Galp viene de anunciar una inversión de 650 millones de euros en una nueva unidad de biocombustibles avanzados y un electrolizador de 100 MW en la refinería de Sines, financiados en parte por el BEI y Mitsui.

Un evento que reúne a los protagonistas del cambio energético

El FES Iberia 2025 se celebrará en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, convirtiéndose una vez más en el foro clave donde se definen las oportunidades de inversión, innovación y transición energética en el sur de Europa.

En esta edición participarán compañías líderes como Alantra, Matrix Renewables, 360Energy, Chemik, Yingli Solar, Risen Energy, Schletter, BLC Power Generation, Repsol, EDP y RWE, que aportarán su experiencia en almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energía solar y eólica, así como en modelos de financiamiento y mecanismos de mercado.

Entre los principales líderes que participarán de esta edición se encuentran Julio Castro, CEO de Iberdrola RenovablesDavid Ruiz, CEO de GrenergyJordi Torres, CEO de TotalEnergies Renovables EspañaAlejandro Moreno, Chief Development Officer de Recurrent EnergyRocío Sicre, Directora General de EDP Renewables EspañaRafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA EnergíaEnrique Pedrosa, COO Europe & LatAm de Repsol Low Carbon Generation; y Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield.

Junto a ellos, ejecutivos de ENGIE, Matrix Renewables, RWE, Lightsource bp, 360Energy, Jinko, Elecnor, Chemik, Schletter, Yingli Solar y muchas más compañías compartirán su visión sobre el futuro energético regional, los modelos de inversión, almacenamiento, digitalización y mecanismos de mercado.

La agenda incluirá paneles estratégicos sobre el mercado del sur de Europa, el rol de los offtakers, las oportunidades en Latinoamérica, y una conversación destacada con autoridades de Guatemala y República Dominicana sobre licitaciones y marcos normativos.

Además de su contenido técnico, el FES Iberia será un espacio privilegiado para el networking de alto nivel, con rondas de reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo entre los principales actores del ecosistema renovable.

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Huawei lleva su experiencia global a la licitación de 500 MW de baterías en Argentina

Huawei Digital Power confirmó conversaciones en torno a la licitación AlmaGBA, el proceso lanzado por el gobierno argentino que adjudicará 500 MW de sistemas de baterías de energía en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

“Nuestra intención es trasladar la experiencia que tenemos en el almacenamiento a la licitación de 500 MW denominada AlmaGBA”, destacó Favio Rearte, responsable de desarrollo de negocios PV y BESS en Huawei Digital Power, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.

La compañía ya cuenta con proyectos comprometidos que fueron entregados y están próximos a ser instalados en territorio argentino a través de su equipo de servicio técnico, lo que consolida su despliegue operativo en el país.

Hasta la fecha, el almacenamiento energético no contaba con una regulación ni incentivo económico que hiciera rentable su implementación a gran escala, más allá de lo hecho en la convocatoria RenMDI que adjudicó algunos proyectos híbridos (generación + BESS). 

En este contexto, Rearte enfatizó que la licitación es un “puntapié importante” para que las inversiones sean rentables, lo que abre una ventana concreta de viabilidad para el desarrollo de estos proyectos. 

“De hecho, estamos trabajando intensamente con la mayoría de los generadores interesados en esta oportunidad”, afirmó el responsable de desarrollo de negocios PV y BESS en Huawei Digital Power.

El posicionamiento de la compañía en esta licitación se apalanca sobre su liderazgo consolidado en el segmento solar dentro del mercado argentino, dado que posee alrededor de 1.600 MW de inversores instalados, y otros comprometidos 2.500 MW adicionales para los próximos meses, lo que representa el 85% de los inversores utility-scale en operación en Argentina. 

Este dominio en el segmento fotovoltaico le permite encarar el desafío del almacenamiento desde una posición técnica y comercial fortalecida.

Sin embargo, la propuesta de Huawei va más allá del almacenamiento convencional. La compañía ofrece soluciones integrales que, además de almacenar energía, mejoran la calidad de sistema, al proporcionar potencia reactiva, regulación de frecuencia y tensión, y aporte de inercia virtual.

“Nuestro distintivo principal es que no solamente ofrecemos almacenamiento, sino también aportar calidad de sistema”, señaló Rearte, quien también detalló que esta capacidad de respuesta técnica permite aumentar la flexibilidad operativa de la red, un atributo clave para sistemas con alta penetración renovable.

“Desde nuestra planta de desarrollo en China buscamos aportar un poco más, considerando el conocimiento y la expertise en el tema”, remarcó el ejecutivo, poniendo en valor la transferencia tecnológica que la empresa propone en el mercado argentino.

Detalles clave de la licitación AlmaGBA

La licitación AlmaGBA prevé la instalación de hasta 500 MW de capacidad BESS, mediante proyectos que oscilarán entre 10 MW y 150 MW, y que deberán estar en condiciones de entregar energía durante hasta 8 horas consecutivas. 

El calendario oficial establece que las ofertas técnicas se presentarán el 3 de julio, fecha en la cual se realizará la apertura de los sobres A. Las ofertas económicas serán abiertas el 7 de agosto, mientras que la adjudicación se concretará el 18 del mismo mes, dando paso a la firma de contratos a partir del 20 de agosto.

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Diez fotovoltaicas entraron en operación el último año en Panamá 

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) publicó el informe Estadísticas Mensuales del Mercado Eléctrico Panameño de abril del 2025. Allí, da cuenta del avance del parque de generación local. 

La capacidad instalada total en el mercado panameño asciende a 4,968.29 MW de los cuales la eólica y solar representan el 19,21 %, destacándose entre estas la fotovoltaica (618.75 MW) que casi duplica a la tecnología a partir de la cinética del viento (336 MW).

Contrastando las cifras de abril del 2025 de aquel informe con las de abril del 2024 se puede observar la entrada de operación de, al menos, 10 plantas con tecnología fotovoltaica que no superan los 10 MW cada cual. 

Los responsables de proyectos que obtuvieron las licencias de operación fueron: Aguafuerte S.A.; Aquavoltaics S.A.; Arrendadora Istmo Energy, S.A.; Sunergy, I S.A.; Argentum Solar, S.A.; Mercurio Solar S.A.; Greenwood Energy Central America Corp y la Universidad de Panamá. 

Empresa Planta MW MWh abril 2025
Aguafuerte S.A. Solar Pro 10,00 1.408,55
Aquavoltaics S.A. Solar Pro 2 5,00 1.447,56
Arrendadora Istmo Energy, S.A. Chupampa 7,50 1.263,71
Sunergy, I S.A La Villa 9,99 2.186,79
Argentum Solar, S.A. Capira 9,90 1.508,44
Mercurio Solar, S.A San Carlos 9,90 1.683,14
Greenwood Energy Central America Corp U P 1, S. A. 8,58 1.076,91
Universidad Pmá U P 2, S. A. 8,58 1.095,61
Universidad Pmá U P 3, S. A. 8,58 1.062,03
Universidad Pmá U P 4, S. A. 8,58 1.108,96
86,61 13.841,70

Estos proyectos que suman 86,61 MW de capacidad instalada lograron una contribución de 13.841,70 MWh de generación de energía eléctrica limpia y renovable durante el mes de abril de este año. 

Aquel aporte representa apenas un 1,34 % de 1,036,481.20 MWh de la energía inyectada por todas las centrales de generación operativas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), indicando un potencial latente para seguir creciendo en este campo. 

Más diversificación en Panamá 

Desde la Secretaría Nacional de Energía advierten que en los últimos años, el crecimiento de la matriz ha sido principalmente a partir de fuentes de generación solar fotovoltaica y térmica a base de gas natural. 

Es por ello que emitió en marzo de este año la Resolución N.° MIPRE-2025-0009558, que darían paso a una próxima licitación que priorice energía eólica e hidroeléctrica con regulación menor a 90 días. 

De allí, se instruyó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) a presentar, antes del 31 de octubre de 2025, los pliegos de licitación pública que prometería contratos de hasta 180 meses. 

La iniciativa privada está expectante de este lanzamiento. Ahora bien, advierten como necesario agilizar tramitología vinculada, ya que solo podrán participar proyectos considerados nuevos, con contrato de concesión o licencia definitiva para generación de energía eléctrica, obtenidos antes de la fecha del acto de recepción de ofertas.

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CNE pone el foco en la planificación para evitar nuevos apagones en Chile

El masivo apagón eléctrico que afectó a gran parte del territorio chileno en febrero del presente año sigue generando repercusiones. El evento, provocado por la desconexión de una línea de transmisión operada por ISA Interchile, dejó sin suministro a más de 8 millones de hogares durante más de siete horas. 

En este contexto, la Comisión Nacional de Energía (CNE) puso el foco en la planificación y la robustez del sistema eléctrico como ejes fundamentales para garantizar la seguridad del suministro en el futuro.

“Hay temas que la regulación claramente tiene que hacerse cargo, como aquellos vinculados a seguridad, servicios complementarios, robustez de la red, entre otros puntos”, sostuvo Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, durante un webinar. 

Cabe recordar que, según el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), la falla se originó durante una maniobra técnica en la línea “Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar”, separando el Sistema Eléctrico Nacional en dos islas y generando el corte generalizado. Aunque la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) aún no publica su informe definitivo sobre las causas, el debate ya está instalado: ¿falló la regulación o hubo incumplimientos operativos?

“No es evidente a priori que sea un problema de regulación. Claramente hay responsabilidad en el origen de la falla, pero luego hay que ver en la propagación, si hay coordinados que no cumplieron con su rol”, planteó Mancilla.

El funcionario remarcó que, aunque el estándar de suministro exigido por la ciudadanía y la política es válido, no todos los eventos se explican por un déficit normativo. “Es posible que la regulación esté adecuada y lo que hay es simplemente falla en el cumplimiento, por lo que se deberán asumir las responsabilidades como corresponde”, advirtió.

En esa línea, insiste en que el marco normativo existente contempla herramientas suficientes, pero su efectividad depende del accionar correcto de los operadores y coordinadores del sistema. 

“Han ocurrido eventos el año pasado a nivel de distribución fundamentalmente, y este año a nivel de generación-transmisión que levantan esta dicha demanda ciudadana y política”, explicó el secretario ejecutivo, aclarando que la institucionalidad chilena obliga a los organismos estatales y semipúblicos a dar cuenta pública de su desempeño, algo que se torna crucial frente a situaciones de crisis como la vivida recientemente.

En cuanto a la planificación futura, el representante de la CNE plantea la necesidad de combinar eficiencia y previsión. “Primero se debe planificar y luego las herramientas para alcanzar el objetivo de forma más eficiente”, argumentó. 

Esto implica no solo mejorar los estándares técnicos, sino también asumir que un mayor nivel de exigencia siempre tendrá un costo asociado: “Cada vez que queremos mejor performance del sistema, aparte de lograr el óptimo eficiente con lo que hay, si queremos todavía subir un poco más, siempre tendrá un costo”, manifestó.

La discusión en torno al apagón de 2025 pone en evidencia que la resiliencia del sistema eléctrico chileno dependerá tanto de ajustes regulatorios como del cumplimiento riguroso por parte de todos los actores del sector. La CNE, por su parte, se posiciona para avanzar en el proceso, exigiendo responsabilidades, pero también redoblando los esfuerzos en planificación estratégica.

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Cardona: «Uruguay apostará a integración energética con América Latina para consolidar transformación verde y justa”

La ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, participó del ciclo Diálogo abierto por los líderes, una instancia de intercambio organizada por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Bajo el lema «Un ciclo de conversatorios con tomadores de decisiones», Cardona dialogó con participantes de la región a través de un encuentro virtual que se desarrolló el 16 de junio.

En su presentación, la ministra enfatizó la importancia de apostar a la interconexión energética en América Latina. Subrayó la relevancia que esto tiene para la soberanía energética de los países que integramos la región y para la estabilidad de nuestros sistemas. En el caso uruguayo, recordó que el comercio energético es, además, relevante para nuestra balanza comercial.

La jerarca resaltó la complementariedad de las renovables con el gas natural, que permitirá utilizar la infraestructura existente pero poco aprovechada. El objetivo del Gobierno y del MIEM es generar acuerdos para avanzar en complementariedad energética y profundizar la soberanía de la matriz energética.

Por otra parte, la titular del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) afirmó que la situación internacional demanda que América Latina tome decisiones rápidas y eficientes en materia energética. Agregó que la región necesita “resignificar la interconexión que queremos”, no solo en el plano físico, sino también en el regulatorio. Por ello, indicó, se requiere un trabajo interdisciplinario para afrontar estos desafíos.

En definitiva, señaló la ministra, Uruguay y la región deben apostar a consolidar una transformación energética “justa” y “verde” a la vez, para avanzar en un desarrollo nacional y regional de triple impacto: económico, social y ambiental. La transformación energética no solo permite avanzar en descarbonización y cuidado del ambiente, sino generar empleo de calidad, con impacto en la industria y la tecnología, y mirada de género y descentralizadora.

La ministra Cardona también remarcó que, durante esta administración, Uruguay retoma el intercambio en actividades internacionales, con una postura firme y analítica. Esto también se refleja en el ámbito energético, con diálogos con organizaciones como la CIER.

En el encuentro participaron, por Uruguay, la presidenta de UTE, Andrea Cabrera, y el gerente general de esa empresa pública, José Alem, entre otras autoridades y funcionariado.

Por la CIER estuvieron presentes, entre otros integrantes, su presidente, Marcelo Cassin, y su director ejecutivo, Túlio Alves.

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Antaisolar firmó acuerdos de 2 GW con socios globales y presentó su último sistema de seguimiento inteligente en SNEC 2025

Del 11 al 13 de junio, se celebró en Shanghái la 18.ª edición de la SNEC PV Power Expo. Antaisolar presentó su último sistema insignia de seguimiento inteligente, ATSpark, junto con una gama completa de soluciones de montaje solar para proyectos sobre tejado y suelo. Durante el evento, la compañía firmó acuerdos por un total de más de 2 GW con socios globales, lo que demuestra su gran potencial de desarrollo.

Firma de acuerdos por más de 2 GW con socios globales

Entre el 11 y el 12 de junio, Antaisolar firmó acuerdos con socios como RAYSTECH GROUP PTY LTD, Shandong Province Industrial Equipment Installation Group Co., Ltd., SPV CO., LTD, CLEAN KINETICS PTE., LTD y OSW. Estos acuerdos abarcan Europa, Australia, Centroamérica, el Sudeste Asiático, Corea del Sur y China, y abarcan alianzas estratégicas, acuerdos para proyectos y cooperación en distribución. A finales de 2024, Antaisolar había logrado 41,7 GW de envíos a nivel mundial y había establecido oficinas en 21 países y regiones, expandiendo activamente su ecosistema global para brindar apoyo local para proyectos globales.

¡Debut mundial! Lanzamiento oficial del sistema de seguimiento inteligente AT-Spark

El 11 de junio, Antaisolar lanzó su nuevo sistema de seguimiento inteligente, AT-Spark. Presentado por el director de I+D, Yang Shuibu, el AT-Spark incorpora un tubo de torsión octogonal de desarrollo propio para una mayor resistencia al viento con una estructura ligera. Su rodamiento esférico doble patentado permite la autoalineación de pendientes y simplifica la instalación.

El AT-Spark está equipado con SmartTrail, el sistema de control de seguimiento inteligente de Antaisolar, que ofrece cuatro modos de protección contra condiciones climáticas extremas. Mediante algoritmos inteligentes, el AT-Spark maximiza la producción energética y reduce el coste normalizado de la electricidad (LCOE), lo que lo hace ideal para proyectos fotovoltaicos a gran escala.

Este lanzamiento refleja la estrategia de innovación de Antaisolar. La compañía opera cuatro centros de I+D en España, Shanghái, Xiamen y Zhangzhou, con más de 120 ingenieros profesionales. Según el Informe Global de Cuota de Mercado de Seguidores Solares Fotovoltaicos 2025 de Wood Mackenzie, Antaisolar se ubicó en el 9.º puesto a nivel mundial en envíos de seguidores en 2024 y entre los 6 primeros en mercados clave como Latinoamérica, Asia-Pacífico y China.

Al concluir el SNEC 2025, Antaisolar mantiene su compromiso con la colaboración global y el impulso a la innovación en la industria solar. Guiada por su misión de «CONSTRUIR UN MUNDO VERDE», la compañía continúa impulsando la transformación digital e inteligente del sector fotovoltaico.

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CADER: Infraestructura y logística para el Hidrógeno Verde

. Se llevó a cabo la segunda edición de los Ciclos de Hidrógeno: Encuentros de Negocios y Proyectos, una iniciativa impulsada por el Comité de Hidrógeno Verde de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para analizar los desafíos y oportunidades del hidrógeno en el país.

El Ciclo -itinerante con el apoyo de distintas universidades y entidades- tuvo lugar en el Auditorio Mons. Octavio Derisi de la UCA, con el respaldo institucional de la Universidad y la Sociedad Argentina de Derecho de la Construcción. Participaron más de 100 referentes del sector público, privado, académico y legal vinculados a la energía, infraestructura, logística, tecnología e industria.

Durante la jornada se desarrollaron cuatro paneles: El panel de apertura contó con la participación de referentes institucionales de la UCA, SCL Argentina y CADER.

En el primer panel se abordó la Desalinización, reunió experiencias regionales con la participación de ACADES (Chile), ALADYR y empresas líderes en ingeniería aplicada a proyectos de H2 como Techint.

Carlos Foxley, director y expresidente de ACADES y representante de ventas en Chile de IDE Technologies, destacó que “Argentina puede aprovechar el camino ya recorrido por Chile. Es fundamental desmitificar la desalinización y reconocerla como una tecnología madura y clave para los proyectos de hidrógeno”.

Juan Pablo Camezzana, director de ALADYR y Director of Operations LATAM de H2O Innovation, remarcó que “la sostenibilidad ESG debe estar presente desde el diseño. La desalinización es una oportunidad concreta para pensar el agua como motor del desarrollo”.

Desde el ámbito de la ingeniería, Martín Scalabrini Ortiz, Process Technical Executive de Techint Engineering & Construction sostuvo que “la integración temprana de las distintas disciplinas de ingeniería es crítica para lograr eficiencia, seguridad y sostenibilidad en los proyectos de hidrógeno”.

Por su parte, Felipe Eduardo Zabalza, miembro del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, destacó la importancia de la infraestructura habilitante de los proyectos de hidrógeno verde y la importancia de diseñar proyectos que potencien los beneficios para las comunidades locales y permitan una reconversión productiva de las provincias.

El segundo panel se centró en la Infraestructura Portuaria, donde se contó con la participación de autoridades y técnicos de los puertos de Bahía Blanca, Comodoro Rivadavia y Puerto Santa Cruz, junto a especialistas internacionales en logística y cooperación técnica.

Martín Virdis, Coordinador de Desarrollo e Innovación del Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, señaló que “el puerto ya cuenta con experiencia en el manejo de amoníaco y capacidades instaladas que lo posicionan como un nodo clave en la logística del hidrógeno”.

El responsable de Ambiente y Sostenibilidad del Puerto de Comodoro Rivadavia, Fabián Suárez subrayó que “se está trabajando en la planificación de infraestructura específica para el hidrógeno, con una mirada sostenible y de largo plazo”.

Por su parte, en forma remota desde la provincia de Santa Cruz, Walter Uribe, de la Unidad Ejecutora Portuaria de Santa Cruz, afirmó que “Punta Quilla tiene el potencial para convertirse en un hub logístico del hidrógeno verde en la región austral”.

Soledad Gerónimo, Supply chain consultant de Port Consultants Rotterdam, brindó una perspectiva de las estrategias y tendencias a nivel mundial en materia de infraestructura portuaria asociada a proyectos de hidrógeno verde y destacó la relevancia de la infraestructura compartida y del desarrollo de hubs de logística.

Y Verónica Chorkulak, Technical Advisor de GIZ, compartió los resultados de los estudios que realizaron desde GIZ sobre los puertos patagónicos y los desafíos y oportunidades que presenta la industria del hidrógeno.

Por su parte, Javier Chincuini, coordinador del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, hizo hincapié en el potencial de los puertos de Argentina y la importancia de sinergias entre los distintos proyectos.

El último panel se dedicó a la Infraestructura Eléctrica y contó con la presencia de representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, CAMMESA y Transener, además de expertos legales en el marco regulatorio energético. Allí, se abordaron los desafíos estructurales del sistema de transporte eléctrico, el marco regulatorio y las condiciones necesarias para habilitar proyectos de hidrógeno a gran escala.

Desde CAMMESA, su gerente general Eduardo Hollidge planteó que “el cambio de paradigma energético nos obliga a pensar en una Patagonia autosuficiente. La red debe adaptarse a los proyectos que se vienen”.

Pablo Tarca, Director General de Transener, agregó que “ampliar el sistema de transporte es un desafío técnico enorme, pero también una condición indispensable para que los proyectos de hidrógeno sean viables”.

Desde la Secretaría de Energía, Griselda Lambertini subrayó que “la infraestructura habilitante que dejarán los proyectos de hidrógeno es una oportunidad para el desarrollo regional. Estamos trabajando en un nuevo marco normativo que acompañe esa visión”.

Fernando Botello, miembro del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, destacó la importancia de adecuar el marco regulatorio para incentivar el desarrollo de proyectos.

Javier Chincuini en representación de CADER destacó la importancia de seguir promoviendo espacios de intercambio que fortalezcan las capacidades locales para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde con impacto territorial, industrial y ambiental.

El ciclo tendrá un tercer encuentro en el mes de septiembre, que será co-organizado junto al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y que se desarrollará en la Sede INTI de San Martín.

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Está abierta la acreditación para la AOG Expo 2025

Del 8 al 11 de septiembre de 2025, el Predio Ferial de La Rural en Buenos Aires será nuevamente sede de la Exposición Internacional del Petróleo y del Gas – AOG Expo 2025 en Buenos Aires, el evento líder de la industria Oil & Gas en la región. Con más de 35.000 m² de superficie expositiva y la participación estimada de más de 400 empresas, se espera una asistencia que superará los 25.000 visitantes nacionales e internacionales.
 
Durante cuatro jornadas, una vez más, la AOG Expo 2025 reunirá a profesionales, especialistas y empresarios de toda la cadena de valor en un espacio clave para debatir el futuro, impulsar proyectos y fomentar alianzas estratégicas. La exposición incluirá lanzamientos, presentaciones técnicas, actividades institucionales y múltiples instancias de networking.
 
Entre los grandes hitos de esta edición se encuentra el 14° Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, una de las citas técnicas más importantes del ámbito energético regional. El Congreso abordará los avances más recientes en nuevas tecnologías, automatización de equipos, operaciones, digitalización e inteligencia artificial, seguridad, entre otros temas.
 
Otra propuesta destacada será el Innovation Day, que este año se presenta bajo el lema “Inspirar la transformación: innovación y colaboración en la industria”. Dividido en cuatro bloques temáticos, el espacio pondrá el foco en las tendencias que marcarán el rumbo de la energía en los próximos años con charlas inspiradoras, casos reales, networking y mesas redondas con referentes del sector. Entre las empresas confirmadas se encuentran Grupo Techint, CORVA e YPF.
 
Con un formato renovado, en la AOG Expo 2025 también se desarrollará la novena edición de la Jornada Jóvenes Oil & Gas (JOG), un espacio pensado especialmente para estudiantes y profesionales en formación. Esta iniciativa apunta a tender puentes entre las nuevas generaciones y los referentes más prestigiosos del ámbito energético, promoviendo su desarrollo profesional.
 
Además, por primera vez en Buenos Aires se presentará la Plaza de Máquinas, una atracción ya consolidada en la edición de Neuquén. En una gran superficie al aire libre se exhibirá una amplia variedad de maquinaria pesada y soluciones tecnológicas para operaciones en campo y transporte.
 
AOG Buenos Aires 2025 se consolida como una cita ineludible para quienes forman parte del universo energético. La acreditación es sin cargo y ya está disponible en la página oficial de la exposición: www.aog.com.ar
 
El evento es organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizado por Messe Frankfurt Argentina.

