La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) reeligió por unanimidad a Edgardo Volosin (Edenor) como presidente de la entidad, en el marco de la Asamblea General Ordinaria.
Volosin iniciará su tercer año al frente de Adeera, con una reconocida trayectoria en el ámbito de la distribución eléctrica y una activa participación en espacios técnicos.
Bajo su liderazgo, la Asociación fortaleció su posicionamiento institucional y promovió el desarrollo tecnológico y el compromiso con una transición energética sostenible.
“Agradezco poder continuar en este camino junto a representantes de todo el país. El trabajo colaborativo y la búsqueda de consensos serán fundamentales para seguir impulsando soluciones que fortalezcan al sector”, señaló el presidente reelecto.
Acompañarán en la gestión los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes).
Las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep); mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será prosecretario.
El equipo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero, Alberto Velarde (Apeba) como protesorero, y Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.
Tras tres meses de trabajo intenso e ininterrumpido, tgs anunció que el Complejo General Cerri se encuentra nuevamente 100 por ciento operativo.
La magnitud de la inundación que afectó a las ciudades de Bahía Blanca y General Daniel Cerri impactó profundamente en toda la comunidad, y también dañó gravemente al Complejo Industrial ubicado en la segunda de estas ciudades, uno de los pilares productivos de tgs.
La principal actividad del Complejo General Cerri es la producción de líquidos derivados del gas natural —etano, propano, butano y gasolina natural— con una capacidad anual superior a 1.050.000 toneladas. Además, allí, se realiza el fraccionamiento y envío de estos líquidos por ductos hacia la Planta Galván, también de tgs, donde se almacenan antes de su despacho al mercado local y regional.
Para la recuperación operativa total, trabajaron no solo colaboradores de tgs provenientes de distintos puntos del país, sino también más de 150 proveedores y contratistas de servicios y materiales, cuyo trabajo coordinado y compromiso resultaron clave para la rehabilitación a pleno del complejo.
Oscar Sardi, CEO de tgs, destacó al respecto “En nombre de todo tgs, quiero agradecer profundamente a nuestros colaboradores, proveedores, contratistas, vecinos y a toda la comunidad de Bahía Blanca por su apoyo incondicional y su compromiso durante estos meses. Lo que logramos en este tiempo récord no solo demuestra capacidad técnica, sino también una enorme vocación de servicio, solidaridad y sentido de pertenencia. Gracias a todos por ayudarnos a poner nuevamente de pie una instalación clave para la energía del país, luego de lo tristemente sufrido”.
A pesar de la magnitud del evento climático y del hecho de que el complejo alberga dos plantas compresoras esenciales para el sistema de transporte de gas natural, tgs nunca interrumpió la provisión del servicio. Gracias a una rápida respuesta operativa y a la implementación de maniobras extraordinarias, la compañía logró mantener la continuidad del suministro con los más altos estándares de seguridad, garantizando así el abastecimiento de gas natural en todo momento, se puntualizó.
Después de tres meses de las históricas inundaciones de Bahía Blanca, que dejaron 18 muertos y 1.500 evacuados, Transportadora Gas del Sur (TGS) volvió a poner en operación por completo el Complejo Industrial Cerri. La planta gasífera está en la localidad homónima, ubicada a 10 kilómetros de Bahía Blanca y es clave para el sistema gasífero del país. Por el fuerte temporal había quedado fuera de servicio y totalmente sumergida bajo el agua por el desborde de los arroyos Sauce Chico, Saladillo García y Saladillo Chico durante el temporal del 7, 8 y 9 de marzo.
Complejo Industrial General Cerri