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Ariel Parmigiani, presidente de Parque Arauco: «La idea es que con todas las etapas completas Arauco despache 350 o 400 MW»

El Parque Arauco está ubicado en la provincia de La Rioja y acaba de finalizar el montaje de 28 aerogeneradores que en pocas semanas comenzarán a inyectar 100 megawatts (MW) de energía eólica al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Con esta nueva ampliación, que demandó una inversión de US$ 171 millones, el parque alcanzó una capacidad instalada de 250 MW. Pero los planes a futuro de Arauco contemplan sumar más proyectos renovables para aprovechar las 17.000 hectáreas que tiene todo el complejo, que está ubicado a 90 kilómetros al norte de la capital riojana. En una visita por el parque, EconoJournal entrevistó a Ariel Parmigiani, presidente de Parque Arauco, la empresa de la provincia que desarrolla el proyecto, que contó cómo es la estrategia para aumentar la capacidad de generación en los próximos años.

Ariel Parmigiani en la inauguración de la Etapa III del Parque Eólico Arauco.

El objetivo es aumentar hasta 600 MW la capacidad total combinando generación eólica y solar “para lograr una energía renovable de base de alrededor de 400 MW”, explicó Parmigiani. El plan es aprovechar el fuerte viento nocturno del enorme Valle de la Puerta y la excelente radiación solar de la región cuyana de la Argentina.

En 2011 Arauco fue el primer parque eólico en conectarse al SADI. Luego de varias ampliaciones, en la actualidad opera un total de 100 aerogeneradores. Ahora Parque Arauco está por comenzar un hito importante: en un mes iniciará la construcción del primero de cuatro parques solares que tiene en carpeta. Será un proyecto fotovoltaico de 54 MW. Los paneles solares se instalarán entre los molinos eólicos. De este modo, se convertirá en el primer parque híbrido eólico-solar del país.

Parmigiani destacó que el objetivo es inaugurar el parque fotovoltaico en abril de 2026. Además, adelantó a EconoJournal que están avanzando en la Etapa IV, que implicaría la construcción de un nuevo parque eólico de 100 MW. “Estamos buscando financiamiento internacional. Antes de fin de año queremos cerrarlo”, subrayó el presidente de la empresa.

-¿Qué significa que Arauco se convierta en un parque híbrido?

–Veníamos trabajando mucho en lo que nosotros denominamos una energía renovable de base, que debería también tener un valor. No es lo mismo tener una energía de base térmica que una renovable de base porque nosotros con estos parques podríamos llegar a un factor de capacidad renovable de alrededor de 72% y con cierta estabilidad en la línea. Incluso también estamos analizando sumar almacenamiento.

–¿Por qué energía renovable de base?

–La idea es que los parques eólicos y solares inyecten energía sobre una misma línea y se complementen. No es que vamos a despachar 600 MW, que es la suma total de las ampliaciones que tenemos proyectadas. La idea es que con todas las etapas completas Arauco despache 350 o 400 MW, pero todo el tiempo.

–De noche energía eólica y de día solar.

–Exactamente. Energía renovable de base. Y eso es algo muy bueno para el sistema. Cuando el año que viene estemos operando los parques eólicos y sumemos el parque solar, vamos a hacer pruebas piloto sobre esta complementariedad.

–Además de los parques, ¿Arauco necesita construir líneas o estaciones transformadoras nuevas?

–Nosotros a la energía eólica la despachamos principalmente entre las 15 y las 6 de la mañana. El fuerte es a la tarde y a la noche. Tenemos libre la capacidad de transporte. Para sumar solar, no tenemos que hacer una nueva estación transformadora ni construir otra línea.

–¿Cómo es el financiamiento para la construcción del parque solar?

–Por un lado, el financiamiento de los 100 MW eólicos de la Etapa III de Arauco que acabamos de inaugurar se logró con recursos propios. Vendimos el parque eólico Etapa II a Pampa Energía. Lo que ingresó por la venta de la Etapa II lo invertimos en la Etapa III. Para el proyecto solar de 54 MW ya tenemos resuelto el financiamiento, porque en 2023 emitimos un bono verde en el mercado local. Es decir, tenemos todos los fondos para poder avanzar en la construcción. Tuvimos una demora en el proyecto solar porque en 2023 no podíamos importar. Realmente nos salió bien porque al tener que esperar un tiempo ahorramos muchísimos fondos porque en este tiempo bajaron hasta un 50% los costos de la energía solar. Además, ahora se abrieron las importaciones en el país.

–¿Cuáles son los próximos proyectos de ampliación de Parque Arauco?

–Arauco tiene planificados cuatro parques eólicos por  un total de 350 MW y cuatro solares por más de 200 MW. Hasta el momento tenemos construidos tres eólicos que suman 250 MW que ya están operativos y comenzaremos a construir el primer proyecto fotovoltaico el mes que viene. Pero tenemos planificado el inicio de la construcción en breve de otros 100 MW eólicos, que sería la Etapa IV (la última ampliación eólica). Además del primer parque solar que vamos a comenzar a construir, tenemos planificados tres más que sumarán 200 MW. El segundo parque solar será de 60 MW y ya está adjudicado bajo el contrato Mater (Mercado a término de Energías Renovables). Estamos esperando que la Secretaría de Energía de la Nación defina algunas normativas porque el proyecto estuvo suspendido por los problemas de importación. Si coinciden los tiempos, podemos también inaugurarlo el año que viene. El resto de los proyectos son PPA´s (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) del programa RenovAr y con contratos a partir del decreto 476 de julio de 2019 (permite firmar contratos de compra-venta de energía entre empresas públicas y Cammesa). Cuando completemos todas las etapas el Parque Arauco tendrá 600 MW.

–¿Qué significa el Parque Arauco para la provincia de La Rioja?

–Actualmente Arauco produce energía equivalente a lo que consume el 100% de la demanda residencial de la provincia. Si sumamos el parque solar que vamos a inaugurar en 2026 y los otros proyectos solares que ya tiene La Rioja de otras compañías, vamos a poder cubrir toda la demanda provincial. La Rioja está muy electrificada, en proporción es una de las provincias que más energía consume del país. Además, lo visitan alrededor de 6500 niños de sexto grado por año que vienen de toda la provincia a conocer el parque y participar de Winti, que es un centro ambiental y recreativo que tenemos en el complejo.

, Roberto Bellato

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Las bajas emisiones de metano detectadas en Vaca Muerta le abren una oportunidad a la exportación de crudo a Europa

Las bajas emisiones de metano detectadas en Vaca Muerta y la posibilidad de reducir aún más la huella de carbono en la producción de hidrocarburos abren una ventana de oportunidad en el mercado europeo y, al mismo tiempo, podrían permitirle a las operadoras reducir costos. Así lo señaló Camilo Rincón Ramírez, gerente regional de Insight M durante el panel “Vaca Muerta frente al salto de producción: cómo mitigar emisiones y generar nuevas demandas de gas” durante el evento Midstream & Gas Day que organizó Econojournal.

El panel abordó las estrategias de reducción de emisiones que se despliegan desde el sector público y privado y cómo esto podría posicionar a la producción de Vaca Muerta en el mercado europeo, que tiene mayores exigencias ambientales, al permitirle obtener barriles de petróleo con menores emisiones. Además, les generaría a las operadoras una disminución en sus costos al permitirles detectar fugas de gases y repararlas.

Rincón Ramírez comentó que desde la compañía Insight M hace cuatro años llevan adelante en Vaca Muerta mediciones de emisiones de metano, un gas que es ochenta veces más contaminante que el dióxido de carbono. Esto implicó la toma de datos para conocer el estado de situación de la emisión de gases en la formación neuquina y hacer un “benchmark”, es decir establecer un punto de referencia: “Ese benchmark nos mostró que Vaca Muerta es una cuenca muy limpia, en términos de emisiones de metano es más competitiva que el Permian, donde nosotros tomamos datos hace más de 12 años”, aseguró el representante de Insight M.

Según los datos recabados, afirmó que la intensidad de emisiones detectadas en la formación neuquina fue de 0,43 (detecciones cada 100 pozos) contra las 1,37% que arrojó la cuenca pérmica: “El Permian está emitiendo casi tres veces más, lógicamente tiene alrededor de 320.000 pozos mientras que Vaca Muerta cuenta con 80.000. Hay un camino por recorrer, pero el punto de partida es bueno”, señaló.

Por otro lado, el representante de Insight M afirmó que la detección de fugas les permite a las compañías generar ahorros millonarios en sus costos a través de la gestión del metano: “Pudimos verificar que en Vaca Muerta las emisiones de metano se ubican al final de la cola en un 10% del total. Eso quiere decir que si yo ataco ese 10% estoy solucionando el 80% del problema», explicó.

Luego comentó que, «en ese tránsito lo que vimos es que algunas empresas reportaron ahorros de 4 millones de dólares en el año por planes de gestión de metano. Esto quiere decir que, no solo podemos tener una visión de cuidar el ambiente, sino también aprovechar esa oportunidad desde el punto de vista económico”.

En cuanto a las regulaciones que establecen los países importadores de petróleo, Rincón Ramirez dijo que, pese a que la gestión de Donald Trump en Estados Unidos dejó de aplicar sanciones por emisiones de gases de efecto invernadero, en Europa rigen desde 2017 normas ambientales que exigen a las operadoras cumplir con metas de reducción de la huella de carbono: “Ha sido un cambio muy interesante. Inicialmente pensamos que el mercado iba a caer, pero lo que vemos es un repunte porque todas las operadoras, incluyendo las de Argentina, están apuntando a este mercado de Europa”, sostuvo.

Marco regulatorio

Desde el lado del sector público, Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén, comentó que por primera vez el gobierno provincial puso en agenda la gestión de emisiones de gases de efecto invernadero como un asunto a solucionar. Detalló que actualmente avanzan en la implementación de la Resolución 285/25, un marco regulatorio que les permitió diseñar una respuesta climática frente a los gases que genera la industria petrolera en Neuquén y avanzar en la medición de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso.

“Necesitamos efectivamente construir un sistema de información energético ambiental para poder tener un fundamento y una base de datos para trazarnos las políticas y normativas necesarias para abordarla la mitigación y en ese punto estamos trabajando. Vamos a hacerlo en una mesa unificada con el IAPG para poder estandarizar metodologías y procedimientos de reportes”, contó Nogueira.

En este contexto, el funcionario detalló que esto le permitirá a la provincia contar a fines de este año con un informe detallado que permita conocer la cantidad y tipo de emisiones que genera cada operadora en Vaca Muerta: “Este instrumento tan importante va a constituir la hoja de ruta para el abordaje de este desafío. En el marco de este plan de gestión de las emisiones, emitimos la resolución que estableció un programa de monitoreo y de investigación de emisiones de gases de efecto invernadero en todo el sector hidrocarburífero y la obligatoriedad a todas las empresas del sector a reportar anualmente sus emisiones”.

Nuevas tecnologías

Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy, se refirió a cómo desde su compañía implementaron cambios en equipos y compresores para hacerlos más eficaces con el objetivo de reducir emisiones y evitar fugas. Con una antigüedad de 40 años, la compañía es uno de los principales exportadores de compresores de Argentina con presencia en 45 países.

En este camino, lograron mejorar los servicios de compresores en toda la cadena de producción de hidrocarburos, desde el upstream hasta el downstream: «Iniciamos un trabajo con un grupo de consultores para ver dónde estaban las mayores oportunidades de reducir emisiones, tanto en el boca de pozo como en el downstream. Ese estudio arrojó que la clave en los equipos es el mantenimiento y que la contaminación ambiental surge de aquellos que están obsoletos”.

En este sentido, Orlandi explicó que en algunos casos es posible repararlos, pero que no es lo aconsejable ni eficiente cuando ya se trata de algunos muy antiguos. Por esta razón, Aspro lanzó la división interna Aspro Finance que ofrece a sus clientes la posibilidad de hacer un recambio de equipos antiguos.

, Laura Hevia

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Aconcagua Energía contrata a VALO para reestructurar su deuda financiera

Aconcagua Energía, una petrolera independiente que opera yacimientos convencionales en la Argentina, informó este lunes que a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que avanzará en un proceso de reestructuración de su deuda que ronda los US$ 230 millones. La compañía, que difirió ayer el pago de intereses correspondientes a las Obligaciones Negociables (ON’s) emitidas en el mercado local, contrató al banco de inversión VALO Columbus para encarar la reestructuración voluntaria de sus compromisos financieros. También contrató el asesoramiento de Tavarone, Rovelli, Salim & Miani, uno de los principales estudios jurídicos del sector energético. Fuentes cercanas a la empresa indicaron que el esperan cerrar esos acuerdos en las próximas semanas para evitar caer en un concurso de acreedores.

Aconcagua, que, desde su creación, hace 10 años, apostó por una estrategia de expansión integral en el sector energético con sinergias también con los negocios de servicios petroleros y de generación eléctrica, tenía todo listo en enero de este año para lanzar un bono internacional que le permita alivianar su programa de vencimientos de deuda. Nueve bancos trabajaron en ese lanzamiento en Nueva York —entre ellos el Santander, el Bank of America (BOFA) y el Deutsche Bank, entre otros—, que finalmente no llegó porque los coletazos de la política de aranceles de Donald Trump y la caída del precio del petróleo obturaron esa ventana de oportunidad. La profundidad somera del mercado financiero local también jugó en contra: a mediados de mayo grandes compañías como Pampa Energía, Pluspetrol y Telecom —que levantó unos US$ 800 millones para viabilizar la adquisición de Telefónica— salieron al mercado y terminaron secando la plaza.

“Hoy prácticamente no hay financiamiento disponible para las empresas argentinas. El crédito que existía ya lo tomaron las empresas mejor rankeadas, las AA. Para las compañías más chicas es muy complejo conseguir. Veremos qué sucede en las próximas semanas si el precio del crudo se estabiliza de nuevo arriba de los 75 dólares por la escalada bélica en Medio Oriente”, explicó un experto bursátil. 

Preservación operativa

Frente a ese complejo escenario, Aconcagua —una compañía creada por Diego Trabucco y Javier Basso, dos profesionales con más de 25 años ligados a la industria petrolera— optó por priorizar su continuidad operativa, preservando su caja para cubrir gastos corrientes. A la empresa, que en 2023 llegó a un acuerdo con Vista para hacerse cargo de la explotación de Entre Lomas y otros campos convencionales en la cuenca Neuquina, tampoco le jugó a favor el aumento en dólares de los costos operativos registrado en la industria petrolera a raíz de la apreciación cambiaria. Esa situación afectó especialmente a las empresas que explotan yacimientos convencionales maduros o ‘viejos’. Es un negocio con márgenes más exiguos que los de Vaca Muerta que se limaron aún más por la baja del precio del petróleo registrado desde marzo. Lo que viene por delante para Aconcagua —que opera 13 concesiones convencionales en Neuquén, Río Negro y Mendoza y tiene en carpeta un ambicioso proyecto piloto en Vaca Muerta — consiste en reestructurar su perfil de deuda, que a fines del primer trimestre ascendía a US$ 229 millones con vencimientos en 2025 por US$ 75,3 millones.

«La compañía impulsará un proceso integral de reestructuración de su deuda financiera, ante las condiciones desafiantes del mercado de capitales que han dificultado el acceso a fuentes de refinanciamiento en términos compatibles con la sostenibilidad del giro ordinario de sus actividades operativas», comunicó la compañía a la CNV.

La reestructuración fue acompañada por una baja en su calificación internacional por parte de Fitch, que la colocó en ‘CCC-’, reflejando una posición de liquidez limitada y mayores riesgos de refinanciación.

, Redaccion EconoJournal

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MEGSA-CAMMESA: 13.8 MMm3/día para primera Q de julio. PPP U$S 4,94 en el GBA

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 30/06/2025 al 13/07/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 25 ofertas por un volumen total de 13.800.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 el millón de BTU en el PIST y U$S 4,94 puesto en el Gran Buenos Aires.

Dos ofertas fueron desde productores en Chubut, por 900.000 metros cúbicos día; otras siete ofertas desde Neuquén, por 4.200.000 m3/día; Seis ofertas desde Santa Cruz por 2.500.000 m3/día; Cinco ofertas desde Tierra del Fuego por un total de 4.400.000 m3/día; y cinco ofertas desde la cuenca Noroeste por un total de 1.800.000 metros cúbicos día.

Los precios del gas puesto en el PIST variaron desde U$S 3,83 hasta U$S 4,16 el MBTU, en tanto que puesto en el GBA variaron desde U$S 4,64 hasta U$S 5,12 el MBTU.

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Inversiones: Compañía Mega invierte u$s 250 millones en Bahía Blanca para procesar más gas de Vaca Muerta

La sociedad integrada por YPF, Petrobras y Dow dedicada a la separación y el fraccionamiento del gas natural utilizará la inversión para ampliar 20% la capacidad de su planta en Bahía Blanca. Busca aprovechar la mayor disponibilidad de materia prima proveniente de Vaca Muerta. Compañía Mega, empresa local dedicada a la separación y el fraccionamiento de los componentes del gas natural, invertirá u$s 250 millones en su planta de Bahía Blanca para ampliar su capacidad de procesamiento. El proyecto, que estará listo para principios de 2026, tiene el objetivo de aprovechar el incremento de materia prima que vendrá desde Vaca […]

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Petroquímica: Desafíos y oportunidades para impulsar la competitividad de la industria

Esta semana se realizó una nueva edición de las Jornadas Petroquímicas, evento organizado por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) donde los principales CEOs y referentes del sector, junto a expertos multidisciplinarios, analizaron la situación actual de la industria y el camino hacia un futuro más competitivo y sostenible. “Argentina necesita construir, entre todos, un nuevo contrato productivo. Uno que no se firme, sino que se practique; que se base en reglas claras, coordinación eficiente y decisiones sostenidas en el tiempo”, señaló el director de Unipar, Guillermo Petracci, en su discurso de apertura a las Jornadas Petroquímicas 2025 que este año […]

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Actualidad: Argentina busca volver al tablero energético regional

En un contexto de transformación global en los mercados energéticos, especialistas destacan el rol estratégico de Vaca Muerta como plataforma de exportación hacia Chile y otros mercados. Durante un seminario organizado por el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), referentes del sector energético analizaron el potencial de Argentina como proveedor regional de gas natural, con eje en el desarrollo de Vaca Muerta y las crecientes oportunidades de exportación hacia Chile. La conclusión fue unánime: el gas argentino puede ser clave en el proceso de transición energética de América Latina, si se consolida una política sostenida y se avanza en infraestructura crítica. […]

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Petróleo: EFO ensaya una técnica innovadora para recuperar hidrocarburos

En el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), ubicado en la zona rural de Allen, comenzó un ambicioso plan piloto que busca revitalizar la producción de hidrocarburos en una de las áreas gasíferas más relevantes de Río Negro. La empresa Quintana Energy dio inicio a los primeros ensayos de reinyección de gas seco, con el objetivo de recuperar líquidos del subsuelo y prolongar la vida útil del yacimiento. El proyecto forma parte de una estrategia de recuperación secundaria, mediante la cual se inyecta gas al reservorio para generar presión y, posteriormente, extraer hidrocarburos líquidos. Se trata de un ciclo alternado de […]

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Minería: Calcatreu ya genera más de 700 puestos de trabajo en Río Negro

El proyecto Calcatreu revitalizó la economía de la Región Sur de Río Negro. El yacimiento de oro y plata ubicado cerca de Ingeniero Jacobacci genera empleo, inversión y consumo local en niveles que la zona no experimentaba desde hace décadas. La empresa Patagonia Gold conduce las tareas en el yacimiento desde 2018. La planificación contempla distintas fases: construcción, operación y cierre, con empleos directos y contratos para proveedores de bienes y servicios instalados en localidades cercanas. El número total de empleos vinculados al proyecto asciende a 742. Esa cifra incluye puestos directos e indirectos que abarcan desde operadores de maquinaria […]

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Vaca Muerta Sur: impermeabilizan los tanques en Allen

El oleoducto de 437 km avanza con obras clave como la impermeabilización de tanques. El megaproyecto impulsará la exportación de crudo desde Punta Colorada. El avance del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) suma un nuevo hito en su camino para convertir al país en un peso pesado en la industria petrolera. En la zona de Allen, la firma Coripa S.A. participó de una etapa clave impermeabilizando los tanques TK-07 y TK-08 con geomembrana de polietileno de alta densidad (PEAD) de 1,5 mm de espesor. La tarea, realizada en un entorno de alta exigencia técnica y climática, forma parte de una […]

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Petróleo: Estas son las 10 áreas que producen más del 80% del petróleo de Vaca Muerta

A lo largo de los seis últimos años, la producción de crudo se expandió a una tasa anual acumulativa del 6,5%, mientras que la producción no convencional traccionó la expansión de la oferta total de petróleo al crecer al 33,8% anual acumulativo en dicho período, lo que vuelve a reflejar el poderío del avance de Vaca Muerta para la industria. La participación del shale oil sobre la producción total de petróleo pasó del 17% en 2019 a casi el 60% durante los primeros meses del corriente año. En 2024 la producción total de petróleo en Argentina se incrementó un 9,9% […]

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Eventos: 17 de junio; Día del Petróleo y Gas Fueguino

La Legislatura aprobó por unanimidad, el 30 de abril de este año, el proyecto de ley que declara el 17 de junio como Día del Petróleo y Gas Fueguino. Carlos Mansilla, presidente de la “Asociación Agrupación TF1 Ypefianos Fueguinos”, expresó su satisfacción y alegría tras la reciente sanción unánime del proyecto y referenció que este reconocimiento conmemora el descubrimiento del primer pozo de hidrocarburos en la provincia, un hito que marcó el inicio de la actividad hidrocarburífera en Tierra del Fuego. El proyecto surgió a partir del pedido de extrabajadores de YPF quienes presentaron la iniciativa para reconocer aquel hito […]

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Petroquímica: El sector químico y petroquímico mostró leves mejoras en abril, pero persisten caídas interanuales

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) indicó que durante abril de 2025 la producción del sector creció un 1% respecto al mes anterior, como resultado de incrementos planificados en los niveles de fabricación. No obstante, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observaron caídas en todos los subsectores, con excepción de los productos básicos intermedios e inorgánicos. En el acumulado del año, los niveles de producción continúan reflejando una tendencia negativa. En cuanto a las ventas locales, la reseña de la Cámara registró un incremento del 17% en comparación […]

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Gas: Proponen la creación de un fideicomiso para ampliar las obras de gas en Río Negro

El legislador provincial Luciano Delgado Sempé presentó un proyecto de ley para la creación de un fideicomiso destinado a financiar obras de gas en Río Negro, utilizando el 10% anual del fondo del oleoducto Vaca Muerta Sur (VEMOS). El objetivo es multiplicar las obras de infraestructura gasífera en todo el territorio provincial, frente a una creciente demanda que no logra ser atendida con los recursos actuales. El fondo, que será administrado por Río Negro Fiduciaria, tendrá una disponibilidad anual de 4 millones de dólares y funcionará como un sistema de créditos reembolsables a los municipios, quienes a su vez podrán […]

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Líderes de EDPR, ACCIONA, Repsol y Saeta Yield debatirán el futuro energético europeo en el FES Iberia

El próximo 24 de junio en Madrid volverá a tener lugar el punto de encuentro clave para los tomadores de decisión del sector energético de la región en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2025.

Ejecutivos de primer nivel compartirán su visión sobre los retos y oportunidades del sistema eléctrico del futuro, centrados en temáticas urgentes como almacenamiento, regulación, electrificación y competitividad.

Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables España; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA Energía; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; y Enrique Pedrosa, COO Europe & Latam de Repsol Low Carbon Generation, analizarán los pilares que estructurarán el sistema energético europeo de la próxima década.

Entre los temas que marcarán la conversación se encuentran la necesidad de marcos regulatorios estables, el equilibrio entre seguridad del suministro y precios competitivos, el papel del almacenamiento como herramienta de flexibilidad y la integración del hidrógeno renovable como vector clave de descarbonización.

Los panelistas también compartirán sus estrategias frente al mercado de capacidad, las futuras subastas, la integración del hidrógeno verde y los combustibles bajos en carbono, así como los nuevos esquemas de inversión para afrontar un entorno tecnológico en acelerada transición. 

Además, se pondrá el foco en cómo las compañías están abordando la estabilidad futura de la red y redefiniendo prioridades en un mercado cada vez más competitivo.

El FES Iberia 2025 contará con la participación de más de 400 ejecutivos públicos y privados, y ofrecerá una agenda que incluye múltiples paneles temáticos.

Se debatirá sobre fotovoltaica e hibridación con almacenamiento, visiones regionales del sur de Europa, innovación constructiva en Iberoamérica, tendencias tecnológicas en solar y baterías, gestión de activos y seguridad del suministro, despliegue renovable a nivel autonómico, y nuevas demandas como datacenters e industria electrointensiva.

Además, se incluirá un bloque internacional dedicado a la transición energética en Latinoamérica, que pondrá en valor las oportunidades de inversión, cooperación tecnológica y desarrollo regulatorio que surgen del nuevo escenario global de descarbonización y reconfiguración geopolítica.

La cita en Madrid se posiciona así como una instancia clave para definir el rumbo del ecosistema energético, con especial énfasis en las soluciones que permitirán alcanzar los objetivos climáticos y de inversión de cara a 2030.

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Distribuidoras de Argentina recibieron más de 100 anteproyectos para la licitación de 500 MW de baterías

La Secretaría de Energía de Argentina definió una nueva fecha para la presentación de ofertas y apertura de sobres técnicos de la licitación AlmaGBA por 500 MW de baterías a instalarse en las redes de Edenor y Edesur

El jueves 3 de julio se darán a conocer los proyectos y empresas interesadas en la convocatoria, que cada vez levanta más interés dentro del sector energético, de manera que Energía Estratégica pudo confirmar que ya se presentaron más de 100 solicitudes ante las distribuidoras. 

“Se han recibido más de 150 proyectos que fueron analizados divididos en más de 20 oferentes. El espectro de potencias solicitadas es amplio, se recibieron pedidos 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)”, aseguraron desde las distribuidoras. 

Y para todos los pedidos de consultas se han realizado reuniones aclaratorias entre equipos técnicos de los proveedores del almacenamiento y de las distribuidoras, con el objetivo de esclarecer dudas técnicas respecto a la conexión a la red de la distribuidora.

Para cada una de las consultas se deben definir el nodo de conexión elegido, la potencia a inyectar y el nivel de tensión al cual desean conectarse. Mientras que con la información definida, la distribuidora realiza los estudios técnicos necesarios para establecer la factibilidad de la conexión del proyecto en forma independiente del resto. 

Dichos estudios eléctricos se enfocan en analizar la posibilidad de carga y descarga de los sistemas de baterías en el periodo estipulado en el modelo de contrato de la licitación (15 años a contar desde la habilitación comercial)

En caso de resultar factible la conexión, el proceso concluye con la firma de la “carta acuerdo de conexión” entre el proveedor del almacenamiento y la distribuidora donde estará el proyecto.

Cabe recordar que 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. 

Y si bien desde el sector denunciaron ciertas demoras ante consultas por la capacidad disponible en las subestaciones del AMBA (ver nota), hecho que dificultaba la correcta preparación de los proyectos, desde las distribuidoras informaron que los tiempos de respuesta se normalizaron. 

“A pesar de la cantidad de consultas recibidas y del amplio espectro analizado, cada solicitud se ha respondido en tiempo y forma. Los tiempos de respuesta promedio resultan del orden de 5 días de acuerdo a la coordinación entre los equipos técnicos de las partes”, sostuvieron fuentes cercanas a este portal de noticias.

“De hecho, las distintas consultas recibidas se encuentran en diferente estado de avance, incluso algunas ya se encuentran en el proceso de firma de la carta acuerdo de conexión. Es cierto que la cantidad de consultas recibidas superó las expectativas iniciales, pero una vez definidos los canales y procedimientos a seguir en las consultas, el tema alcanzó una dinámica acorde a las necesidades de ambas partes”, insistieron. 

Próximos pasos de la licitación

La presentación y apertura de ofertas administrativas y técnicas se realizará el 3 de julio; en tanto que la apertura de las propuestas económicas se hará el 7 de agosto, y la adjudicación se dará a conocer el 18/8.   

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Distribuidoras de Guatemala contratarán 176 MW adicionales en su licitación de corto plazo 

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó, a inicios de este mes, una adenda que contiene modificaciones a las Bases de la Licitación Abierta 1-2025. Los cambios impactan sobre los objetivos de contratación, cronograma de eventos y rondas sucesivas para la evaluación económica de las ofertas. 

Respecto al objetivo, se aclara que ya habiendo ejecutado el proceso de selección del Bloque A vinculado a 306 MW, los esfuerzos se enfocan ahora en el Bloque B que persigue 166 MW para suministro entre el 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2030, y un nuevo Bloque C para asegurar 176 MW entre el 1 de septiembre del 2025 y el 30 de abril del 2026. 

Es preciso recordar que mediante este proceso se busca tanto potencia como energía eléctrica para el suministro de los usuarios de Empresa Eléctrica de Guatemala Sociedad Anónima (EEGSA), Distribuidora de Electricidad de Occidente Sociedad Anónima (DEOCSA) y Distribuidora de Electricidad de Oriente Sociedad Anónima (DEORSA).

Quienes resulten ganadores serán responsables del cubrimiento de la demanda firme de los usuarios del servicio de distribución final de dichas distribuidoras en el periodo adjudicado, conforme los contratos por Diferencias con Curva de Carga, Potencia sin Energía Asociada, Energía Generada y Contrato de Opción de Compra de Energía establecidos en la Norma de Coordinación Comercial No. 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

Está previsto que el proceso de la Licitación Abierta 1-2025 se realice por completo este año. Ahora bien, tras la última adenda se contempla que el Bloque B y el Bloque C cuenten con cronograma de eventos separados, de modo tal que la presentación de las ofertas, evaluación y adjudicación pueda ser en diferentes fechas. 

Sobre el mecanismo de selección también habría cambios. Si bien, se mantienen las rondas sucesivas para la evaluación económica de las ofertas la adjudicación estará sujeta a: 

Para el Bloque B: cubrir hasta 166.00 MW de Potencia Garantizada con energía asociada para el período estacional 01 de mayo 2026 – 30 de abril 2030, debiéndose entender que el objetivo de contratación de potencia que determine la Junta de Licitación puede ser menor para cumplir los objetivos del proceso de licitación.

Para el Bloque B: Cubrir hasta 61.00 MW de Potencia Garantizada sin Energía Asociada, debiéndose entender que la potencia que se contrate bajo esta modalidad se reduce de los valores indicados en el numeral anterior. Asimismo, ante ofertas con precio iguales, se adjudicará en proporción a la Potencia Máxima Garantizada ofertada, siempre que se cumplan con las condiciones presentadas para las respectivas ofertas. 

Para el Bloque C: cubrir hasta 121.00 MW de Potencia Garantizada con Energía Asociada conforme el siguiente cuadro para el período estacional 01 de septiembre 2025 – 30 de abril 2026, debiéndose entender que el objetivo de contratación de potencia que determine la Junta de Licitación puede ser menor para cumplir los objetivos del proceso de licitación.

Para el Bloque C: Cubrir al menos 55.00 MW de Potencia Garantizada sin Energía Asociada conforme el siguiente cuadro, la cual podrá ser mayor en la medida que sea menor el valor de contratación de potencia indicado en el numeral romano v. anterior. Ante ofertas con precio iguales, se adjudicará en proporción a la Potencia Máxima Garantizada ofertada, siempre que se cumplan con las condiciones presentadas para las respectivas ofertas. Conforme el siguiente período y potencia garantizada sin energía asociada a contratar.

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Sungrow alista una amplia oferta de soluciones en atención a la próxima licitación de República Dominicana

Sungrow se posiciona como un actor clave de cara a la próxima licitación de generación y almacenamiento que se realizará en República Dominicana, en un contexto donde las autoridades locales buscan acelerar la incorporación de tecnologías que garanticen mayor confiabilidad en el suministro eléctrico.

El anuncio oficial fue realizado por el ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante la cuarta edición del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), donde anticipó que las distribuidoras eléctricas lanzarán una convocatoria orientada a tecnologías renovables con almacenamiento, que competirán por contratos de largo plazo.

“Es una señal desde nuestro modo de ver positiva, también porque venimos con muchas expectativas en los últimos diría un año y medio en general”, manifestó Héctor Núñez, Director de Ventas para México, Colombia, Centroamérica y el Caribe de Sungrow.

La empresa, líder mundial en electrónica de potencia para energías renovables y sistemas de almacenamiento energético, ya cuenta con una amplia oferta tecnológica y una experiencia regional que busca capitalizar en este mercado.

Desde la perspectiva de Sungrow, la licitación llega en un momento oportuno para consolidar soluciones que integren almacenamiento con energía solar en el país. Núñez aseguró que se trata de una “posibilidad bastante positiva para incorporar sistemas de almacenamiento en un país como la República Dominicana, que es una isla y que necesita y tiene un requerimiento muy especial y muy particular de energía”.

En este marco, las declaraciones del referente de Sungrow fueron recogidas durante una entrevista audiovisual en el marco del evento FES Caribe, donde enfatizó que la compañía ya cuenta con un posicionamiento local relevante. “Desde nosotros como Sungrow, que ya tenemos un posicionamiento en la República Dominicana de liderazgo en suministros de proyectos fotovoltaicos y también algunos proyectos de almacenamiento, creo que podemos aportar muchísimo”.

Actualmente, Sungrow acumula más de 7 GWh contratados en soluciones BESS en América Latina, cifra que consolida su presencia y experiencia en integración de sistemas avanzados de almacenamiento. Esa capacidad le permite “trasladar perfectamente la experiencia a la licitación”, explicó Núñez, quien también destaca la flexibilidad técnica de las soluciones de la empresa como ventaja competitiva.

En paralelo, la regulación local también ha dado pasos importantes. El año pasado, la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024, que establece la obligación de integrar almacenamiento en proyectos renovables de entre 20 MWac y 200 MWac, exigiendo una capacidad equivalente al 50% de la potencia instalada, con una duración mínima de cuatro horas.

Este marco normativo da forma a un mercado en expansión. Actualmente existen en República Dominicana al menos 20 proyectos PV + BESS candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030, los cuales representarían cerca de 1.860 MW de generación y unos 542 MWh de capacidad de almacenamiento, según datos de la CNE a inicios de este 2025.

En ese contexto, Núñez destacó la diversidad de configuraciones que ofrece Sungrow. “Tenemos inversor tipo cadena con una batería en acoplamiento en AC, pero al mismo tiempo tenemos inversores centrales que pueden aprovechar esa irradiación solar e inyectar a esa batería en DC coupling”, describió, al tiempo que subrayó que esa flexibilidad evita imponer una solución única a los desarrolladores.

“Nos permite ser muy agnósticos y no empujar a que el cliente tome una específica, sino entender muy bien su proyecto y que él, en base a su necesidad real, nosotros vayamos por un camino o por otro”, puntualiza el ejecutivo. Esta orientación técnica se complementa con una oferta que apunta a la eficiencia operativa: “El Power Titan 2.0 es supremamente competitivo, es un producto que en 20 pies ya metemos 5 MWh que ya tiene el propio inversor o los PCS dentro del propio contenedor”.

La solución integral que propone Sungrow está diseñada específicamente para entornos exigentes como el del Caribe, donde factores como la humedad y la salinidad pueden afectar el rendimiento de los equipos. “Es una solución completamente integral que ya se refrigera líquidamente hasta el inversor y eso evita también todo el tema de humedades… de cara a la operación y mantenimiento es un equipo prácticamente libre de mantenimiento”, indicó Núñez. Esta característica contribuye directamente a la reducción del OPEX, un aspecto crítico para asegurar la viabilidad financiera de los proyectos a largo plazo.

A nivel regional, el Caribe continúa avanzando en esta dirección. Numerosas islas y archipiélagos están demandando soluciones BESS no solo para almacenamiento de energía, sino también para brindar servicios auxiliares como la regulación de frecuencia, voltaje o arranque en negro, elementos claves para garantizar estabilidad en sistemas aislados.

En este escenario, Sungrow extiende su invitación a desarrolladores y empresas interesadas en el mercado dominicano: “Estas soluciones están a disposición ya de nuestros clientes y bueno, es con lo que venimos acá como a nuestra oferta de valor”, concluyó Núñez.

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Energía Real acelera su proceso de levantamiento de capital para encaminar 1 GW en México 

Energía Real, empresa que opera el portafolio de generación distribuida más grande de México, se encuentra en plena expansión. La compañía proyecta alcanzar 250 MW operativos hacia finales de 2025 y escalar sus activos a 1 GW para 2030, a partir de una nueva ronda de captación de fondos. 

“Estamos en un proceso de levantamiento de capital por 700 millones de dólares”, confirmó Óscar García, Head of Growth and Customer Success de Energía Real. La empresa ya ha invertido más de 150 millones de dólares en activos operativos a través de rondas de financiamiento anteriores, respaldadas por entidades como Riverstone y Banco Sabadell

La inyección de nuevos recursos permitirá consolidar una oferta energética centrada en soluciones a medida, robusteciendo su presencia no sólo con solar distribuida sino también autoconsumo, almacenamiento en baterías e infraestructura inteligente.

“Buscamos ser un proveedor único e integral de soluciones energéticas”, subrayó García, al describir los tres pilares que estructuran la propuesta de valor de Energía Real: hiperpersonalización, integración tecnológica y relaciones de largo plazo.

Actualmente, el portafolio operativo de la compañía se compone principalmente de generación distribuida in situ mediante contratos PPA. Al cierre del 2024, 107 MW correspondían a solar distribuida, 20 MW/40 MWh a sistemas de almacenamiento y otros 20 MW en suministro calificado. “Hoy, ya hemos superado los 150 MW”, señaló el vocero indicando el progreso evidenciado en los primeros meses del 2025.

La nueva estrategia del sector eléctrico mexicano que anticipa el aumento del umbral para generación distribuida a 0.7 MW y promueve el autoconsumo de 0.7 MW hasta los 20 MW, ha reconfigurado el panorama de inversión. Por lo que Energía Real acelera su proceso de levantamiento de capital que les permita abordar proyectos de mayor envergadura y encaminar 1 GW en México. 

“Ya tenemos bastantes clientes de diferentes industrias”, aseguró García en referencia a proyectos ya operativos en el sector automotriz, manufactura, retail, alimentos y bebidas. Este track record marca un gran diferencial que les permitirá avanzar con activos de mayor escala bajo los nuevos esquemas.

“Auguramos que este año podamos ya arrancar con alguno muy grande en autoconsumo”, comentó el Head of Growth and Customer Success. Un punto de oportunidad estaría en empresas de minería, data centers y grandes constructoras, que comienzan a evaluar este esquema como parte de su estrategia de optimización energética.

Para estos perfiles de clientes, lograr autonomía energética hace sentido y encontrarían en Energía Real un aliado estratégico para lograrlo. Con experiencia desde 2021 en la implementación de soluciones híbridas, esta empresa ha optimizado su know-how en configuraciones solares y de almacenamiento para distintos entornos de demanda compleja. “Entendemos ya muy bien cómo funciona el sistema de microrredes privadas”, afirmó García en ese contexto.

Para dar respuesta a las nuevas demandas en el mercado, Energía Real no sólo refuerza su estrategia financiera sino también operativa mediante la colaboración con otros actores del sector para asegurar por ejemplo el EPC de sus nuevos proyectos. En ese sentido, García subrayó que la firma mantiene una política abierta de cooperación sectorial. “Nos encanta colaborar”, afirmó.

En línea con aquello, Energía Real participa activamente en gremios civiles y empresarios como ASOLMEX y AMIF, y siendo Empresa B certificada, promueve acciones ambientales concretas entre las que se destaca la creación de Rafiqui, la primera sede recicladora de paneles solares en México, consolidando su enfoque ESG como parte integral de su cultura corporativa. 

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Empresarios costarricenses piden abrir el mercado eléctrico para atraer inversiones y diversificar la generación  

José Pablo Montoya, coordinador de la Comisión de Energía de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR), advierte tres grandes desafíos que los industriales enfrentan para garantizar su suministro eléctrico. 

El primero es el alto costo de la electricidad, resultado de un modelo de generación cerrado y limitado, donde Grupo ICE tiene el control casi total, lo que impide que las empresas accedan a energía más competitiva y limita la participación de nuevos actores. 

“Este modelo que es de “comprador único”, en el cual solo el ICE puede adquirir energía de privados (que además tienen un tope en generación), impide la libre competencia y genera ineficiencias”, observa José Pablo Montoya.

El segundo problema, considera, es la falta de seguridad energética, evidenciada por la dependencia a la hidroeléctrica que representa alrededor del 68% de la capacidad instalada total del sistema. “Esto nos dejó al borde de los racionamientos en 2024 debido al fenómeno de El Niño”, indica el referente empresario. 

De hecho, recuerda que mientras que en 2023 la producción hidroeléctrica representó un 69,7% del total, en el 2024 fue de un 66,9% mientras que, la termoelectricidad representó un 5.1% en 2023 y un 10,6% en el 2024; la producción con este tipo de fuente aumento para el año pasado, en un 118.9%. 

De allí que, un tercer gran desafío estaría dado por la ausencia de un marco normativo moderno, que permita una planificación integral, la diversificación de fuentes de generación y la atracción de nuevas inversiones. 

“De las 12 leyes vigentes que actualmente regulan al sector eléctrico en el país, no existe una ley general, que de manera integral defina cómo opera el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y ninguna que coloque como eje central al consumidor”, observa. 

Desde su óptica como coordinador de la Comisión de Energía de la CICR, considera que aquello limita la capacidad del país para responder al crecimiento de la demanda energética y adaptarse a los cambios tecnológicos del mercado.  

De aprobarse la reforma del modelo eléctrico, ¿esos problemas se resolverían? José Pablo Montoya sostiene que sí. 

“La aprobación de la Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional podría resolver estos problemas. En primer lugar, permitiría una apertura del mercado de generación, atrayendo nuevos actores que competirían en costo – eficiencia, lo que resultaría en tarifas más bajas para todos los consumidores”. 

La entrada de nuevos actores privados sería clave para fortalecer la seguridad energética del país. Siguiendo con el análisis del referente consultado, “si se permite que más actores participen en la generación, especialmente con tecnologías como solar, eólica, geotermia y biomasa, se diversifica la matriz y se reduce el riesgo de depender de una sola fuente o de un solo operador”. 

Por último, al establecer un marco normativo actualizado y coherente, se garantizaría una planificación integral con un operador del sistema independiente, técnico y neutral, mejorando la competitividad del país y atrayendo nuevas inversiones, especialmente en sectores estratégicos como manufactura avanzada, semiconductores e inteligencia artificial.

De esta manera, “el aumento de inversiones privadas en energías renovables es clave para mitigar estos riesgos”, subraya Montoya y detalla:

“En primer lugar, permitiría una mayor oferta de energía a precios competitivos, ya que los generadores privados competirían por ofrecer las mejores tarifas, beneficiando tanto a las industrias como a los consumidores residenciales y comerciales. 

En segundo lugar, incrementaría la diversificación de la matriz energética, reduciendo la dependencia absoluta de fuentes como la hidroeléctrica, que son vulnerables al cambio climático. 

Finalmente, fortalecería la seguridad energética, asegurando que el país cuente con capacidad suficiente para abastecer el crecimiento de la demanda y atraer nuevas industrias. Esto no solo garantizará energía accesible y estable, sino que también contribuirá a la descarbonización de la economía y a la creación de empleos de calidad”.

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Grupo EDF anuncia la integración de sus filiales bajo la nueva entidad EDF power solutions

La compañía estatal francesa de energía EDF anunció la integración de sus filiales que operan a escala internacional bajo la nueva entidad EDF power solutions.

Esta transformación es parte de un proceso de la empresa a nivel global, que busca combinar las actividades y el expertise de la División Internacional del Grupo EDF con las de EDF Renewables en los 25 países donde opera. El objetivo es aprovechar sinergias y fortalecer la capacidad del Grupo EDF para seguir colaborando con la transición energética y ofrecer a sus clientes soluciones energéticas integradas -que van desde el suministro de energía hasta la prestación de diversos servicios energéticos- a través de un portafolio diversificado.

Presente en Chile hace más de diez años, con esta integración el Grupo EDF consolida un portafolio, desarrollado junto a sus socios, de más de 1,4 GW de capacidad instalada. EDF power solutions Chile cuenta con un equipo multidisciplinario con experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos, el cual está enfocado en implementar la estrategia de crecimiento del Grupo EDF en el país.

“Es un honor asumir el liderazgo de EDF en Chile en un momento tan desafiante, pero al mismo tiempo tan lleno de oportunidades para el sector energético. La creación de EDF power solutions representa una decisión estratégica que nos permitirá seguir creciendo en el país a través de un portafolio integrado y una estrategia más robusta”, señaló Joan Leal, el CEO de EDF power solutions designado en Chile.

Sobre EDF power solution Chile

El Grupo EDF está presente en Chile desde el año 2014, y cuenta con una capacidad instalada de generación de más de 1.400 MW, lo que lo convierte en el quinto actor del sector generación más importantes del país. Cuenta con un portafolio diversificado de proyectos en desarrollo, que considera proyectos híbridos de generación renovable con almacenamiento, así como también proyectos de tecnologías innovadoras como el hidrógeno verde. (Ver anexo).

El modelo de negocios del Grupo EDF en Chile considera el desarrollo de proyectos en co-control con socios con expertise local. Actualmente, participa junto a AME en la propiedad de Generadora Metropolitana, a través de la cual opera la planta solar CEME 1 (las más grande del país) y las centrales térmicas Nueva Renca, Los Vientos y Santa Lidia.  Además, participa junto al Grupo Ibereólica Renovable de la propiedad del parque eólico Cabo Leones I y junto a AME de la planta fotovoltaica Santiago Solar.

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Petronas explorará nuevo bloque de Surinam

La petrolera estatal surinamesa Staatsolie firmó un acuerdo con Malasia Petroliam Nasional Berhad (Petronas) para perforar en el offshore de Surinam.
Según el documento, Petronas a través de su filial PSEPBV, adquirirá los derechos de exploración, desarrollo y producción en el Bloque 66, con una participación del 80%, mientras que Staatsolie tendrá un 20% a través de su filial POC.

Petronas se comprometió a perforar dos pozos de exploración situados en zonas prometedoras del bloque 66 durante la primera fase del periodo de exploración.

El Bloque 66 tiene aproximadamente 3.390 kilómetros cuadrados, está situado en aguas profundas de entre uno y dos kilómetros, se encuentra en la parte occidental de la Cuenca Guayanesa de Surinam y limita con el Bloque 52 al sur y con el Bloque 58 y 53 al oeste; donde se han realizado descubrimientos de petróleo y gas en los últimos años.
Petronas opera en Surinam en los Bloques 48, 52, 53, 63, 64 y 66 y ha realizado hasta ahora cuatro descubrimientos de petróleo y gas, de los cuales los descubrimientos en el Bloque 52 están siendo objeto de intensas investigaciones adicionales.

Tras este acuerdo, alrededor del 50% de la superficie marina de Surinam está ya bajo contrato.

Staatsolie alcanzó en marzo de 2024 un acuerdo con la empresa estadounidense ExxonMobil y Petronas para seguir explorando el gas descubierto en 2020 en el pozo de exploración Sloanea 1 en el bloque 52.

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Apertura del mercado de combustibles: empresas privadas empiezan a importar gas desde Bolivia para cubrir la demanda de generadoras eléctricas en el norte argentino

Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta, que en país comercializa la marca de combustibles Puma y opera la refinería de Bahía Blanca, empezó este lunes a importar gas natural desde Bolivia para revenderlo a generadoras eléctricas privadas en la Argentina, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas. Lo propio hizo Gas Meridional, una empresa comercializadora, que desde hace dos semanas también comenzó a traer gas desde el país del Altiplano para abastecer el consumo de gas de otra compañía generadora.

Es la primera vez en más de dos décadas que empresas privadas pueden importar gas desde Bolivia, una actividad que hasta el año pasado estaba en cabeza de la empresa estatal Enarsa. De hecho, tanto Trafigura como Gas Meridional acordaron con Enarsa el pago de una tarifa de transporte por utilizar el gasoducto Juana Azurduy, la única conexión disponible con capacidad para importar gas desde el país que preside Luis Arce.

Apertura

Las dos operatorias constituyen un caso testigo de la apertura del mercado eléctrico que pretende el gobierno de Javier Milei, que busca que las generadoras puedan comprar el combustible de forma independiente de Cammesa, la compañía administradora del despacho mayorista eléctrico, que desde 2006 controló al suministro de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales termoeléctricas.

El acuerdo que alcanzó Trafigura con YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, permitió que ayer se importaran 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) bajo la modalidad interrumpible. Gas Meridional también alcanzó un entendimiento bajo la modalidad interrumpible con YPFB para importar hasta 5 MMm3/día. En los últimos días se trajeron 1,1 MMm3/día del fluido. Fuentes al tanto de las operaciones indicaron a este medio que la oportunidad está en el abastecimiento de fluido para las centrales termoeléctricas que están conectadas al sistema troncal de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN).

«Trafigura busca arbitrar en el mercado entre la necesidad de un vendedor, en este caso YPFB, y las necesidades de los compradores, que son las generadoras eléctricas. Ahí está su valor. Hasta el año pasado, la importación de gas desde Bolivia la manejaba el Estado. A partir de ahora lo harán los privados en los términos que se negocien en cada caso», explicaron desde una empresa petrolera.

Transporte insuficiente

Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural previstos para el próximo invierno en las provincias del noroeste no podrán ser totalmente cubiertos por la producción local del hidrocarburo por falta de capacidad de transporte.

Un relevamiento realizado por este medio con las distribuidoras y transportistas que operan en la región arrojó que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste —en franca declinación desde hace más de 10 años— aporta menos de 3 MMm3/día del fluido, en tanto que el Gasoducto del Norte está en condiciones de suministrar otros 15 millones desde la zona centro del país.

Los volúmenes en el gasoducto podrían aumentar hasta los 19 MMm3/d si se terminan con las obras en las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero y Lumbreras, en Salta. Pero aún así, en los días de bajas temperaturas se prevé que falte oferta de gas para cubrir la demanda de grandes usuarios y generadoras térmicas, porque no no existe capacidad de transporte disponible para llevar gas hasta el norte de Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.

Más competencia

Los acuerdos de importación de Trafigura y Gas Meridional van en la dirección de la normalización del sistema eléctrico que impulsa el gobierno, que recién está dando sus primeros pasos. Se espera que se publique una batería de regulaciones en los próximos meses para profundizar esa apertura.

Hasta ahora la Secretaría de Energía publicó a comienzos de año la resolución 21/2025 que busca reintroducir la competencia en el mercado eléctrico. Uno de los puntos clave de esa apertura fue habilitar a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa.

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Apertura del mercado de combustibles: empresas privadas empiezan a importar gas desde Bolivia para cubrir la demanda de generadoras eléctricas en el norte argentino

Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta, que en país comercializa la marca de combustibles Puma y opera la refinería de Bahía Blanca, empezó este lunes a importar gas natural desde Bolivia para revenderlo a generadoras eléctricas privadas en la Argentina, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas. Lo propio hizo Gas Meridional, una empresa comercializadora, que desde hace dos semanas también comenzó a traer gas desde el país del Altiplano para abastecer el consumo de gas de otra compañía generadora.

Es la primera vez en más de dos décadas que empresas privadas pueden importar gas desde Bolivia, una actividad que hasta el año pasado estaba en cabeza de la empresa estatal Enarsa. De hecho, tanto Trafigura como Gas Meridional acordaron con Enarsa el pago de una tarifa de transporte por utilizar el gasoducto Juana Azurduy, la única conexión disponible con capacidad para importar gas desde el país que preside Luis Arce.

Apertura

Las dos operatorias constituyen un caso testigo de la apertura del mercado eléctrico que pretende el gobierno de Javier Milei, que busca que las generadoras puedan comprar el combustible de forma independiente de Cammesa, la compañía administradora del despacho mayorista eléctrico, que desde 2006 controló al suministro de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales termoeléctricas.

El acuerdo que alcanzó Trafigura con YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, permitió que ayer se importaran 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) bajo la modalidad interrumpible. Gas Meridional también alcanzó un entendimiento bajo la modalidad interrumpible con YPFB para importar hasta 5 MMm3/día. En los últimos días se trajeron 1,1 MMm3/día del fluido. Fuentes al tanto de las operaciones indicaron a este medio que la oportunidad está en el abastecimiento de fluido para las centrales termoeléctricas que están conectadas al sistema troncal de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN).

«Trafigura busca arbitrar en el mercado entre la necesidad de un vendedor, en este caso YPFB, y las necesidades de los compradores, que son las generadoras eléctricas. Ahí está su valor. Hasta el año pasado, la importación de gas desde Bolivia la manejaba el Estado. A partir de ahora lo harán los privados en los términos que se negocien en cada caso», explicaron desde una empresa petrolera.

Transporte insuficiente

Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural previstos para el próximo invierno en las provincias del noroeste no podrán ser totalmente cubiertos por la producción local del hidrocarburo por falta de capacidad de transporte.

Un relevamiento realizado por este medio con las distribuidoras y transportistas que operan en la región arrojó que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste —en franca declinación desde hace más de 10 años— aporta menos de 3 MMm3/día del fluido, en tanto que el Gasoducto del Norte está en condiciones de suministrar otros 15 millones desde la zona centro del país.

Los volúmenes en el gasoducto podrían aumentar hasta los 19 MMm3/d si se terminan con las obras en las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero y Lumbreras, en Salta. Pero aún así, en los días de bajas temperaturas se prevé que falte oferta de gas para cubrir la demanda de grandes usuarios y generadoras térmicas, porque no no existe capacidad de transporte disponible para llevar gas hasta el norte de Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.

Más competencia

Los acuerdos de importación de Trafigura y Gas Meridional van en la dirección de la normalización del sistema eléctrico que impulsa el gobierno, que recién está dando sus primeros pasos. Se espera que se publique una batería de regulaciones en los próximos meses para profundizar esa apertura.

Hasta ahora la Secretaría de Energía publicó a comienzos de año la resolución 21/2025 que busca reintroducir la competencia en el mercado eléctrico. Uno de los puntos clave de esa apertura fue habilitar a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa.

, Nicolás Deza

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Figueroa-Weretilneck : Ingresos hidrocarburíferos e infraestructura en las provincias

El gobernador de Neuquén, Rolando Figuera, afirmó que “La Provincia siempre tuvo reglas de juego claras para la industria del petróleo y el gas. Más allá de las diferencias políticas con gobiernos anteriores, nunca cambiamos las reglas de juego para las empresas. No podemos decir lo mismo de los gobiernos nacionales, que viven modificando el escenario y generando incertidumbre de acuerdo a quién le toque gobernar”.

Durante su participación en las Jornada EnergíaOn, organizadas por el diario Río Negro, el mandatario recordó que “hay más de 28 % de costo impositivo que lo recauda el Estado Nacional. Eso es un costo oculto, porque no lo vemos en beneficio de nuestra gente, en nuestras rutas”.

“A los municipios les reclaman por la tasa vial que cobran, pero eso se vuelca en al asfalto en las ciudades, mientras que las rutas nacionales están destruidas. No hay que cargar tanto sobre las provincias y municipios porque nos hemos puesto sobre nuestras espaldas gran parte de las responsabilidades que existen en este país”, afirmó.

Figueroa recordó que el Gobierno provincial está construyendo 600 kilómetros de rutas y destacó que “ahora la industria se ha puesto de acuerdo y está financiando gran parte de la Ruta 7 con fondos propios”, en referencia a la empresa YPF. Dijo que, en contrapartida, “muchas de las rutas nacionales que atraviesan nuestro territorio están en estado de abandono”.

“Vamos a pesar todos los camiones porque nos están destruyendo nuestras rutas, y vamos a cobrarle peaje a todos los que vengan de otras provincias. El neuquino no va a pagar y la empresa neuquina va a pagar menos. También tenemos que ver cómo proyectamos un tren, cómo podemos alivianar las rutas, cómo le podemos otorgar mayor seguridad a nuestra gente al transitar las rutas”, aseguró.

En este sentido, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recordó que junto con Neuquén “pedimos al Gobierno nacional la provincialización de las rutas, un contrato de operación y mantenimiento, o que el Estado nacional se haga cargo. Nos respondieron negativamente a los tres planteos, por eso estamos preparando una medida cautelar para que la Justicia Federal obligue a sentarse en una mesa al Estado nacional y resolver qué es lo que van a hacer con las rutas”.

Figueroa coincidió con su par rionegrino en que los Estados provinciales realizan muchas obras que también benefician a las empresas.

“Estamos haciendo nueve escuelas técnicas de 5.000 metros cuadrados cada una, que representan 14 millones de dólares de inversión. Eso, por supuesto fortalece todo un desarrollo que le viene muy bien a las empresas. ¿Por qué? Porque eso ayuda a contribuir a tener, no solo la capacidad instalada, sino paz social”. Y aseguró: “Acá los gobiernos terminamos haciendo muchas de esas obras que otorgan soluciones, lo que no ocurre en otros lugares del mundo”.

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Las ventas de la industria química y petroquímica registraron un incremento del 17 por ciento

El informe mensual elaborado por laCámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) indicó que durante abril de 2025 la producción del sector creció un 1% respecto al mes anterior, como resultado de incrementos planificados en los niveles de fabricación.

No obstante, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observaron caídas en todos los subsectores, con excepción de los productos básicos intermedios e inorgánicos. En el acumulado del año, los niveles de producción continúan reflejando una tendencia negativa.

En cuanto a las ventas locales, la reseña de la Cámara registró un incremento del 17% en comparación al mes de marzo 2025, impulsado por un mayor volumen de comercialización en casi todos los subsectores, salvo en finales termoplásticos y básicos orgánicos e inorgánicos. Sin embargo, frente al mismo mes de 2024, el crecimiento fue moderado, con una variación positiva del 4%. Por su parte, el acumulado del año muestra una caída del 15 por ciento.

Exportaciones

Respecto a las exportaciones, el informe señala una disminución del 2% en abril respecto al mes anterior de este año. Esta baja también se refleja en la comparación interanual, aunque el acumulado del primer cuatrimestre muestra una suba del 28%, destacando el esfuerzo de las empresas por sostener su inserción internacional pese a la volatilidad del contexto.

Por su parte, el informe realizado por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) señaló que durante abril de 2025 la producción creció un 3% respecto del mes anterior, registrando además una suba del 8% en la comparación interanual y del 4% en el acumulado del año. Las ventas locales mostraron un incremento mensual del 4%, aunque se observó una caída del 7% interanual y del 8% en el acumulado. En cuanto a las exportaciones, se registró una leve baja del 2% en abril respecto a marzo, pero con incrementos del 14% en términos interanuales y del 43% en el acumulado anual.

Balanza comercial

Durante abril de 2025, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 5,92% inferior al mismo mes del año anterior, con descenso del 3,15% en las importaciones, mientras que las exportaciones crecieron un 0,88%.

En cuanto al uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta registró que durante abril de 2025 tuvo un uso promedio del 43% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos.

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 abril 2025, fueron de 257 millones de dólares, acumulando un total de US$ 1.020.000.- millones en el primer cuatrimestre del año.

“El desempeño de abril confirma una leve recuperación en algunos indicadores, como producción y ventas locales, aunque los desafíos persisten en el frente interanual y en el sostenimiento del crecimiento exportador. Es clave que la tendencia de mayor consumo doméstico se consolide para potenciar la demanda y es clave para nuestro sector al ser `Industria de Industrias´ ”,destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno adjudicó la importación de otros 8 cargamentos de GNL y en lo que va del año ya suma 22

El gobierno licitó la semana pasada otros 8 cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para afrontar la mayor demanda del invierno. Fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que siete barcos se le adjudicaron a TotalEnergies y el restante a British Petroleum por un precio que se ubicó en torno a los 12 dólares por millón de BTU.

En el informe que elevó a la Cámara de Diputados en abril, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, informó que este año estaba previsto importar 29 barcos equivalentes a 1600 millones m3 de gas natural.

Respuesta brindada por Jefatura de Gabinete al Congreso en abril.

La estimación inicial era que esos cargamentos podrían demandar unos 740 millones de dólares, superando los 671 millones del año pasado cuando se importaron 28 cargamentos (inicialmente estaba previsto consumir 30, pero terminaron siendo dos menos).

Hasta el momento ya se llevan importados 22 cargamentos para la terminal de Escobar. En marzo se licitaron 6 cargamentos que fueron adjudicados a British Petroleum a un precio promedio de 13,66 dólares por millón de BTU. En abril se licitó un segundo cargamento de 8 barcos y todos volvieron a adjudicarse a British Petroleum por 11,47 dólares por millón de BTU en promedio.

La expectativa inicial era poder importar menos barcos durante 2025, pero las demoras en las obras de reversión del Gasoducto Norte terminaron modificando los planes. Esa reversión es necesaria para poder llevar el gas de Vaca Muerta al norte argentino.

, Fernando Krakowiak

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Petroquímica: YPF se asociará con una empresa de EEUU para reconvertir la refinería de San Lorenzo y exportar biocombustibles para aviones

Cada firma se quedará con el 50%, pero la operadora será la norteamericana según detalla el MoU que se anunciará en pocos días. YPF está cerca de firmar un acuerdo con una empresa de los Estados Unidos para reconvertir la refinería de San Lorenzo y, desde ahí, empezar a exportar biocombustibles para la industria de la aviación. En los próximos días o semanas se concretará un Memorándum de Entendimiento (MoU) que sentará las bases para esta inversión que apunta a reutilizar una planta que estaba prácticamente abandonada. El mercado al que se apunta es el del SAF (Sustainable Aviation Fuel) […]

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Petróleo: Comenzó en EFO un plan piloto para mejorar la extracción de hidrocarburos

Quintana Energy comenzó con los primeros ensayos de reinyección de gas seco en el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO) en la zona rural de Allen, con el objetivo de recuperar hidrocarburos líquidos y reactivar la producción en el área gasífera más importante de la provincia. Este ensayo forma parte de un ambicioso proyecto de recuperación de licuables que busca extender la vida útil del yacimiento mediante una técnica de inyección de gas al subsuelo, en un ciclo que alterna inyección y producción para optimizar los resultados. La iniciativa fue presentada por la empresa como parte del plan de inversiones que […]

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Empresas: Techint se suma al consorcio Vaca Muerta Sur

Aunque desde la propia empresa no lo confirman ni lo desmienten, es un hecho: el grupo Techint se sumará al consorcio de empresas Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), que en los próximos días firmará un proyecto de crédito sindicado por USD 1.700 millones con un grupo de bancos internacionales, en la mayor operación de crédito corporativo para obras energéticas en la Argentina en lo que va del siglo. La incorporación del grupo encabezado por Paolo Rocca a uno de los principales proyectos de inversión en infraestructura y potencial exportador de la Argentina involucra a dos de sus empresas: la petrolera […]

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Actualidad: El petróleo subió más de 10% tras el ataque de Israel a Irán y crece el temor por el estrecho de Ormuz

Los precios del crudo Brent y del WTI se dispararon tras el ataque aéreo lanzado por Israel. Analistas alertan sobre el riesgo de interrupción del suministro global si Irán responde cerrando el estrecho de Ormuz. El precio del petróleo subió más de 10% tras un ataque de Israel a Irán. Analistas temen un bloqueo del estrecho de Ormuz y una crisis global en el suministro. El conflicto entre Israel e Irán encendió las alarmas en los mercados. La madrugada del viernes, tras un ataque israelí que fue calificado como “preventivo”, los precios del petróleo registraron un salto superior al 10%. […]

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Infraestructura: Vaca Muerta impulsa obras por todo el país, cómo crece la construcción con el boom energético

Firmas como SACDE y Techint E&C anticipan más obras de infraestructura por el crecimiento de la industria hidrocarburífera y advierten que la minería podría competir por recursos industriales en los próximos años. El crecimiento de Vaca Muerta como polo energético comenzó a generar impactos directos sobre la cadena de valor de la construcción. En el evento Midstream & Gas Day 2025, organizado por EconoJournal, referentes de las empresas SACDE y Techint Ingeniería y Construcción analizaron el panorama actual y las perspectivas de expansión que abre el desarrollo del petróleo y el gas en la cuenca neuquina. Carlos Coletto, gerente de […]

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Política: Las «hermanas chicas» de Vaca Muerta se anotan para recibir el derrame

En el nuevo mapa económico de Neuquén, las localidades de Senillosa, Vista Alegre y El Chañar enfrentan el desafío de dar respuestas con escasos recursos al estrés del crecimiento. En el contexto del crecimiento exponencial de Vaca Muerta y su impacto sobre el entramado urbano y social de la región, tres localidades neuquinas, San Patricio del Chañar, Vista Alegre y Senillosa, enfrentan desafíos distintos pero complementarios. Aunque alejadas del epicentro operativo dominado por las hermanas más grandes: Neuquén capital, Centenario, Plottier y obviamente Añelo, las tres ciudades reciben presiones habitacionales, demandas de infraestructura y expectativas de desarrollo productivo. Los intendentes […]

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Infraestrucutura: San Antonio Oeste ratifica proyecto estratégico para el desarrollo de Vaca Muerta Sur

El Concejo Deliberante de San Antonio Oeste sancionó por unanimidad la Ordenanza N° 7504, que ratifica en todos sus términos el Decreto Municipal N°569/2025, declarando de interés público y estratégico el proyecto del consorcio VMOS S.A. para el desarrollo de Vaca Muerta Sur. La iniciativa, respaldada por todas las fuerzas políticas, promete impulsar la economía local y provincial con inversiones millonarias, generación de empleo y fortalecimiento de la infraestructura. Impacto Económico y Beneficios El proyecto contempla inversiones significativas: US$ 60 millones como aporte único al desarrollo territorial. US$ 40 millones anuales durante 13 años para aportes comunitarios. US$ 14 millones […]

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Empresas: Una planta producirá 2.000 viandas por día con destino a Vaca Muerta y el Alto Valle

Ya comenzaron los trabajos en el Parque Industrial de Centenario. El proyecto de Silvetti Arquitectos contempla una nave principal de 520 m2 y otra complementaria de 465 m2 en un emprendimiento en el que trabajarán 35 personas. Comenzaron los trabajos para construir en el Parque Industrial de Centenario una planta que producirá entre 1.500 y 2.000 viandas refrigeradas y envasadas al vacío por día. Con el impulso de Vaca Muerta como telón de fondo y Añelo y el Alto Valle como destino de una buena cantidad de esas viandas, la planta de Olivia Catering tendrá 35 empleados y reforzará el […]

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Informes: cuánto cuesta perforar un pozo y qué precio necesita el petróleo para ser rentable

Un reciente informe de la consultora Aleph Energy, elaborado por el especialista Daniel Dreizzen, arroja luz sobre esta cuestión con un enfoque técnico y económico preciso. En medio de un contexto global de transición energética, la gran apuesta de hidrocarburos argetinos es Vaca Muerta, la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo. Pero, detrás del boom de fracturas y récords de producción, surge una pregunta clave: ¿cuál es el verdadero costo de producir petróleo en Vaca Muerta y qué tan rentable es? Un reciente informe de la consultora Aleph Energy, elaborado por el especialista […]

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Actualidad: Tierra del Fuego en alerta por la caída de regalías de hidrocarburos

Al igual que otras provincias patagónicas, Tierra del Fuego enfrenta una compleja situación económica debido a la significativa caída de las regalías hidrocarburíferas y la coparticipación federal, generada por el bajo precio del petróleo y el atraso cambiario. La provincia de Tierra del Fuego se encuentra en un estado de alerta financiero, lidiando con un panorama económico similar al de otras provincias productoras de hidrocarburos. La caída del precio internacional del petróleo y el atraso cambiario están impactando directamente en las finanzas públicas, particularmente en lo que respecta a las regalías hidrocarburíferas y la coparticipación federal. En el caso específico […]

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Llega la 45° reunión anual de APLA

La Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) llevará adelante una nueva edición de su reunión anual en la que participarán los principales referentes de la industria química y petroquímica, quienes analizarán las oportunidades que ofrece el sector. La jornada tendrá lugar del 20 al 23 de octubre en Cancún, México.

“La jornada organizada por APLA se  ha consolidado a lo largo de cuatro décadas como un espacio clave para generar alianzas  estratégicas, desarrollar nuevos negocios, intercambiar conocimientos y profundizar el análisis de las tendencias globales que impactan a la cadena de valor”, destacaron desde la organización.

La edición 2025 se llevará a cabo en el exclusivo Grand Fiesta Americana Coral Beach, e  introduce una novedad que transformará por completo la experiencia de los participantes: la  modalidad All Inclusive.

¿Cómo funciona esta nueva modalidad?

El sistema propone paquetes integrados de Inscripción + Alojamiento All Inclusive en el hotel  sede, o bien Inscripción + Conference Pass, que simplifican la logística, optimizan la inversión y  brindan mayor agilidad y comodidad a cada asistente.

“Con todos los servicios incluidos, más y  mejores espacios disponibles y atención permanente, se potencia el networking y la organización  de reuniones estratégicas de manera ágil y efectiva”, remarcaron

Reunión anual

Desde la organización precisaron que el encuentro será el espacio ideal para generar alianzas estratégicas y encontrar nuevas  oportunidades de negocio.  También, para  expandir la red profesional en contacto directo con líderes y colegas del sector.  

La jornada reunirá un programa de conferencias con las principales tendencias y desafíos de la industria y gracias a esto y su programa de actividades sociales, culturales y deportivas se generará un espacio de networking.

Edición anterior

La edición anterior, realizada en 2024 en Cartagena, Colombia, contó con la participación de 928 asistentes de 325 empresas y 36 países, con una destacada presencia de perfiles directivos y gerenciales (60%), consolidando a la Reunión Anual de APLA como un encuentro estratégico para toda la cadena de valor industrial de la región.

Inscripción

La inscripción ya se encuentra abierta y toda la información está disponible en el sitio oficial del evento:

Email: reunionanual@apla.lat

, Redaccion EconoJournal

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PVBook: El catálogo digital refuerza la conexión entre líderes del sector solar

El crecimiento sostenido de las energías renovables posiciona al PVBook como una herramienta clave dentro del ecosistema solar. La plataforma ofrece a fabricantes, distribuidores e integradores un canal eficiente para acceder a especificaciones técnicas detalladas y consolidar su posicionamiento en un entorno competitivo, dinámico y cada vez más global.

El desarrollo del PVBook por parte de Strategic Energy Corp lo convierte en un catálogo digital de referencia en el sector fotovoltaico. La plataforma centraliza información técnica actualizada sobre módulos solares, inversores, baterías y trackers, facilitando comparaciones entre tecnologías y optimizando la toma de decisiones a lo largo de toda la cadena de valor. Su diseño intuitivo y adaptable, junto con su estructura multilingüe y orientada a distintas regiones, la transforma en una herramienta versátil tanto para grandes corporaciones como para compañías en expansión internacional.

La incorporación continua de nuevos actores al PVBook fortalece su propuesta de valor y amplía su alcance. La reciente adhesión de Sisener, grupo de empresas de ingeniería del sector energético y economía circular avalados por más de 25 años de expertise, aporta experiencia tecnológica y diversifica aún más la oferta disponible. Su integración consolida al PVBook como un punto de convergencia entre la innovación industrial y las demandas del mercado.

La red de empresas que confían en el PVBook crece con la llegada de Sisener, sumándose a un conjunto de referentes globales como Jinko Solar, Sungrow, Black & Veatch, APsystems, Gonvarri Solar Steel, GCL, Solstice Solar Power, Solis, Amara, S-5!, JA Solar, 8.2 Group, Huawei, Risen, Growatt, YPF Luz, Genneia, 360 Energy, RCT Power, PVH, Hellonext, Yingli Solar, Above, SAV Digital Power Technologies, ClouEss y Tecnovex.

La plataforma se posiciona como una vitrina técnica de alto valor agregado, donde las marcas pueden exhibir su portafolio de manera clara, estandarizada y fácilmente comparable. Este enfoque facilita la interacción entre proveedores y actores clave como EPCistas, ingenierías, distribuidores y desarrolladores, que requieren acceso ágil y confiable a datos técnicos precisos.

El panorama energético internacional refuerza la necesidad de soluciones digitales como el PVBook. Según IRENA, la capacidad instalada global de energía solar alcanzó los 1419 GW en 2023, reflejando un crecimiento interanual del 32,2 %, con Asia, Europa y América Latina como principales motores de esta expansión.

Las metas globales definidas en la COP28 —que proyectan triplicar la capacidad de energías renovables hasta alcanzar los 11 TW para 2030— demandan herramientas más sofisticadas para enfrentar los desafíos de esta transformación. En este contexto, contar con plataformas como el PVBook se vuelve decisivo: disponer de información técnica precisa, estandarizada y accesible en tiempo real puede definir el liderazgo o la obsolescencia en un sector altamente competitivo.

El valor diferencial del PVBook no se limita a su alcance o visibilidad, sino que reside en la solidez de su contenido técnico y en la confianza que genera como fuente de consulta permanente entre los profesionales del sector energético.

La consolidación del PVBook como actor estratégico en el ecosistema solar global responde a su capacidad de articular innovación tecnológica, marcas líderes y tomadores de decisión. Al integrar en un único espacio información fiable y actualizada, la plataforma no solo acompaña la transición energética, sino que lo hace desde una perspectiva colaborativa, eficiente y con visión global.

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Nuevo webinar gratuito: El jueves se presentarán soluciones para autoconsumo sin perforaciones en techos metálicos

El próximo jueves 19 de junio, el sector renovable de Latinoamérica tendrá una nueva cita con la innovación tecnológica, de la mano de la empresa S-5!, que llevará adelante un webinar gratuito en el que presentará sus soluciones de montaje fotovoltaico sin rieles y sin perforaciones para cubiertas metálicas.

La jornada, organizada junto a Energía Estratégica, se titula “Soluciones de montaje FV sin rieles para techos metálicos engrapados y trapezoidales en Sudamérica”, comenzará a 10 hs Colombia / 12 hs Argentina y estará destinada a instaladores, EPCistas y distribuidores solares de la región. 

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:
👉 https://forms.gle/QhD8Yvhc5XEaQGzY9

El webinar llega en un momento clave donde el autoconsumo solar en techos metálicos está cobrando un protagonismo creciente en LATAM. Cada vez más empresas, comercios e industrias reconocen el valor de aprovechar sus cubiertas para generar energía limpia y reducir su dependencia de la red eléctrica. 

Pero uno de los desafíos que aún persiste es cómo instalar paneles solares de forma segura, rentable y sin afectar la integridad estructural de los techos metálicos, que abundan en la arquitectura industrial y comercial de la región.

En este contexto, la compañía S-5!, reconocida internacionalmente por su experiencia en soluciones de montaje para paneles solares, está impulsando una propuesta innovadora que promete cambiar las reglas del juego. Se trata de sistemas de fijación sin rieles y sin perforaciones, diseñados específicamente para cubiertas metálicas. El objetivo es claro: facilitar instalaciones más rápidas, económicas y duraderas, sin comprometer la impermeabilidad ni la estructura de los techos.

Por lo que el webinar servirá de espacio de formación y contará con la exposición de Salvador Barba, sales manager para Latinoamérica de S-5!, quien ofrecerá un panorama completo sobre las ventajas de los sistemas sin rieles y sin perforaciones. 

Durante la sesión, se detallará cómo estas soluciones permiten reducir notablemente el uso de materiales y mano de obra, generando ahorros importantes en tiempo y recursos. Además, se hará foco en las mejores prácticas para instalar paneles sobre cubiertas metálicas de manera segura, evitando filtraciones o daños que puedan comprometer la durabilidad de la instalación.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:
👉 https://forms.gle/QhD8Yvhc5XEaQGzY9

Uno de los ejes centrales del evento será la presentación de fijaciones mecánicas específicas para techos engargolados, que permiten una sujeción firme sin necesidad de perforar. Esta técnica no solo simplifica el montaje, sino que también incrementa la seguridad estructural del sistema y reduce los costos de mantenimiento a largo plazo. Además, se explicarán soluciones adaptadas para techos trapezoidales y curvos —también conocidos como arcotechos—, muy comunes en instalaciones industriales y logísticas. 

Pero la propuesta de S-5! no se limita al montaje estructural. También se abordarán aspectos eléctricos clave, como la organización del cableado, la integración de microinversores y optimizadores, y la forma en que estos elementos se adaptan a estructuras sin rieles. El objetivo es asegurar una instalación limpia, segura y fácil de mantener, que maximice la eficiencia energética y reduzca los riesgos de fallos o accidentes.

Como parte del valor práctico de la jornada, se compartirán casos reales de instalaciones realizadas en Argentina utilizando estas soluciones, a fin de que los participantes puedan apreciar los beneficios tangibles en términos de eficiencia, tiempo de instalación y rendimiento general. 

El webinar gratuito del 19 de junio, organizado entre S-5! y Energía Estratégica se presenta como una oportunidad imperdible para actualizar conocimientos, intercambiar experiencias y descubrir herramientas que simplifican y optimizan el camino hacia la generación distribuida. ¡No se pierda la oportunidad de participar!

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:
👉 https://forms.gle/QhD8Yvhc5XEaQGzY9

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Mujeres promueven la sostenibilidad de la minería en el Perú: más certificados renovables y enfoque social

“Me dijeron que si bajaba a una mina subterránea iba a acabar con la veta. Así de sencillo, solo por ser mujer”, recuerda Adriana Aurazo, vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM). Con esa frase, resume cómo los sesgos tradicionales han sido uno de los desafíos más grandes para la participación femenina en la minería peruana.

Pero el escenario está cambiando. El pasado 15 de junio, Día Internacional de la Mujer en la Minería, no pasó desapercibido. Aunque la industria aún es mayoritariamente masculina, las mujeres van ganando terreno no solo en cargos administrativos, sino también en áreas operativas y de liderazgo que se celebran. Aurazo asegura que actualmente en el mercado peruano las mujeres son “muy bienvenidas a la mina” y que ya no están allí solo de paso: “sino para quedarse y convivir con todos los equipos”.

En ese sentido, Adriana Aurazo es reconocida como una de las grandes promotoras de la equidad y sostenibilidad en la minería peruana. Y no es la única. Entre otras profesionales comprometidas con esto se puede mencionar a Julia Torreblanca Marmanillo, actual presidenta de la SNMPE y VP de Asuntos Corporativos de Cerro Verde; Eva Arias, Past President de la SNMPE y Presidenta de Compañía Minera Poderosa; Jimena Sologuren presidenta de PERUMIN 37; Graciela Arrieta, Past President y Fundadora de Women in Mining Perú, entre otras mujeres destacadas.

Este crecimiento de la participación femenina en el sector ocurre en paralelo a otro cambio estructural: la transición energética. La industria minera busca consolidar su estrategia ambiental y, en ese camino, los contratos verdes para cubrir parte de su suministro energético están ganando protagonismo.

Ahora bien, Aurazo observa un gran pendiente: “Faltaría que estos certificados de energías renovables que dan las empresas de suministro energético puedan también tener un respaldo en pequeña escala”. 

Las mineras se encuentran entre las empresas con mayor proyección de ser off-taker para las energías renovables en el Perú a largo plazo. Esto representa no solo una oportunidad ambiental, sino también una forma concreta de generar valor económico ahorrando compra de combustible para generación eléctrica en sitio. 

En los últimos 19 años, el Perú ha crecido en 160% la producción de cobre y países vecinos como Chile crecieron 0%. ¿Dónde está el éxito?: ¡en la energía! Al 2025, necesitaremos duplicar la producción de cobre por la transición energética. ¡Sigamos en ese camino!”, añadió la vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM).

La participación de las mujeres en la minería también representa un aporte clave en la construcción de relaciones con las comunidades. Adriana Aurazo destaca que esta presencia es especialmente valiosa en las etapas iniciales de los proyectos, cuando se establecen los primeros vínculos y se define la aceptación social. 

“En la exploración minera ya tenemos 12% de participación femenina total. Entonces estamos hablando de un excelente número para, desde el punto de partida, fomentar la empatía con la comunidad”, manifiesta. Ese enfoque y sensibilidad social se traduce también en acciones concretas por parte del sector, como la provisión de infraestructura eléctrica crítica en zonas rurales. 

Algunas compañías mineras, en coordinación con autoridades locales y organismos multilaterales, han comenzado a impulsar proyectos de electrificación con fuentes renovables para beneficiar directamente a las comunidades cercanas a sus operaciones. Estas iniciativas no solo mejoran la calidad de vida de la población, sino que refuerzan el rol de la minería como agente de desarrollo sostenible en el territorio.

Aurazo considera que el sector debe ir en ese camino transformándose desde la educación técnica. “Tenemos que tener un sector minero más atractivo para las mujeres, no solamente para operadoras sino también para carreras técnicas y para seguir carreras STEM”, plantea.

Un estudio del PNUD y Women in Mining del 2022 destaca que sólo 30% de los egresados de carreras vinculadas a minería son mujeres, lo que reduce significativamente su potencial de inserción laboral en el sector. 

Consultada sobre el papel de la mujer en el avance hacia una minería más sostenible, Aurazo no duda en resaltar su importancia para impulsar un negocio de triple impacto: social, ambiental y económico. 

Aunque relativiza la importancia de las métricas, subraya: “hay estudios de Harvard y de Wood Mackenzie que te dicen que tener mujeres en equipos de liderazgo hace que tengas incluso menos emisiones de carbono y mayor productividad”.

Ahora bien, Aurazo destaca también que “el talento no tiene género”, por lo que lo fundamental no es la cuota, sino la convicción e inclusión: “yo siempre digo: a más diversidad, mejor minería”.

Aunque todavía hay mucho camino por recorrer, los pasos dados por ejecutivas como Aurazo y muchas otras empiezan a marcar un cambio de paradigma. El liderazgo inclusivo, la sostenibilidad y la mirada de triple impacto son cada vez más centrales en la agenda del sector.

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La estrategia de Parque Eólico Arauco para duplicar su potencia y la advertencia de Parmigiani sobre el sistema eléctrico

La inauguración comenzó en la fría mañana del miércoles 12 de junio pero bajo el intenso sol riojano que iluminaba el extensísimo predio del Parque Eólico Arauco. Allí, empleados, autoridades provinciales y directivos de la empresa se reunieron para celebrar la inauguración formal del Parque Eólico Arauco III (PEA III), con el tradicional corte de cinta que formalizó el cierre de su montaje.

En el predio, donde ya operan más de 100 aerogeneradores de distintas tecnologías, se destacaron los equipos inaugurados en este PEA III: 28 Siemens Gamesa SG 3.4-132 de 3,55 MW cada uno, que llevan al complejo a 250 MW de potencia eólica instalada, el mayor del norte argentino.

El acto reunió al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, al presidente de Parque Eólico Arauco, Ariel Parmigiani, al secretario de Energía de la provincia, Alfredo Pedrali, entre otras autoridades. Debajo del escenario a todos los empleados de la empresa, quienes celebraron la finalización de esa mega obra, sin que haya sumado ningún accidente laboral.

Finalizada la inauguración, Emmanuel Rejal, Director de la compañía, invitó a Energía Estratégica a recorrer las instalaciones eléctricas, quien brindó detalles técnicos del sistema de inyección al SADI, antes de trasladarse al centro educativo Winti, espacio dentro del complejo donde Parmigiani accedió a una entrevista exclusiva con este medio. Cabe destacar que Winti, diseñado para visitas escolares, permite a los estudiantes conocer mediante juegos y actividades didácticas cómo funciona la generación eólica, buscando inspirar vocaciones desde edades tempranas.

Durante la charla, Parmigiani reveló los próximos pasos de la compañía, que se trae entre manos una fuerte ampliación del proyecto para los próximos años, donde no sólo se evalúa la conexión de energía solar fotovoltaica dentro del extenso predio eólico sino también la incorporación de almacenamiento con baterías. Además, el ejecutivo analizó los desafíos de la hibridación, la financiación, la regulación y el transporte eléctrico argentino.

Energía Estratégica (EE): El gobernador anunció durante el acto la inminente construcción del primer parque solar. ¿En qué situación está el proyecto?

Ariel Parmigiani (AP): Se trata de Arauco Solar 1, un parque de 64 MW pico, 54 MW en alterna. El contrato ya está firmado bajo el mismo decreto que habilitó el PEA III (Decreto 476/2019). Inicialmente pensábamos arrancar en 2023, pero la crisis de importaciones nos obligó a frenar la obra, rescindir contratos y reordenar todo el esquema.

Hoy, con la mejora de los precios de CAPEX y la apertura de importaciones, el escenario cambió. La idea es iniciar la obra en julio y alcanzar el COD (comienzo de operación comercial) en abril del año próximo.

EE: ¿Los contratos de compra de este primer parque solar ya están cerrados?

AP: Sí, está todo cotizado y en proceso de firma con los proveedores de trackers, inversores y paneles. Las negociaciones llevan varias semanas y venimos estudiando otros parques solares del NOA para incorporar aprendizajes de las experiencias en construcción y operación.

Parmigiani durante el acto de inauguración de PEA III

EE: ¿Cómo se insertará este parque solar dentro del layout actual de los aerogeneradores?

AP: Este primer parque solar ocupará solo 100 hectáreas dentro de las 17.000 hectáreas que tiene Parque Arauco. Incluso sumando los 250 MW eólicos actuales y los 50 (MW) solares iniciales, queda un enorme potencial para continuar hibridando. Técnicamente, es un predio que podría escalar a niveles de gigavatios, tanto en solar como en eólico.

EE: ¿Cuál es la estrategia de hibridar el parque eólico con energía fotovoltaica?

AP: La idea es avanzar hacia una renovable de base, aprovechando la complementariedad horaria entre eólica y solar. Hoy, combinando los parques actuales podríamos alcanzar factores de capacidad de 71% o 72%, algo inédito para una planta renovable.

EE: ¿Qué otros proyectos están en carpeta?

AP: Además de los 250 MW ya operativos y el primer solar en construcción, tenemos planificados: un cuarto parque eólico (PEA IV) de 100 MW adicionales; y tres proyectos solares más, totalizando otros 200 MW.

EE: ¿Se necesitarían nuevas líneas de transmisión para esa capacidad?

AP: No. Esa es la gran ventaja técnica del híbrido. Nuestros parques eólicos despachan principalmente desde las 15:00 hasta las 6:00. Durante el día, cuando opera el solar, la capacidad de transporte queda libre. Las potencias de la línea con la que ya contamos no se suman, se complementan. Actualmente tenemos capacidad de inyectar al sistema con nuestra línea 500 MW de energía neta.

EE: ¿Cómo se encuentra el factor ‘financiamiento’ para avanzar en los próximos proyectos?

AP: Todo el PEA III se hizo con recursos propios, reinvirtiendo los fondos tras la desinversión de PEA II (fue vendido a Pampa Energía en 171 millones de dólares, generando la mayor inversión privada de la Provincia de La Rioja).

Para Arauco Solar 1 ya emitimos un bono verde local en 2023, y los fondos están asegurados. Para PEA IV, el eólico de 100 MW, estamos buscando financiamiento internacional. Vemos interés y confiamos que podamos cerrar el contrato antes de fin de año.

EE: ¿Y han adjudicado un proyecto solar para el mercado entre privados, MATER?

AP: Sí, el segundo solar: Arauco II, adjudicado en el MATER, de 60 MW. Está suspendido administrativamente por problemas de importación de equipos. Hace un año que esperamos que la Secretaría de Energía defina la normativa para poder reprogramarlo. Si se resuelve rápido, podría construirse y entrar en operaciones antes del invierno próximo (2026).

EE: ¿En operaciones antes de julio? ¿O sea, puede haber un segundo proyecto fotovoltaico operativo el año que viene?

AP: Dos parques solares. Exacto. De 50 MW cada uno.

EE: ¿Se puede conocer el precio de venta de los contratos adjudicados bajo el Decreto 476?

AP: Sí. El precio es transparente y público. Camesa lo determina en base a las adjudicaciones del RenovAr, es un precio ponderado por tecnología, por región, de los parques que están en operación comercial. Se pondera por potencia y se determinó el precio.

El contrato del PEA III se firmó a 67,18 dólares por MWh. El precio fue determinado por CAMESA, tomando un promedio ponderado por tecnología y región, basado en los proyectos que efectivamente están en operación comercial. El precio solar, en tanto, está fijado en 55 dólares por MWh.

EE: ¿Y están analizando incorporar almacenamiento con baterías?

AP: Sin duda. Almacenaje combinado permitiría alcanzar factores cercanos al 100% de capacidad firme. Hemos estudiado tanto baterías como pilas gravitacionales, tecnologías que ya operan en Suiza, España o Australia desde hace décadas. Son mecanismos que darían enorme estabilidad al sistema, pero requieren definiciones regulatorias y precios diferenciados según horario.

EE: ¿Qué posición tienen frente a la situación actual del sistema eléctrico argentino?

AP: El sistema necesita que los renovables también ofrezcamos soluciones. Las renovables generan distorsiones si no están bien gestionadas. Hibridar, almacenar, diversificar tecnologías, son formas de minimizar esos impactos. Pero hace falta avanzar en regulaciones que incentiven esa sofisticación.

Presentamos tres proyectos de ampliación de transporte durante la licitación RenMDI 2023, conectando La Rioja con San Juan, San Luis y Catamarca, lo que hubiese liberado cerca de 1 GW de capacidad nueva para renovables. Lamentablemente, el cambio de gobierno frenó esos procesos. La Rioja hoy sólo tiene una conexión de alta tensión. El sistema debería ser mucho más interconectado, incluso pensando en futuras exportaciones hacia Chile.

EE: ¿Qué representa hoy Parque Arauco para el sistema energético provincial?

AP: Con los 250 MW actuales, y sumando el nuevo parque solar, podríamos abastecer el 100% del consumo residencial de La Rioja. La provincia tiene una de las mejores redes eléctricas del país, resultado de una política estatal sostenida. Somos 400 mil habitantes y consumimos 1.700 GWh anuales, incluso por encima de provincias más pobladas.

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Solis cierra SNEC 2025 con un mensaje claro: La sostenibilidad y la energía inteligente van de la mano

Al concluir la edición 2025 de la Exposición Internacional de Energía Solar & Energía Inteligente (SNEC), Solis dejó en claro cuál es su rumbo hacia el futuro: tecnología más inteligente, alianzas más sólidas y un compromiso más profundo con la sostenibilidad.

Este evento marcó un hito significativo para la compañía, que no solo celebró 20 años en la industria solar, sino que también presentó algunos de los avances más importantes en su trayectoria.

Protagonista del evento: Inversor Híbrido 4 en 1 de 125kW

En el centro de atención estuvo la serie S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H, que hizo su debut oficial en China. Diseñado para aplicaciones comerciales e industriales, este inversor híbrido 4 en 1 integra en un solo equipo la gestión de energía solar (PV), batería, red eléctrica y generador diésel (genset), ofreciendo una solución integral para maximizar la flexibilidad energética y el retorno de inversión.

Los asistentes pudieron experimentar de primera mano sus características destacadas, como:

  • Sobrecarga del 200% en PV y carga rápida de baterías de 200A, para una eficiencia superior en conexión a red.
  • Capacidad de sobrecarga del 160% y un tiempo de conmutación inferior a 10ms, ideal para operación fuera de la red sin interrupciones.
  • Soporte de conexión en paralelo de hasta 10 unidades, gracias al uso del gabinete de distribución de energía Solis Power Distribution Cabinet.

Un paso adelante en sostenibilidad

Solis también aprovechó la ocasión para reafirmar su compromiso con una operación empresarial responsable. Un momento clave fue la entrega oficial de las Declaraciones Ambientales de Producto (EPD) por parte de TÜV SÜD, certificando los inversores comerciales de 80 a 125kW de la compañía. Desarrolladas bajo estándares internacionales, las EPD brindan una visión completa del impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida: desde el abastecimiento de materiales hasta su disposición final.

Sandy Woodward, Gerente General de Solis Europa, recibió la certificación en el evento:

“En Europa, nuestros socios buscan cada vez más productos que no solo ofrezcan buen rendimiento, sino que también sean fabricados de manera responsable. Las EPD son una herramienta clave para demostrar ese compromiso. No se trata solo de cumplir un requisito; se trata de construir confianza.”

Esta acción se suma a lo presentado en el Informe ESG 2024 de la compañía, que detalla los avances en prioridades ambientales, sociales y de gobernanza. Además, refuerza la calificación ‘Committed’ otorgada por EcoVadis, que reconoce el desempeño sólido de Solis en ética, derechos laborales y compras sostenibles.

Energía solar más inteligente con SolisCloud AI

Durante la exposición también se presentó SolisCloud AI, la versión más avanzada hasta la fecha de la plataforma de monitoreo de Solis. Este sistema incorpora nuevas funcionalidades inteligentes como:

  • Respuesta dinámica a tarifas variables
  • Programación por horarios de uso (Time-of-Use)
  • Control automatizado del sistema

Estas innovaciones ayudan a los usuarios a obtener el máximo rendimiento por cada kilovatio. Todo forma parte de la misión más amplia de Solis: hacer la energía solar más simple, más inteligente y más sostenible, tanto en sistemas residenciales como en proyectos comerciales a gran escala.

Con el cierre de SNEC 2025, una cosa quedó clara: Solis no solo está listo para el futuro. Está ayudando a construirlo.

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Growatt presentó sus últimas innovaciones en energía solar y almacenamiento en SNEC 2025

Growatt presentó sus últimas innovaciones en energía solar y almacenamiento en la feria SNEC PV Power Expo 2025, celebrada en Shanghái del 11 al 13 de junio. La exposición mostró soluciones inteligentes y escalables para aplicaciones residenciales, comerciales, industriales (C&I) y sistemas solares de balcón, destacando el compromiso de Growatt con la independencia energética global. Entre los aspectos más destacados se incluyeron inversores híbridos de última generación, sistemas de almacenamiento plug-and-play y soluciones de alto rendimiento para plantas a gran escala.

Soluciones residenciales de energía solar y almacenamiento: más inteligentes, seguras y escalables

Reconocida como el segundo proveedor global de inversores residenciales, Growatt sigue marcando el estándar en energía inteligente para el hogar con soluciones más inteligentes, seguras y adaptables a las diferentes necesidades de los hogares.

Liderando la exposición residencial estuvo el NEXA 2000, un innovador sistema de almacenamiento de energía para balcones diseñado para hogares urbanos y espacios reducidos. Esta solución plug-and-play admite hasta 2600W de entrada fotovoltaica, 4 MPPT y 20A por string, lo que la hace ideal para módulos de alta potencia de 650W o más. Su diseño modular permite una capacidad de almacenamiento ampliable hasta 8kWh, ofreciendo máxima flexibilidad. Además, integra programación inteligente con IA, optimización de tarifas horarias (ToU) y modo fuera de red para respaldo durante cortes eléctricos.

Además, Growatt presentó una amplia gama de soluciones residenciales híbridas y fuera de red que permiten a los hogares lograr independencia energética:

SPM 3000–10000TL-HU: Inversor híbrido monofásico con clasificación IP65, rango de potencia de 3–10kW, función UPS con cambio en 10ms, compatibilidad con generadores diésel y soporte para hasta 6 unidades en paralelo.

SPE 3500–12000: Inversor monofásico (IP20) con capacidad de 3.5–12kW, doble entrada AC, control inteligente de cargas y hasta 9 unidades en paralelo.

SPF 3000–6000T HVM-G2: Inversor fuera de red con diseño basado en transformador, capacidad de carga pico 2x para aparatos con motor y salidas duales de carga.

WIT 4–15K-HU: Inversor híbrido trifásico (IP66) con salida desbalanceada al 100%, capacidad de sobrecarga del 200%, salidas duales y soporte para hasta 6 sistemas en paralelo.

Todos los productos residenciales se integran con las plataformas inteligentes de Growatt — ShinePhone, ShineServer y OSS — para ofrecer monitoreo en tiempo real, programación energética inteligente y diagnóstico remoto.

Soluciones para sectores comercial, industrial y utility: energía para todos los niveles

Clasificada entre los cinco principales proveedores globales de inversores comerciales, Growatt sigue fortaleciendo a EPCs, desarrolladores y empresas con soluciones energéticas inteligentes y escalables. En SNEC 2025, la compañía presentó una gama completa de innovaciones que abarca desde tejados comerciales hasta parques solares a gran escala.

Para aplicaciones comerciales e industriales (C&I), Growatt mostró inversores híbridos y en red de alto rendimiento:

WIT 30–100K-HU: Inversores híbridos trifásicos (380Vac) diseñados para sistemas de baterías de alto voltaje. Con hasta 2.0 de relación DC/AC, integración con generadores diésel, capacidad de arranque en negro y salida desbalanceada al 100%, estos inversores son ideales para aplicaciones como recorte de picos, desplazamiento de carga y respaldo de emergencia.

MAX 100–150KTL3-X2 LV: Solución robusta de baja tensión para sistemas C&I de mayor tamaño, con 8–10 MPPT, corriente por string de 22.5A, relación DC/AC del 150% y amplio rango de voltaje (180–1000V). Cuenta con protecciones avanzadas como SPD tipo II, diseño sin fusibles, recuperación PID y detección de arco eléctrico.

Desde techos comerciales hasta parques solares a gran escala, los productos avanzados de Growatt para los sectores C&I y utility brindan la eficiencia, flexibilidad e inteligencia necesarias para garantizar la viabilidad de los proyectos solares del futuro.

Impulsando la innovación junto a socios globales

Con más de una década de experiencia y presencia en más de 180 países, Growatt se ha consolidado como uno de los nombres más confiables en tecnología de inversores solares y almacenamiento de energía. La participación en SNEC 2025 no fue solo una vitrina de productos, sino una reafirmación de la misión de la marca: democratizar la energía limpia mediante soluciones accesibles y escalables.

“Estamos encantados de regresar a SNEC 2025 y conectar con nuestros socios globales”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Las innovaciones que presentamos este año, desde sistemas solares de balcón hasta almacenamiento híbrido comercial, están diseñadas para satisfacer las necesidades diversas y cambiantes de nuestros clientes en todo el mundo”. 

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Formación técnica y profesionalismo del sector solar: El compromiso de APsystems

APsystems dedica recursos importantes a la capacitación de instaladores y al fortalecimiento de la industria solar. En Latinoamérica ofrece entrenamientos en línea periódicos dirigidos a ingenieros profesionales.

Los cursos cubren en detalle la instalación y configuración de los microinversores APsystems, las unidades de comunicación (ECU), el software de monitoreo EMA y las unidades de almacenamiento (APstorage).

De esta forma, los instaladores adquieren el conocimiento para realizar puestas en marcha eficientes y seguras. Además, APsystems facilita instrucciones prácticas: por ejemplo, en su página web en la sección de FAQ, se recomienda instalar los microinversores siguiendo tutoriales en video y manuales de instalación disponibles online.

Este enfoque didáctico garantiza que el personal técnico comprenda cada paso, reduzca errores en obra y maximice la productividad durante la instalación. 

Webinars, certificaciones y recursos en español: APsystems realiza webinars frecuentes para entrenar a la comunidad de instaladores. Estos seminarios web están diseñados incluso para otorgar certificaciones de formación profesional, adaptando contenidos técnicos a audiencias latinoamericanas. Adicionalmente, la compañía pone a disposición una amplia librería de recursos técnicos en nuestro idioma: manuales de usuario, guías de compatibilidad de módulos, videos explicativos y aplicaciones como EMA Manager. Todos estos materiales buscan hacer accesible el conocimiento, permitiendo que los instaladores aprendan de manera contínua. Por ejemplo, cuentan con una calculadora de compatibilidad de módulos en línea que facilita determinar la cantidad de paneles óptima para cada microinversor, algo de gran ayuda durante la fase de diseño.

 Desarrollo de talento local en LATAM: Más allá de la formación inmediata, APsystems promueve el crecimiento del sector mediante programas de socio-instalador y alianzas educativas. Su programa global “Triple-E” de instaladores incentiva la excelencia técnica, reconocimiento y soporte para las empresas instaladoras. Este tipo de iniciativas, replicadas localmente, buscan crear comunidades de instaladores certificados, capaces de elevar el estándar de calidad en el mercado. Asimismo, APsystems participa en ferias regionales y colabora con asociaciones del sector incluidas universidades para llevar talleres prácticos y charlas especializadas. Todo esto contribuye a “empoderar” al profesional solar local, asegurando que se forma talento preparado y actualizado en la última tecnología de microinversores y monitoreo. En resumen, la compañía complementa su liderazgo tecnológico con un firme compromiso educativo que impulsa la profesionalización del ecosistema solar en México y Latinoamérica.

Ciberseguridad y monitoreo inteligente: el papel de monitoreo de APsystems

El papel de monitoreo de comunicaciones de APsystems (Energy Communication Unit, ECU) cumplen la función de pasar datos en las instalaciones solares con microinversores.

Por ejemplo, el ECU-R (modelo residencial, comercial) recopila los datos de rendimiento de cada microinversor y de cada módulo fotovoltaico y los transfiere en tiempo real a una base de datos en internet.

 Esta operación no requiere cableado adicional, ya que basta con un único cable de datos y alimentación. De forma similar, el ECU-C (modelo comercial) realiza el mismo proceso e incorpora funcionalidades avanzadas (monitorización trifásica, control de inyección cero, Wi-Fi integrado, etc.) . En conjunto, ECU-R y ECU-C actúan como el enlace digital entre los microinversores y el portal web/aplicación de monitoreo (EMA), permitiendo acceder instantáneamente al estado de la matriz solar desde cualquier dispositivo.

Beneficios del monitoreo en tiempo real: El monitoreo continuo que habilitan APsystems proporciona ventajas clave para instaladores y usuarios. A través del software de la plataforma EMA, cada microinversor y módulo se analiza individualmente, permitiendo ver el aporte energético de cada placa en vivo. 

La plataforma EMA detecta rápidamente cualquier problema del sistema, identifica con exactitud el módulo afectado y ofrece orientación precisa para su corrección. En la práctica, esto simplifica el mantenimiento: el instalador o dueño del sistema puede observar en segundos si una placa está produciendo por debajo de lo esperado y diagnosticar la causa.

Ciberseguridad en el sistema solar El uso del papel de monitoreo de APsystems conectado a internet hace imprescindible garantizar la seguridad de la red. Los dispositivos IoT en sistemas solares pueden ser vulnerables a ciberataques si no se protegen adecuadamente. El Departamento de Energía de EE.UU. advierte que los inversores y controladores conectados online “están en mayor riesgo” y deben ser capaces de prevenir, detectar y responder ante accesos no autorizados. En el caso de APsystems, esto implica emplear cifrado en las comunicaciones, realizar actualizaciones de firmware seguras y aconsejar buenas prácticas (p.ej. redes Wi-Fi protegidas) a los instaladores. Una implementación cuidadosa de la ciberseguridad complementa así el monitoreo inteligente, asegurando que los datos del sistema se transmitan de forma confidencial y que las operaciones remotas sean confiables.

Tendencias en el diseño de sistemas solares descentralizados:

En los nuevos diseños solares, los microinversores juegan un papel protagónico frente a optimizadores o inversores centrales. La principal ventaja técnica es que: el microinversor proporciona seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) individual por módulo, de modo que sombras o desalineaciones en un panel no afectan la producción de los demás. Además, los microinversores eliminan el alto voltaje de corriente continua en el techo, reduciendo el riesgo eléctrico durante instalación y mantenimiento. Otro beneficio es el monitoreo panel a panel: se dispone de datos granulares de cada módulo, lo que facilita detectar rápidamente cuál placa no rinde lo esperado. En conjunto, esto incrementa la eficiencia hasta en un 20% respecto a los diseños convencionales en cadena, donde la placa de menor rendimiento determina la salida de todo el string.

Resiliencia y escalabilidad en sistemas descentralizados: Al distribuir la conversión DC/AC en cada panel, se elimina el punto único de fallo que existe con un inversor central: sabemos que si un microinversor falla, solo deja de operar su panel asociado, mientras el resto del sistema sigue produciendo. Este modelo de arquitectura distribuida incrementa la tolerancia al fallo y la continuidad operativa. En términos de escalabilidad, los microinversores ofrecen una gran ventaja práctica: no existe un límite rígido de tamaño impuesto por un inversor principal. Es posible ir añadiendo nuevos paneles (con su respectivo microinversor) según crezcan las necesidades energéticas, sin preocuparse por la potencia nominal de un único inversor. De hecho, la flexibilidad modular permite diseños desde sistemas muy pequeños (una o dos placas) hasta grandes parques comerciales simplemente agregando unidades en paralelo. 

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YPF: los expendedores, la rentabilidad y la meritocracia

Los expendedores de combustibles nucleados en la CECHA mantuvieron el viernes (13/6) “una reunión con los directivos de YPF: Ignacio Millán y Maite de la Arena, a fin de abordar exclusivamente la problemática de rentabilidad en las estaciones de la red abanderada”, informó la entidad.

Y se describió que “en dicho contexto, se compartieron estudios sobre estructuras de costos, evolución de precios y demanda, entre otros puntos”.

“Las autoridades de la compañía manifestaron que la rentabilidad de la red deberá construirse sobre la base de tres pilares esenciales: eficiencia, meritocracia y equidad”, indicaron, sin dar mayores detalles al respecto.

Pero señalaron que “en dicho ámbito de dialogo, las partes quedaron en dar continuidad a las reuniones para el tratamiento del tema”.

CONSEJO DIRECTIVO DE CECHA

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Proyecto Andes: Directorio de YPF aprobó la venta de Manantiales Behr

El directorio de YPF aprobó el avance de una nueva ronda del Proyecto Andes para la cesión de 12 áreas convencionales, incluidos el bloque Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, en el cual la compañía YPF Luz desarrolló además un parque generador de energía eólica.

También los clusters Chachahuen y Malargüe, en la provincia de Mendoza, y clusters No Operados.

Además, YPF firmó el cierre y traspaso de la operación de los clusteres Neuquén Norte y Sur.

Por otra parte, el pasado 4 de junio se firmó la cesión de la participación de la compañía en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.

En el marco de este proceso, YPF ya transfirió 18 Bloques, otros 21 están en su etapa final de cesión, y otros 11 bloques en progreso, describió la energética de mayoría accionaria estatal.

La compañía señaló que “De esta manera se avanza con uno de los pilares estratégicos del Plan 4×4 que, mediante un manejo activo de su portfolio y la asignación eficiente de sus recursos, busca transformar a YPF en una empresa de shale de clase mundial”.

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Cómo edificar un proyecto exportador sin desatender la heterogeneidad de las cuencas productoras

Emilio Nadra, chief business officer de Compañía General de Combustibles, y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía, analizaron en el Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, las dificultades para compatibilizar el proyecto exportador con las particularidades de cada una de las cuencas productoras.

Nadra planteó que, para consolidar un proyecto exportador de gas, primero hay que ordenar el mercado interno, permitiendo que las cuencas compitan en condiciones equitativas, con precios más transparentes y contratos más flexibles. Para eso propuso salir gradualmente del esquema del Plan Gas, eliminando distorsiones como los cupos y el papel monopólico de CAMMESA, para liberar demanda insatisfecha y fortalecer la base productiva que sostendrá las exportaciones.

Por su parte, Arceo advirtió que no debe sobreestimarse una baja en el precio del gas tras la salida del Plan Gas, ya que factores como el alto costo de capital y la ventana de gas seco seguirán marcando el precio de largo plazo, por encima de los 3 dólares por millón de BTU. Aseguró que el desarrollo del gas asociado permitirá absorber estacionalidad y abastecer terminales de GNL, siempre que su precio sea competitivo. Por lo tanto, sugirió la necesidad de implementar un esquema flexible y mixto de abastecimiento que viabilice proyectos exportadores sin distorsionar precios internos.

–¿Cómo edificar un proyecto de exportación de gas y petróleo teniendo en cuenta la heterogeneidad del mercado interno? –preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

Emilio Nadra: –Uno de los focos en los que trataría de mirar esta dimensión de la heterogeneidad tiene que ver con el hecho de que Vaca Muerta es una parte muy relevante, pero no es todo. Incluso en el crudo, el parque de refinación local necesita crudos pesados que están en las cuencas maduras. Hay derechos de exportación que afectan indistintamente a los crudos que se exportan y a los crudos que se venden al mercado interno. En el gas es mucho más complejo porque la participación del gas en la matriz está por encima del 50%, pero se abastece desde múltiples cuencas con realidades distintas. Hay cuencas con producción y productividad crecientes y cuencas con producción y productividad decrecientes que abastecen los mismos mercados. Además, el diseño tarifario se hizo con criterio de netback como si hubiera gas en todas las cuencas y esa realidad hoy no existe. Eso también hay que replantearlo. El país también tiene gas asociado que tiene una formación de precios que no tiene nada que ver con el gas seco, pero hay una demanda con mucha estacionalidad que requiere tanto gas asociado como seco. Hay que lograr que las cuencas compitan, pero que el mercado esté abastecido con su estacionalidad.

–¿Lo que usted propone es que haya precios diferentes para distintas cuencas?

E.N.: –Si hay mercados van a competir y si una cuenca no puede acompañar la productividad cederá ese mercado a otras cuencas, pero eso requiere que la infraestructura se redireccione. Sin duda hay que mirar y desarrollar los mercados de exportación, pero hoy hay un mercado interno subabastecido. La región del litoral tiene 20 millones de m3 con demanda frustrada. ¿Cómo hay que readecuar los sistemas para ir a buscar esa demanda? Esa demanda debería ser la más conveniente para el sistema argentino. Hoy en la misma ruta entre Neuquén y Buenos Aires hay distintas tarifas de transporte.

–¿Cómo se empalma con el libre mercado desde un mercado que ha sido muy administrado por el Estado en los últimos años?

E.N.: –Lo primero que diría es que como punto de partida el Plan Gas jugó un papel muy importante en coordinación de expectativas, en abastecer la demanda, en acompañar la estacionalidad y en permitir contratos a plazos. Ahora vamos a un entorno más competitivo en el que las cuencas tendrán que competir. ¿Cómo van a competir? Tomando conciencia de esa heterogeneidad donde hay realidades distintas, capacidades de transporte distintas entre las cuencas, productividad y producción distinta entre las cuencas. El otro tema es cómo se va saliendo gradualmente del Plan Gas acompañando la competencia entre cuencas y productos, sin afectar los contratos que hoy existen, pero dando flexibilidad pareja. Los cupos de exportación son un corset del que hay que salir, del abastecimiento de CAMMESA hay que ir saliendo. Hay que ir permitiendo gradualmente que se contractualicen los privados. Hay pasos concretos para dar. En marzo salió una resolución que permitió a los generadores comprar. Ahora bien, si los precios pueden ajustar a la baja cuando hay excesos puntuales de oferta, también deberían ajustarse al alza cuando hay incremento de oferta. En ese caso, a diferencia de lo que decía Federico (Veller) me parecen relevantes dos medidas que se pueden tomar. Una medida sería que sea CAMMESA la que participe en la contratación de esos faltantes porque sino CAMMESA participa en una subasta con límite de precios con el 90% del Plan Gas y mientras tanto los generadores compran con un precio mucho más alto para sustituir gasoil. No se necesita hacerlo a través del margen de un generador, sino que haya competencia de gas para abastecer una demanda.

–Lo que está diciendo es que los costos no están debidamente transparentados porque lo que hizo el gobierno en marzo fue decirle a CAMMESA que del 100% del volumen contratado que tenía de gas, 75% está obligado a tomarlo y con el otro 25% hay que buscar un mecanismo de competencia. ¿Lo que dice es que, en el invierno, cuando falta gas, no se está visibilizando ese precio?

E.N.: –Sería deseable que esos costos sean transparentes para que las cuencas compitan. Incluso bajo el Plan Gas existe un 30% de la inyección para el segmento industrial como si los usuarios no tuvieran capacidad de contratarse. Con los excedentes actuales eso debería bajarse y permitir que la industria se contractualice.

–El Plan Gas fijó un precio de 3,5 dólares por millón de BTU y como ese precio fue definido por la intervención del Estado está instalada la idea de que si se abre el juego a la competencia ese precio va a bajar. Sin embargo, la escuchaba a Soledad Lysak (directora Gas Cono Sur de TotalEnergies) y ella decía que no sabía cuánto iba a bajar.

Nicolás Arceo: –Coincido bastante con Soledad. En general hay una visión en el mercado de que la salida del Plan Gas a lo largo de 2028 va a permitir una caída muy sustantiva en el valor del gas en el mercado local. Hay una visión compartida de que iríamos a un precio del gas por debajo de los 3 dólares por millón de BTU. Yo no veo un precio tan bajo en el mercado local. Es cierto que vas a tener un volumen de gas asociado muy significativo. Lo más relevante que pasó en el mercado de gas natural a lo largo del último año fue el desarrollo de La Calera, el primer yacimiento con un GOR (Gas‑Oil Ratio) en torno a los 3000 (NdR: scf/bbl,pies cúbicos estándar de gas por cada barril de petróleo producido), un yacimiento de petróleo con un volumen de gas asociado muy significativo. Si sumamos la producción de gas en black oil y volatile oil más las áreas con un GOR bajo en la ventana de wet gas hoy representan 20 millones de m3/día. Si la producción de shale oil, con la configuración actual por ventana, se va al millón de barriles, van a pasar a representar 40 millones de m3/día, pero si las áreas localizadas en wet gas con bajo GOR más el hub norte se desarrolla más fuerte, cambian los vectores de desarrollo de acá a fines de la década del 30, vamos a tener un volumen de gas asociado por encima de los 50 millones de m3/día. Hay un factor depresivo en el precio. Pero ahora voy hacia afuera. Estados Unidos tiene un GOR más alto que la Argentina, es cierto que tiene una participación de GNL muy fuerte, pero el Henry Hub en los Estados Unidos con un costo de capital infinitamente menor que en la Argentina está por encima de los 3 dólares por millón de BTU. ¿Qué es lo que quiero destacar? La ventana de dry gas (gas seco) va a seguir determinando el precio del Plan Gas más allá de los problemas estacionales en el mercado spot por el gas asociado. En la Argentina hay un costo de capital más alto que en los Estados Unidos y los proyectos de LNG que hay en cartera implicarían la necesidad de duplicar la producción de gas a lo largo de la próxima década para abastecer las terminales licuefactoras de exportación.

–Si se duplica la producción de gas, ¿no puede traccionar una baja del precio?  

N.A.: –No veo un precio por debajo de los 3 dólares por millón de BTU ni un precio del gas en la Argentina por debajo del precio del gas natural en el Golfo de México. Me parece que el riesgo para la industria es setear un precio esperado de acá a 2030 que no se va a terminar cumpliendo en términos de la política. Y no son lo mismo en términos de competitividad del sector industrial y de las tarifas residenciales 2 o 3 dólares por millón de BTU. Ahora bien, uno puede pensar los proyectos de LNG con caño dedicado como un ladrillo fijo, las empresas abastecen a lo largo de todo el año con el desarrollo de sus áreas en general localizadas por quienes son los actores en la ventana de dry gas, o en realidad lo que se puede pensar es que va a haber una parte de ese ladrillo que se va a abastecer de esa forma, pero que si buena parte de esos productores estacionalizan su producción de gas en la ventana de gas seco para tener el pico en invierno, en el verano van a poder contratar parte del gas asociado disponible en el mercado siempre que el precio de adquisición sea menor a su costo de desarrollo. ¿Qué quiero decir con esto? Falta mucho, pero uno podría pensar que las términales de LNG van a permitir desestacionalizar los excedentes de gas natural a lo largo del año, en términos del impacto que podría tener el gas asociado sobre los precios de verano con un volumen de arriba de 50 millones de m3/día.

E.N.: –Estoy muy de acuerdo con lo que plantea Nicolás. Creo que el producto de exportación plano que es deseable para buscar mercados y ser competitivos en lo que ofrecemos no dialoga bien con el tipo de estacionalidad que tenemos en el mercado interno. Aunque en este momento podamos poner como referencia los precios del Plan Gas como precios mínimos de exportación, la lógica es que con el tiempo los contratos se firmen libremente a los precios que las partes acuerden y puede pasar que haya demanda del mercado interno que pague más la exportación si el producto es distinto. Si tiene mucha estacionalidad, requiere más infraestructura y más esfuerzo en el upstream. No es el mismo producto un ladrillo plano que un producto con estacionalidad. Por supuesto, los grandes proyectos que van a dar volumen pueden permitir compensar parte de la estacionalidad de excedente de verano.

–Daniel Rideneler hablaba antes de todo el esfuerzo de inversión que va a requerir poder ofrecerle un producto en firme a Brasil y después ver si el precio da o no da en función de la estacionalidad que tiene Brasil. Ahora, si se piensa el sistema de transporte hacia abajo, si hay mucha concentración de gas en Vaca Muerta y parte de la exportación de GNL viene de Vaca Muerta y hay que revertir la declinación de Cuenca Austral, ¿qué se hace con la direccionalidad del gas que viene desde la Cuenca Austral si se cae la producción? ¿Cómo se hace para abastecer la zona sur?

N.A.: –En primer término, hay que decir que tenemos 255 TCF de recursos contingentes en Cuenca Neuquina, con lo cual sobra gas natural por 150 años. Tenemos gas para abastecer el norte, para abastecer las términales licuefactoras en el Golfo San Matías y tenemos potencialmente gas para ir revirtiendo el (Gasoducto General) San Martín para abastecer el norte de la Patagonia, en un futuro lejano.

–¿Más de 5 años?

N.A.: –Sí, hoy hay un volumen de Cuenca Austral que si las terminales licuefactoras en Golfo San Matías se abastecen con gasoducto dedicado no debería haber problemas de abastecimiento como mínimo hasta el 2030. Si se empieza a tener problemas de abastecimiento en Patagonia Norte porque el volumen de Cuenca Austral no te garantiza para abastecer toda Patagonia Sur y Patagonia Norte en algún momento comenzarás a revertir partes del San Martín.

, Redaccion EconoJournal

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

El precio del Brent se disparó tras el ataque de Israel a Irán

El precio del petróleo saltó más de un 10% este viernes luego de que Israel confirmara un ataque directo contra Irán, en lo que representa una nueva y peligrosa escalada en el conflicto de Medio Oriente.

El barril de Brent, la referencia internacional, alcanzó su valor más alto desde enero, impulsado por el temor a que una guerra abierta entre ambos países afecte el suministro de crudo en una de las zonas más sensibles del planeta en materia energética., dijeron desde The Guardian

Aunque los precios se moderaron un poco con el correr del día, el Brent seguía operando con una suba superior al 5%, alrededor de los 74,47 dólares el barril. Aun así, sigue más de un 10% por debajo del valor que tenía en esta misma época el año pasado, y lejos de los más de 100 dólares por barril que se vieron tras la invasión rusa a Ucrania en 2022.

El impacto no se limitó al mercado petrolero. Las bolsas en Asia y Europa cerraron en baja: el Nikkei japonés perdió un 0,9% y el FTSE 100 de Londres caía un 0,3% hacia el mediodía. En Estados Unidos, el Dow Jones arrancó la jornada con una baja del 1,5% y el S&P 500 retrocedía un 0,8%.

No obstante, los activos considerados “refugio” tuvieron una jornada positiva. El oro subió un 1,2% y alcanzó su precio más alto en casi dos meses: 3.423,30 dólares la onza. También se fortaleció el franco suizo.

Según Capital Economics, si Irán sufre ataques directos a sus instalaciones de producción y exportación de crudo, el Brent podría escalar rápidamente hasta los 80 o incluso 100 dólares por barril. Sin embargo, una suba así también impulsaría a otros países productores a aumentar la oferta, lo que limitaría el impacto a largo plazo, tanto en el precio como en la inflación global.

En un escenario extremo, Irán podría bloquear el Estrecho de Ormuz, una vía marítima crítica por donde pasa casi el 20% del petróleo mundial. Esa zona, que conecta el Golfo Pérsico con el Mar Arábigo, es custodiada de un lado por Irán y del otro por Omán y los Emiratos Árabes Unidos. A diario, decenas de buques petroleros cruzan por allí, transportando crudo y gas desde los principales productores de la región hacia el resto del mundo.

“Lo que estamos viendo ahora es una reacción inicial del mercado ante el riesgo. Pero en los próximos días, habrá que evaluar hasta dónde puede escalar esto”, advirtió Saul Kavonic, jefe de investigación energética de MST Financial.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Representantes de la industria y el gobierno de Brasil reclamaron un gas argentino a precio competitivo para avanzar con la integración

Argentina y Brasil firmaron en noviembre un memorando de entendimiento sobre integración gasífera y conformaron un grupo bilateral para viabilizar las exportaciones. Argentina quiere colocar parte de la producción de Vaca Muerta en el país vecino, pero por ahora se sabe poco sobre las condiciones que exigen del otro lado de la frontera. Para conocer la posición brasileña en primera persona, EconoJournal invitó al Midstream & Gas Day a la presidenta de TBG, Angélica Laureano; la directora ejecutiva del IBP, Sylvie D’Apote; el director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt; y el Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto.

Las múltiples aristas del debate pivotearon entre dos grandes ejes: la demanda brasileña de un gas a precio competitivo y las alternativas de suministro que maneja Brasil.

El contexto general esta marcado por la necesidad brasileña de garantizar su suministro frente al declive en la producción y exportación de gas de Bolivia. Es también el factor estructural que llevó a los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio «Lula» da Silva a rubricar en noviembre un memorando de entendimiento.

Gas a un precio competitivo

El memorando ordenó el mapa con las distintas rutas posibles para la llegada de más molécula argentina al Brasil. No obstante, los expositores invitados coincidieron en que esas opciones están atadas a la competitividad final del gas argentino frente a otras alternativas de suministro, como la producción doméstica o el acceso a gas natural licuado (GNL) global.

Angélica Laureano, presidenta de TBG, una de las principales compañías transportistas de gas en Brasil, subrayó que la oportunidad para la Argentina es con un gas a precio competitivo. «El volumen de Bolivia está disminuyendo en unos 2 o 3 millones de metros cúbicos diarios al año, así que estimamos que para 2030 no tendremos más. Nos alegra poder contar con el gas de Argentina, pero todo depende del precio que pueda alcanzar en Brasil», afirmó.

TBG opera el gasoducto Gasbol del lado brasileño. El ducto de 3150 km. de extensión tiene una capacidad de entrega nominal de 30 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) en la frontera con Brasil, pero Bolivia actualmente está mandando apenas 12 MMm3 diarios.

A su turno, la directora ejecutiva del Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP), Sylvie D’Apote, remarcó que el gas argentino deberá competir en precio con el GNL y demás alternativas. «Hay lugar para el gas argentino pero tendrá que luchar por su lugar en la matriz gasífera, no solo por el precio, sino también por otras características. Hoy es un gas interrumpible, un gas de oportunidad, pero mañana puede aportar flexibilidad a esta mezcla que tenemos», explicó.

Entre las alternativas también está la producción de gas asociado en las operaciones petroleras offshore en las aguas de presal, aunque actualmente la gran mayoría de esas moléculas son reinyectadas en los pozos para estimular la producción de crudo. Brasil técnicamente produce 130 millones de metros cúbicos de gas a diario, pero reinyecta 80 de esos millones.

D’Apote también señaló dos proyectos centralmente de gas offshore, Raia y Sergipe Aguas Profundas, que en conjunto tienen el potencial de añadir hasta 34 MMm3/d a la red brasileña entre 2028 y 2029.

Integración tarifaria regional

A la hora de desagregar los costos que componen el precio final del gas, los expositores brasileños puntualizaron en las tarifas de transporte. El director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt, dijo que el gobierno esta trabajando con la Argentina en la elaboración de un tratado que establezca reglas en materia tarifaria y operativa.

Weydt consideró que, desde el punto de vista brasileño, “el mayor desafío es la integración tarifaria, porque si lo analizamos ya estamos integrados, ya tenemos puntos de conexión, y realizamos inversiones, pero lo que impide esta multiplicación es entrar en este círculo virtuoso de la integración tarifaria”.

El desafío tarifario también es interno. El funcionario subrayó que están conversando con las principales transportistas en Brasil para revisar las tarifas de transporte y distribución, que juntas suponen un costo de cuatro dólares por cada millón de metros cúbicos del lado brasileño.

«Estamos discutiendo tarifas a corto plazo, tarifas de interconexión y tarifas de gas en tránsito, precisamente para facilitar este proceso. Tenemos un gran ejemplo: la propia integración europea«, dijo Weydt.

La demanda de gas en la industria

Por el lado de la demanda, los expositores remarcaron que la industria brasileña tiene una capacidad ociosa del orden del 40% a raíz de la disminución de los volúmenes desde Bolivia y consecuentemente precios del gas más caros. También se destacaron potenciales oportunidades en el largo plazo, como el abastecimiento de gas para la industria siderúrgica.

El Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto, explicó que la demanda firme de gas en Brasil no ha crecido en los últimos 15 años por una decisión política de privilegiar el abastecimiento de gas para la generación termoeléctrica, en perjuicio de otras demandas, como la industrial. «Los precios subieron y no hubo más oferta de contratos para que la industria en Brasil pueda continuar consumiendo gas en sus procesos», dijo.

La petrolera estatal Petrobras sigue siendo un actor dominante en el mercado, concentrando todavía el 75% de la comercialización de gas en Brasil y con perspectivas de crecimiento por su participación en nuevos proyectos. Sin embargo, Moreira Neto resaltó que la apertura del mercado a la competencia representa oportunidades para la Argentina en el corto y mediano plazo. Una es el suministro de GNL para terminales de regasificación e inclusive para proyectos de generación off grid.

En el largo plazo, la oferta argentina puede despertar nuevas demandas industriales. Una es el reemplazo del carbón por el gas en la industria siderúrgica para reducir las emisiones en la producción de acero.

«Vemos un potencial interesante para el contrato a largo plazo, hay demanda a ser desarrollada y hay espacio para contratar a largo plazo, especialmente en algunas industrias. Nosotros no vemos a Brasil llegando a una matriz de un 50% de gas, pero es posible crecer en ondas de crecimiento, especialmente en sectores como la siderurgia», dijo el consultor.

, Nicolás Deza

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La mirada latinoamericana llega al FES Iberia con propuestas colaborativas para mejorar la ejecución de renovables

En el marco del FES Iberia 2025, la participación de actores latinoamericanos no solo buscará abrir nuevas oportunidades comerciales, sino también compartir enfoques prácticos que pueden aportar valor en la ejecución de proyectos complejos. 

Una de las propuestas destacadas es la de Diprem Global, firma de servicios técnicos que llega al encuentro con la expectativa de acercar una mirada basada en la resolución ágil de problemas, la adaptabilidad cultural y la gestión integral de obras en territorios diversos.

“Nosotros estamos acostumbrados a resolver con lo que hay, y siempre pensando en varias soluciones posibles. Esa manera de trabajar puede ser útil en proyectos que necesitan respuesta inmediata”, manifiesta Ricardo Aguirre, Director de Operaciones de Iberia y LATAM de la compañía. 

En diálogo con Energía Estratégica España, el ejecutivo resalta que uno de los principales aportes desde la región es la gestión global de la cadena de suministros, aspecto que considera estratégico para la aceleración de cronogramas en un contexto europeo cada vez más exigente.

Con presencia operativa en México, Argentina, Colombia, Estados Unidos y Canadá, y recientemente con una empresa consolidada en España, Diprem busca expandirse también en Portugal e Italia

Entre sus principales fortalezas, la compañía destaca su conocimiento en gestión ambiental, permisos regulatorios y normativas locales, así como en formación de personal técnico en seguridad y prevención de riesgos

Diprem ya ha iniciado relaciones de colaboración con compañías como Engie y PSK. Su participación en el FES Iberia, que se celebrará el próximo 24 de junio en Madrid, apunta a seguir tendiendo puentes. 

“Este tipo de encuentros nos permiten dialogar directamente con empresas que toman decisiones. Ya lo vivimos en la edición anterior, y por eso volvemos”, asegura Aguirre.

Con más de 20 años de experiencia en América Latina, la empresa ha desarrollado herramientas de logística, permisos y seguridad operativa que considera adaptables a los desafíos actuales de Europa, especialmente en territorios como España, donde la tramitación varía según la comunidad autónoma. 

“Nos sentimos cómodos trabajando en escenarios diversos, porque en los países latinoamericanos cada provincia tiene su propia lógica y en España seguimos la misma línea para avanzar en cada comunidad autónoma”, explica.

Un eje particular que la firma ve como oportunidad de valor en Europa es el almacenamiento energético

“España tiene un desafío importante con el almacenamiento, que para nosotros en Latinoamérica hoy también es un desarrollo importante. Entonces ese apoyo que nosotros podemos dar con el conocimiento de la logística puede ser un punto importante para el desarrollo local”, expresa el directivo.

En ese sentido, Diprem considera clave fomentar modelos de producción y ensamblado local, especialmente en proyectos de almacenamiento, fotovoltaicos e híbridos. 

El FES Iberia 2025 se celebrará en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y convocará a más de 400 ejecutivos públicos y privados del sector energético

En esta edición, se abordarán de forma estratégica temas como almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energía solar y eólica, y modelos de financiamiento, con la presencia de líderes clave como Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de Acciona; Enrique Pedrosa, COO Europe & LATAM de Repsol Low Carbon Generation; y Carlos Píñar Celestino, Managing Director de Elmya, entre otros.

Asimismo, el encuentro contará con una mesa específica sobre Latinoamérica, donde se analizarán oportunidades regulatorias y estrategias de expansión con representantes como Víctor Hugo Ventura, Ministro de Energía de Guatemala; Edward Veras, Director de la Comisión Nacional de Energía de República Dominicana; Dimas Carranza, Gerente de Regulación de Energuate; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; y Ximena Castro Leal, Commercial Manager de Diprem.

El programa incluye paneles sobre el rol del almacenamiento como vector de resiliencia, la innovación constructiva en renovables, la visión de grandes actores ante el nuevo sistema energético europeo, y los desafíos de integración tecnológica. 

Entre los tópicos clave se discutirán los mecanismos de mercado, el desarrollo de subastas, la electrificación de la demanda, la eficiencia operativa, la canibalización de precios y la regulación del BESS.

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Expectativas en Perú por más de 10 GW eólicos en desarrollo

En la actualidad hay 1.021,3 MW de capacidad instalada en parques eólicos operativos en Perú. Pero esto no sería todo. Adicionalmente se identifican 10.010,9 MW de capacidad en desarrollo correspondiente a 45 proyectos con Estudios de Pre Operatividad aprobados por el COES.

En detalle, 3 proyectos son los más avanzados por ya contar con concesión definitiva para interconectar 620,3 MW. Pero hay otros 42 proyectos adicionales sin concesión por un total de 9.390,6 MW (ver detalle al pie).

Se trata de megaproyectos en su mayoría. Un 30% superan los 250 MW y la media general está en los 180 MW. Localizados en Ica (17), Lambayeque (13), Piura (8), Ancash (2), Arequipa (2), Cajamarca (2), y La Libertad (1).

Miguel Linares, profesional del sector energético renovable peruano, señaló que la elección de esta escala de proyectos obedece a mejoras tecnológicas y de condiciones del mercado. “Hace 10 años atrás, se desarrollaban proyectos de 50 MW u 80 MW. Hoy día, un proyecto en desarrollo no te baja menos de 250 MW”, indicó.

Según explicó, esta tendencia también responde a la buena disponibilidad de recursos renovables y a la capacidad que aún conserva el sistema de transmisión en ciertas regiones. “Actualmente no se ve curtailment, entonces es básicamente el reflejo del potencial que tiene el país”, sostuvo Linares.

Además, mencionó en entrevista con Energía Estratégica que las empresas desarrolladoras confían en el mercado y muchas optan por presentar los proyectos de gran escala en etapas. “En vez de presentar un solo proyecto de 500 MW, presentan dos o tres proyectos de 250 o 150”, comentó.

Expectativas de precios y dinámica comercial

Respecto a los valores de venta de energía, Linares indicó que actualmente las expectativas de los desarrolladores eólicos —y también solares— se ubican en un rango competitivo. “Yo diría que las expectativas están alrededor entre 45 y 50 dólares”, señaló.

Sin embargo, advirtió que, para viabilizar una cartera de más de 10 GW, se requiere no solo de capacidad técnica, sino también de una evolución comercial sostenida. “Básicamente, desde el punto de vista comercial, el tema de los PPA debe ir acompañado de un crecimiento económico del país”, afirmó.

“Si no hay crecimiento de demanda, si no hay necesidad de contratar por parte de un cliente como una minera grande o clientes con alta demanda de energía eléctrica, entonces simplemente va a ser muy complicado”, agregó. 

También destacó que, en contextos de baja demanda eléctrica, “se van a canibalizar entre los generadores que existen y los nuevos”.

¿Están preparadas las redes para nuevos proyectos?

Consultado sobre la posibilidad de que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) pueda absorber la totalidad de esta nueva generación eólica, Linares fue claro: “Lamentablemente, hoy por hoy, el sistema de transmisión del Perú no tiene la capacidad de recibir 10 GW”.

A su juicio, para alcanzar esa capacidad no sólo se necesitaría construir “muchas líneas de transmisión en distintos kV en paralelo”. Y agregó: “en resumen, hay dos maneras de que se pueda soportar esta capacidad: primero, construir intensivamente líneas de transmisión, que sería para mí oneroso; y lo siguiente es crecer simplemente la demanda, que toda esa generación nueva tenga un fin de consumo”.

Linares reconoció que sólo una parte de estos proyectos podría materializarse en el corto plazo: “En perspectiva de que esos 10.000 MW en los próximos cinco años, tal vez unos 2.000 MW sí podrían conectarse”.

El rol del almacenamiento y nuevas soluciones

Linares también analizó el papel que podrían jugar el almacenamiento y el hidrógeno verde en la integración de más energía eólica. “Técnicamente hablando son una solución perfecta para el tema de los curtailment”, afirmó.

No obstante, aclaró que hoy en día estas tecnologías aún enfrentan barreras económicas: “Lamentablemente, los sistemas de baterías BESS con litio o sodio, y el tema de hidrógeno verde aún son caras y podría complicar el financiamiento del proyecto”.

A mediano y largo plazo, confía en que estas soluciones sí permitirán una mayor eficiencia en la distribución energética del país que mantiene una posición expectante frente a aumentar su generación y almacenamiento. 

“Diría que actualmente el Perú tiene una gran oportunidad para avanzar en su transición energética, pero es clave que esa ambición vaya de la mano con mejoras en la infraestructura eléctrica, actualización tecnológica y un crecimiento sostenido de la demanda”, concluyó Miguel Linares.

Proyectos eólicos con EPO aprobados 

Ítem
Central Eólica (C.E.)
Potencia Instalada
(MW)
Empresa
Ubicación
Punto de Conexión
POC
Estado
1
JOSÉ QUIÑONES
151,80
INVENERGY PERU WIND S.R.L.
Lambayeque
S.E. Reque 220 kV
2025
Sin Concesión
2
LA ESPINOZA
474,60
SECHIN EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA S.A.
Piura
S.E La Niña 220 kV
2025
Sin Concesión
3
CERRO CHOCÁN
422,40
NORWIND S.A.C.
Piura
S.E. Piura Nueva 220kV
2025
Sin Concesión
4
HUASCAR
300,00
ZEUS ENERGIA S.A.C.
Piura
Futura S.E. Colán 220 kV
2025
Sin Concesión
5
GUARANGO
330,00
SL ENERGY S.A.C.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Cuenta con Concesión
6
SAMACA
168,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELECTRICA LAS
SALINAS S.A.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Sin Concesión
7
AMPLIACIÓN PUNTA
LOMITAS
192,20
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2025
Sin Concesión
8
COLORADO
180,00
GRENERY PERÚ S.A.C.
Ancash
Seccionamiento de las líneas en 220 kV L- 2215/L-2216 (Chimbote
1 – Paramonga Nueva)
2025
Sin Concesión
9
CICLÓN
404,00
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA CICLON
DEL NORTE S.A.C.
Lambayeque
Subestación Chiclayo Oeste 220 kV
2027
Sin Concesión
10
NAIRA I
19,80
GR HUAMBOS S.A.C.
Cajamarca
S.E. Duna Huambos
2025
Sin Concesión
11
ROSA
404,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ROSA
S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 500 kV
2026
Sin Concesión
12
QUERCUS
452,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
QUERCUS S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 500 kV
2028
Sin Concesión
13
VIENTOS DE MOCHICA
220,00
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA RIOLITA
S.A.C.
Lambayeque
S.E Lambayeque Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
14
CEFIRO
366,00
CEFIRO ENERGIA S.A.C.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
15
WINDICA
150,00
FENER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Sin Concesión
16
EMMA
72,00
GR BAYOVAR S.A.C
Piura
L-1137 La Niña- Bayovar
2025
Cuenta con Concesión
17
PILETAS
250,00
FÉNIX POWER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
18
VIOLETA EÓLICA
452,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
VIOLETA S.A.C.
Piura
Piura Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
19
ZAPOTE
163,80
ZAPOTE S.A.C.
Lambayeque
S.E. Felam 220 kV
2026
Sin Concesión
20
NORTEÑO
131,10
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Lambayeque
S.E. Reque
2025
Sin Concesión
21
CHERREPE
142,50
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Lambayeque
S.E. Guadalupe
2025
Sin Concesión
22
MÓRROPE
224,00
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
23
LOS VIENTOS
364,80
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Ica
Seccionamiento de la línea L-5032 Chilca – Poroma (500 kV)
2025
Sin Concesión
24
VIENTOS DE MEDIANÍA
222,60
EGE VIENTOS DE MEDIANÍA S.A.C.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2028
Sin Concesión
25
HUARMEY
180,00
ENERGÍA RENOVABLE DEL CENTRO S.A.
Ancash
S.E. Nueva Huarmey 220 kV
2025
Sin Concesión
26
IKA SUR
241,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
27
IKA NORTE
148,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
28
SALINAR SUR
148,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
29
SALINAR NORTE
117,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
30
BAYOVAR
250,80
FENIX POWER PERÚ S.A.
Piura
S.E. La Niña 500 kV
2027
Sin Concesión
31
NAIRA II
20,00
GR APARIC S.A.C.
Cajamarca
Futura barra en 34,5 kV de la S.E. Duna
Huambos
2026
Sin Concesión
32
ALGARROBO
180,60
KALLPA GENERACION S.A.
Lambayeque
Futura S.E. Ciclón 220 kV
2027
Sin Concesión
33
LA QUEBRADA II
112,10
ECORER S.A.C.
Ica
S.E. Cahuachi 220 kV
2027
Sin Concesión
34
NAYLAMP
237,60
FENIX POWER PERÚ S.A.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2027
Sin Concesión
35
LA LIBERTAD
403,20
ORYX POWER PERÚ S.A.C.
La Libertad
L.T. Trujillo Nueva – La Niña de 500 kV (L–5010)
2026
Sin Concesión
36
URANI
122,40
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2028
Sin Concesión
37
SARIRI
122,40
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2027
Sin Concesión
38
CARAVELÍ
218,30
IBEREÓLICA CARAVELI S.A.C.
Arequipa
S.E. Poroma 220 kV
2026
Cuenta con Concesión
39
VIENTOS DE NEGRITOS
153,00
CORDILLERA SOLAR I S.A.C.
Piura
S.E. Pariñas 220 kV
2028
Sin Concesión
40
SHOUGANG
300,00
SHOUGANG GENERACIÓN
ELÉCTRICA S.A.A.
Ica
S.E. Hierro 220 kV
2027
Sin Concesión
41
TAITA
61,60
ORYGEN PERU S.A.A.
Piura
L.T. 6654 Piura Oeste –
Paita de 60 kV
2027
Sin Concesión
42
VIENTOS DE MURRUP
202,50
CORDILLERA SOLAR II S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 220 kV
2028
Sin Concesión
43
TOROCCO
54
BOW POWER PERÚ S.R.L.
Ica
S.E. Tres Hermanas 220 kV
2027
Sin Concesión
44
TWISTER
129,6
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2028
Sin Concesión
45
PESCADORES
348
NAUPAC GENERACION RENOVABLE PERU
S.A.C.
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2027
Sin Concesión
TOTAL
10.010,90

 

FES Perú 

Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el mercado aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.

Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, los encuentros FES cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que puede participar su empresa.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com

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Grandes interrogantes en torno al futuro del autoconsumo solar en Panamá

La incertidumbre regulatoria en torno al autoconsumo solar fotovoltaico en Panamá despierta preocupación en el sector privado, que exige mayor transparencia en el proceso de revisión normativa. Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), alertan sobre la falta de acceso a los fundamentos técnicos detrás de las conclusiones de la consultoría contratada por la Autoridad de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP).

“Se nos tomó nota de las preguntas que nosotros hicimos ese día, sin embargo, la respuesta oficial del equipo consultor fue que muchos de los datos que ellos utilizaron para poder hacer las simulaciones pues no son de carácter público y de carácter que se puedan presentar”, manifiesta Jesús González, director ejecutivo de CAPES.

El Foro de Autoconsumo, realizado el 23 del mes pasado, marcó la presentación del tercer informe técnico sobre el porcentaje aceptable de penetración de energía limpia en la red panameña. Participaron más de 20 empresas del sector solar, además de los nueve miembros de la Junta Ejecutiva de CAPES. A este encuentro, la Cámara llevó un pliego de 10 preguntas técnicas que aún no han recibido respuesta suficiente, lo que motiva el reclamo de una evaluación clara y accesible.

Desde CAPES se cuestiona el enfoque mismo de la consultoría: ¿se orienta a limitar o a habilitar la integración de energía solar? También se busca saber si se están considerando criterios como la confiabilidad, los costos marginales, la estabilidad del sistema, o si hay otros factores. El gremio reclama que el estudio contemple la inclusión del almacenamiento energético, así como modelos de simulación con diferentes escenarios temporales y geográficos.

Durante el encuentro, los consultores presentaron distintos escenarios con tasas de penetración que iban del 3% al 5% de generación distribuida. No obstante, la conclusión fue que no debería existir un porcentaje límite para la penetración.

“Recomiendan ellos que no tenga un delimitante, sin embargo que lo que recomiendan es que se llegue al punto máximo que se tiene hoy día y que se evalúen las afectaciones”, explica González.

Actualmente, el país cuenta con 5.605 clientes con sistemas solares bajo el esquema de net metering, totalizando 158 megavatios instalados. Desde CAPES proponen una hoja de ruta con tres ejes prioritarios: una evaluación técnica transparente, la creación de una mesa técnica multidisciplinaria, y la ampliación del porcentaje aceptable de penetración solar.

El gremio insiste en que cualquier cambio regulatorio debe respetar las inversiones ya realizadas por más de 5.000 usuarios que apostaron por la energía solar bajo un marco legal claro.

“Queremos que se mantenga lo que ya venimos trabajando, que es el principio de confianza legítima, que se vea atentado y vulnerado si este impuesto al sol sucediera”, advierte el director ejecutivo de CAPES.

El gremio rechaza técnicamente cualquier propuesta que implique un gravamen directo o indirecto, como uno que podría propiciarse mediante un cambio a net billing. A juicio de la Cámara, tal medida sería incongruente con la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que busca promover el acceso equitativo, empoderar a los usuarios y descentralizar la matriz energética.

Además, advierten que esa penalización impactaría negativamente en el fomento del empleo verde, uno de los pilares de la estrategia nacional. Según estimaciones, se podrían generar más de 11.000 nuevos empleos en sectores técnicos y comerciales vinculados a la generación distribuida solar.

En una carta enviada por CAPES a la ASEP, con fecha del 6 de junio del 2025, también se destaca la ausencia de una justificación técnica y económica transparente en las medidas recomendadas por la consultora. Por lo que, no se ha presentado, hasta el momento, una evaluación pública que sustente la necesidad de modificar el régimen vigente.

El sector empresario quedará atento al lunes 30 de junio como fecha clave en la que la consultora presentará su informe final con recomendaciones del estudio y a partir del cual, debería abrirse una instancia de consulta pública por parte de la Autoridad para convocar a los distintos agentes del mercado a realizar sus aportaciones.

Desde la Cámara reiteran su compromiso con un desarrollo ordenado, legal y sostenible del sector eléctrico, y llaman a la ASEP a reconsiderar cualquier medida que atente contra el crecimiento de la generación distribuida. De allí, reiteran la necesidad de la apertura de una mesa técnica permanente para evaluar reformas regulatorias que garanticen competitividad, sostenibilidad y participación ciudadana en el sistema energético nacional.

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Enel pide con urgencia una reforma a la distribución eléctrica en Chile

La distribución eléctrica en Chile atraviesa un punto de inflexión. Para Francisco Messen, gerente de Operaciones de Enel Distribución, la legislación vigente ha quedado obsoleta y representa un obstáculo para los desafíos actuales del sistema eléctrico nacional. 

Es por ello que la empresa solicita una reforma urgente al marco regulatorio con el fin de robustecer la red, dotarla de mayor tecnología y prepararla ante fenómenos climáticos extremos.

“La ley está pensada más para llegar al suministro con el mínimo costo al cliente, hecho que se entiende porque se busca electrificar, pero actualmente también hay muchos elementos que permiten tener una red mucho más robusta, resiliente, más tecnológica y más respaldada”, manifestó Messen durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.  

En este sentido, Enel considera fundamental reformar la normativa para garantizar un suministro confiable, seguro y alineado con las metas de descarbonización al 2050.

La urgencia técnica colisiona con la parálisis política. El marco regulatorio actual no ha experimentado cambios estructurales en casi 40 años, lo que genera fricciones evidentes con la política energética nacional.

Si bien en octubre de 2024, el ministro de Energía, Diego Pardow, prometió ingresar una reforma integral al Congreso antes del primer trimestre del 2025, anticipando una “ventana de oportunidad” antes del proceso electoral, el proyecto aún no fue ingresado, y las elecciones parlamentarias y presidenciales de noviembre próximo podrían obstaculizar el avance legislativo.

Bajo ese panorama, desde Enel subrayan que, más allá de la urgencia regulatoria, hay aspectos técnicos que deben abordarse sin dilación. 

“No es descartable el soterramiento en algunos escenarios complejos”, indicó Messen, haciendo alusión a zonas densamente urbanizadas con alta arborización, donde la infraestructura aérea resulta vulnerable y que vuelve indispensable la planificación territorial adecuada.

En paralelo, la empresa apuesta por una modernización que trasciende lo estructural. “No basta solamente con tener la red”, afirmó Messen, quien recalcó la necesidad de incorporar “elementos que permitan censar y monitorear el estado de la infraestructura”, incluso a nivel del cliente final, a fin de detectar interrupciones de manera inmediata, agilizar la respuesta y acortar tiempos de reposición.

Otras distribuidoras se sumaron al reclamo y coincidieron en la necesidad de actualizar el marco normativo: “Se necesita urgentemente legislar en favor a una nueva reforma a la distribución”, manifestaron. La coincidencia en el diagnóstico refuerza el llamado de atención hacia las autoridades.

Plan de invierno 2025

Mientras avanza el debate político, Enel implementa un ambicioso plan de inversión para este invierno, centrado en la Región Metropolitana, donde más de 2,1 millones de usuarios dependen de un suministro eléctrico estable. Messen detalla que el plan representa un 40% más de inversión que el año pasado, alcanzando un total de 150 millones de dólares destinados al fortalecimiento de la red.

Una de las principales iniciativas del plan es la conexión acelerada de medidores inteligentes, en cumplimiento con la normativa técnica. Enel prioriza su instalación en clientes electrodependientes, con la meta de finalizar el despliegue durante 2025. 

Y a pesar del esfuerzo financiero, la empresa aclara que los montos invertidos no impactarán en las tarifas de los usuarios, debido a que los precios están regulados. 

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El gobierno de Río Grande do Sul anunció una nueva convocatoria para proyectos de hidrógeno verde

El gobierno de Rio Grande do Sul dio a conocer su estrategia de descarbonización y anunció una nueva convocatoria pública para proyectos enfocados en la cadena de producción de hidrógeno verde.

La licitación prevé un valor total de R$ 102,4 millones (cerca de USD 18,5 millones según el tipo de cambio oficial) para apoyar proyectos de producción, transmisión, almacenamiento y uso de hidrógeno verde.

“Con el lanzamiento de la convocatoria, Rio Grande do Sul reafirma su compromiso con la transición energética y el desarrollo sostenible. Estamos sentando las bases de una nueva matriz económica que combina innovación, competitividad y responsabilidad ambiental”, enfatizó Marjorie Kauffmann, secretaria de Medio Ambiente e Infraestructura de Río Grande do Sul.

Si bien el aviso todavía no se publicó en el Boletín Oficial del Estado, desde el gobierno adelantaron la inscripción se realizará entre el 16 de junio y el 16 de julio, en tanto que la subvención dispondrá de un máximo de R$ 30 millones (aproximadamente USD 54.000) por cada proyecto, mientras que la contribución mínima requerida por las empresas será del 30%. 

Además, el cronograma de la convocatoria comprenderá siete etapas, desde el registro hasta la contratación y el seguimiento de los proyectos seleccionados, que tendrán un plazo de ejecución de hasta 24 meses.

“La atención de esta administración al medio ambiente, como el fomento de las energías renovables, ofrece un escenario tan atractivo que ha despertado el interés de Japón, de manera que el gobierno japonés decidió crear un plan maestro aquí en Rio Grande do Sul para identificar las oportunidades que surgirían tras el programa de hidrógeno verde», complementó el gobernador Eduardo Leite.

Según Leite, la estrategia de descarbonización y la convocatoria de H2V anunciada está alineada con los programas estatales denominado Plan Rio Grande y el Plan de Desarrollo Económico Inclusivo y Sostenible.

Y cabe recordar que, a principios de 2023 el gobierno de Río Grande do Sul publicó su estrategia estatal de hidrógeno verde con el cual prevé incrementar su PIB en aproximadamente R$ 62000 millones y más de 40000 nuevos puestos de trabajo. 

De acuerdo a dicha estrategia, los costos de producción del H2V en Río Grande do Sul varían de 2,1 a 3,4 USD/kg, incluso considerando la entrega para el consumo; en tanto que la demanda doméstica llegaría a las 600.000 toneladas al año hacia el 2040 y el consumo máximo podría alcanzar 2.800.000 de toneladas en dicho año, considerando la evolución de las renovables y del fomento al hidrógeno verde. 

¿Cómo se reparte la capacidad verde?

El estado de Río Grande do Sul posee una matriz eléctrica predominantemente renovable, con una potencia instalada de alrededor de 12,37 GW, de acuerdo a datos publicados por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), que se reparten de la siguiente manera: 

  •  Hidroeléctrica: 4676 MW (37,8% de participación)
  •  Solar: 3400 MW (27,5%) 
  •  Viento: 2054 MW (16,6%)
  •  Fósil térmico: 1830 MW (14,8%)
  •  Biomasa: 410 MW (3,3%)

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Provincia de Buenos Aires llama a licitación para instalar paneles solares en escuelas del Delta

El Gobierno provincial avanza en la instalación de paneles solares y sistemas de almacenamiento para mejorar la calidad del servicio eléctrico en 30 establecimientos educativos de las Islas del Delta. El proyecto beneficiará a más de 3.500 alumnas y alumnos de jardines de infantes, escuelas primarias y secundarias, y centros de formación laboral y profesional de la región, mediante una solución vinculada a la generación de energía renovable y limpia.

En las 25 escuelas que ya cuentan con servicio eléctrico se instalarán paneles solares y bancos de baterías con el fin de permitir el funcionamiento de servicios esenciales durante cortes de luz: luces de emergencia, heladeras y freezers para la conservación de alimentos y bombeo de agua. De esta forma se permitirá la continuidad del dictado de clases y la atención de los comedores escolares. Además, en otras cinco escuelas que se encuentran aisladas de la red eléctrica y no cuentan con servicio se implementará una solución integral consistente en generación solar con respaldo de generador diésel y almacenamiento, a fin de atender toda la demanda de los establecimientos.

A partir de un convenio de articulación entre la Dirección General de Cultura y Educación, la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, y la Subsecretaría de Asuntos Territoriales del Ministerio de Gobierno, en colaboración con el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), ya se encuentra en etapa de licitación este proyecto que financiará y ejecutará el Programa de Incentivos a la Generación Eléctrica Distribuida (PROINGED). 

Quienes estén interesados en ofertar, deben presentar su propuesta digitalizada en formato PDF, antes de las 13 horas del próximo 28 de julio. La apertura de las ofertas se realizará desde las 13:30 de la misma jornada.

La información completa acerca de la licitación está disponible en: https://www.proinged.org.ar/wp-content/uploads/2025/06/Pre-Pliego-Licitacion-PROINGED-02-2025-Escuelas-Delta-1-1.pdf

El relevamiento del estado y las necesidades de todos los establecimientos se llevó adelante en colaboración con la Universidad Tecnológica Nacional –  Facultad Regional Delta, en el marco de un convenio específico para la conformación de equipos especializados que realizaron diagnósticos destinados a acceder a la información de base para el diseño preliminar de las soluciones a ser implementadas en cada establecimiento.

El proyecto en las escuelas del Delta se suma al proyecto “Generación Renovable y Eficiencia Energética” implementado por el PROINGED en más de 120 establecimientos de la modalidad Rural Agrupado, en los que se instalaron sistemas de generación fotovoltaica y otras medidas de eficiencia energética, tales como recambio de luminarias por luces LED, instalación de fotocélulas y sensores de movimiento para optimizar el consumo eléctrico en iluminación y termos solares para ahorro de gas o electricidad en calentamiento de agua para comedores escolares.

Con este tipo de iniciativas se busca fortalecer las políticas de transición energética, mediante la implementación de proyectos de generación renovable, aplicados a diferentes contextos y problemáticas, que brindan soluciones limpias en plazos de tiempo relativamente cortos y de bajo costo de operación y mantenimiento.

 

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Ministerio de Energía y AgenciaSE culminan con éxito la primera Gira Tecnológica de Hidrógeno Verde por Alemania

Durante la gira, los seleccionados participaron activamente en todas las actividades organizadas por AHK Chile en Alemania, lo que incluyó visitas a instalaciones de proyectos, proveedores tecnológicos o de servicios, y otras organizaciones relevantes en el ecosistema internacional del hidrógeno verde. Así como también, tuvieron la oportunidad de participar en eventos de networking con diferentes expertos internacionales.

El seremi de Energía, de la Región Metropolitana,  Jesus Agüero, señaló la importancia de este viaje «para nosotros es muy importante como Ministerio estar en esta instancia, sobre todo porque el día de hoy hay una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, hay una mirada de futuro sobre Hidrógeno Verde, y para mí es súper grato escuchar que no estamos tan lejos en materia de talento y conocimiento«.

En tanto, Luz Ubilla, Jefa del Área de Movilidad Sostenible e Hidrógeno Verde, de la Agencia de Sostenibilidad Energética, agregó que “este es un trabajo, que se realizó en conjunto con el Ministerio de Energía, tenía por objetivo llegar a actores públicos, privados y de la academia, interesados en poder acelerar esta tecnología en el país. Y hoy nos convoca poder escucharlos, conocer sus experiencia y así saber cómo podemos ir mejorando este tipo de iniciativas que traen un gran valor a esta industria del hidrógeno a nivel”.

Con un itinerario enfocado en fortalecer la comprensión y los conocimientos técnicos sobre tecnologías asociadas al hidrógeno verde, a través de la transferencia de conocimientos, los participantes tuvieron la oportunidad de participar de eventos, realizar visitas técnicas a instalaciones y proyectos exitosos.

En la primera jornada, destacó la visita técnica a Sypox,  startup fundada en la Universidad Técnica de Múnich (TUM), especializada en reactores químicos con calefacción eléctrica, la cual desempeña un papel clave en la implementación de una planta piloto de hidrógeno renovable en Baviera, desarrollada dentro del proyecto europeo Electrified Reactor Technology (EReTech). Posteriormente, acudieron a Hydrogenious: Hydrogenious LOHC Technologies, empresa especializada en el almacenamiento y transporte de hidrógeno mediante la tecnología Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC).

El segundo día, estuvo marcada por la reunión con Invest in Bavaria, agencia de promoción de inversiones del Estado de Baviera y apoya a las empresas en su establecimiento y expansión. En el ámbito del hidrógeno y las energías renovables, facilita proyectos de hidrógeno

Al día siguiente, tuvieron la oportunidad de visitar la feria Intersolar, una de las ferias más importantes a nivel mundial en el sector de la energía solar; ser parte del evento The smarter E Europe, que también incluye exposiciones sobre almacenamiento de energía, electromovilidad, gestión energética e hidrógeno, lo que les permitió conocer de cerca las innovaciones y soluciones que ofrecen.

La cuarta jornada tuvo lugar en  Energie Campus Nürnberg: Apritec GmbH, empresa alemana especializada en el desarrollo e implementación de soluciones tecnológicas innovadoras para la industria. Con un enfoque en la eficiencia, la sostenibilidad y la adaptación a las necesidades específicas de cada cliente, Apritec ofrece productos y servicios de alta calidad en los ámbitos de la automatización industrial, la ingeniería de procesos y el control ambiental.

Finalmente, los nueve participantes fueron a Siemens, la ciudad verde en Wunsiedel, Baviera,  la cual se ha convertido en un modelo de sostenibilidad gracias a su transición hacia un sistema energético 100% renovable. Con el apoyo de Siemens, la ciudad ha desarrollado un sistema descentralizado que utiliza energías renovables, además de una planta de hidrógeno verde. Esta planta, de capacidad nominal de 8,75 MW, producirá hasta 1.350 toneladas de hidrógeno verde al año. Este hidrógeno es obtenido a partir de paneles solares y turbinas eólicas en tierra y mar, el cual posteriormente se comprime y se utiliza para diversos fines en movilidad e industria, lo que contribuye a reducir emisiones de CO2 de hasta 13.500 toneladas en estos sectores.

Los asistentes fueron parte de un viaje innovador, donde pudieron evidenciar experiencias reales en la cadena de valor del hidrógeno verde, una industria en expansión, trayendo consigo nuevas herramientas para promover el uso de tecnologías sostenibles en  proyectos de hidrógeno verde en Chile.

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Las constructoras proyectan un mayor crecimiento de la actividad por el impulso de la industria hidrocarburífera

En el último panel de debate de la edición 2025 de Midstream & Gas Day, referentes de las dos principales constructoras del país aseguraron que en el medio local hay suficiente capacidad para encarar nuevos proyectos de infraestructura que ayuden a desarrollar la actividad sectorial a gran escala.

Según Carlos Coletto, gerente de la Unidad de Negocio de Gas y Petróleo de SACDE, no es casual que la presentación de las empresas constructora haya quedado para el cierre del evento organizado por EconoJournal. “Como esta jornada lo marca, los constructores llegamos al final, cuando ya no hay tiempo y todo el mundo está ansioso por irse o por empezar a operar”, bromeó el directivo.

A criterio de Alejo Calcagno, director de Operaciones para la Región Sur en Techint E&C, para prever la posibilidad de concretar con éxito nuevas obras de envergadura conviene repasar lo realizado en los últimos tiempos. “En ese sentido, estuvimos al frente de emprendimientos como el Gasoducto Perito Moreno -GPM- (ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner -GPNK-), la Reversión del Gasoducto Norte (RGN), el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el segundo módulo del Proyecto Duplicar de Oleoductos del Valle (Oldelval)”, enumeró.

Lo que afortunadamente se viene dando en la Argentina, definió Coletto, es “un círculo virtuoso”. “La primera gran iniciativa después de muchos años, que fue el GPM, nos puso a prueba como empresas y como país. Desde entonces llevamos adelante una serie de desarrollos de manera impecable. Más allá de algún paralelismo con lo hecho, los desafíos venideros nos plantean una oportunidad de crecimiento mayor al logrado hasta ahora”, avisó.

Aparte de la disponibilidad de equipos y materiales, indicó, los máximos retos a sortear se vinculan con la búsqueda, la capacitación y la formación de nuevos cuadros de responsabilidad. “En esa dirección, siempre estamos muy cerca de la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (UOCRA) y de las universidades”, resaltó.

Así como en su momento Techint E&C llevó profesionales de la Argentina para realizar proyectos en otros países de la región como Perú, México o Chile, acotó Calcagno, hoy la empresa cuenta con recursos humanos capaces de colaborar con las iniciativas del ámbito doméstico. “No vamos a reemplazar a todo el personal local, pero sí traeremos profesionales en posiciones clave que nos permitan utilizar el personal en más de un emprendimiento a la vez”, aclaró.

Hito de infraestructura

No es del todo correcto, analizó Coletto, decir que el VMOS es la mayor obra de infraestructura de los últimos 50 años. “En la Argentina se han ejecutado otras iniciativas de mucha importancia. Lo que sí debe reconocerse es que no hay registro de un oleoducto de estas características en las últimas décadas”, reformuló.

También es cierto, sostuvo, que está previsto que el contrato de construcción del ducto culmine antes que la terminal de Punta Colorada. “Por eso puede hablarse de un adelanto tácito en cuanto a su nivel de avance”, reveló.

Tal como precisó Calcagno, el caño alcanzará los 437 kilómetros de extensión, tendrá 30 pulgadas de diámetro y contará con 28 válvulas de bloqueo a lo largo de su recorrido. “En esta primera etapa se están construyendo dos estaciones de bombeo: una en la cabecera, en Allen, y otra en Chelforó, antes de cruzar el Río Negro. A esas instalaciones se sumará una trampa de scraper. Además, se prevén futuras ampliaciones con estaciones de bombeo”, especificó el representante de Techint E&C.

Inicialmente, detalló, la capacidad de transporte será de 500.000 barriles por día. “Va a arrancar con 180.000 cuando se ponga en marcha únicamente la primera estación de bombeo y después va a subir a 500.000. A futuro, cuando esté todo el proyecto completo, la capacidad se situará entre los 700.000 y los 800.000 barriles”, adelantó.

De los 437 km totales, apuntó Coletto, restan menos de 37 km para terminar la apertura de pista y que todo el trazado quede marcado con la franja de trabajo requerida. “Venimos soldando con doble junta desde la segunda estación (en el km 190), estamos a punto de alcanzar los 40 km iniciales de soldadura automática en campo, y empezamos a bajar cañería de zanja”, agregó el ejecutivo de SACDE.

Flexibilidad y eficiencia

En relación con otros momentos del país, afirmó Coletto, por estos días se han flexibilizado mucho los procesos para poder operar con los proveedores, lo cual simplifica el desenvolvimiento de las compañías constructoras. “No obstante, uno siempre se prepara para la situación de mercado que haya que afrontar, y planifica los trabajos y las gestiones a fin de resolver las problemáticas que puedan surgir. Hoy estamos más cómodos, pero eso no significa que no hubiéramos cumplido nuestros objetivos en otro contexto”, aseveró.

El crecimiento de la industria de Oil & Gas, enfatizó Calcagno, configura una realidad indudable a escala nacional. “Los proyectos están apareciendo uno tras de otro. Hay cada vez más anuncios relacionados con el gas natural licuado (GNL). Y también vislumbro un fuerte crecimiento de la minería”, destacó.

Chile, ejemplificó, produce el 24% del cobre que se consume en todo el mundo. “De este lado de la cordillera, en tanto, tenemos el mismo potencial por explotar. Si se ponen en marcha los cuatro o cinco mayores emprendimientos cupríferos que hay en carpeta, las exportaciones podrían representar un tercio de las previstas para Vaca Muerta”, comparó.

Si bien las obras mineras todavía se encuentran un paso atrás, señaló, cuando se activen significarán una competencia por los recursos industriales. “Habrá que encontrar la manera de administrarlos y compartirlos. Será vital elevar los niveles de eficiencia y productividad, incorporar soluciones de Inteligencia Artificial (IA), promover la digitalización de todos los procesos, y optimizar los recursos disponibles para que rindan el doble de lo que rinden hoy”, recalcó.

, Redaccion EconoJournal

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La Rioja: Parque Arauco inauguró una ampliación de 100 MW eólicos y comienza en julio un proyecto de energía solar

(LA RIOJA).- El Parque Eólico Arauco (PEA) finalizó este jueves el montaje de 28 aerogeneradores que aportarán 99,4 MW de potencia al proyecto renovable ubicado en la provincia de La Rioja. Se trata del PEA III, una ampliación que elevará la potencia instalada de Arauco a 250 MW a partir de 100 aerogeneradores instalados a 90 kilómetros al norte de la capital provincial.

Además, en julio comenzarán las obras para la construcción de un parque solar de 50 MW que estará ubicado en medio de los molinos eólicos. El parque fotovoltaico podría estar operativo en abril de 2026. De esta forma, el Parque Arauco, una empresa de la provincia de La Rioja, se convertirá en el primer parque hibrido de generación de energía eólica y solar del país. En la empresa provincial estiman una nueva ampliación (Etapa IV) del parque eólico por 100 MW de potencia para 2027.

Etapa III

La construcción de la Etapa III de Arauco demandó una inversión de US$ 145 millones. La energía que generará esta etapa será inyectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a partir de un PPA (Power Purchase Agreement) con Cammesa que habilita el decreto 476 de julio de 2019 que permite firmar contratos de compra – venta de energía con empresas públicas como Arauco. El nuevo parque solar de Arauco estará bajo los contratos del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables).

Los aerogeneradores, que están en las últimas pruebas y entrarán en operación en octubre, son de la compañía Siemens Gamesa SG 3.4-132 y cada uno cuenta con una capacidad de generación de 3,55 MW. El parque tiene un factor de capacidad de más de 40% y se consolidó como el desarrollo renovable más importante del norte argentino.

En la inauguración de los 28 aerogeneradores de Arauco, el gobernador Ricardo Quintela señaló que “haber logrado el objetivo es una satisfacción no solamente para nosotros sino también para la Argentina. Este parque va a comenzar el mes que viene a construir 50 MW solares. Esto visibilizará a la provincia de La Rioja como pionera en el trabajo de la energía limpia”.

Por su parte, el secretario de Energía de La Rioja, Alfredo Pedrali, expresó que “estamos emocionados por cumplir el compromiso tomado al principio de la gestión, de darle vuelta a esta empresa y hacerla lo que es hoy: una firma pujante, reconocida por todo el sector, que nunca para de mejorar”.

Arauco

La primera etapa del Parque Eólico Arauco se inició en 2009. Fue el primer parque en conectarse al SADI cuando en 2011 comenzó a inyectar energía eólica al sistema nacional. Con los años amplió su capacidad a 50 MW. A partir de la primera licitación del Programa RenovAr, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió por US$ 171 millones la Etapa II del Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M., concretando una de las mayores inversiones privadas en la historia de la provincia.

Parque Arauco se posicionó en el top 3 de los proyectos eólicos más eficientes del país dentro de un universo de 67 parques en funcionamiento, según un ranking que realiza Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Actualmente, la compañía opera tres parques eólicos -dos propios y uno administrado para terceros- y cuenta con 100 aerogeneradores activos.

, Roberto Bellato

Información de Mercado, runrunenergetico.com

La Mirada: Las empresas proyectan una ‘Argentina de la abundancia’, que deje atrás un modelo de escasez

Con la energía, el agro y la economía del conocimiento como pilares del crecimiento, grandes compañías que operan en el país advierten que el gran desafío ya no es la falta de recursos, sino aprender a gestionarlos con visión de largo plazo, reglas claras y mayor inversión. Ya no quedan dudas de que la Argentina cambió durante los últimos dos años. Ahora, el mayor desafío es la necesidad de adaptación al nuevo contexto de abundancia por parte de las empresas locales. Es que, acostumbradas a la escasez, tanto de recursos naturales, como de políticas económicas y, sobre todo, de fondos […]

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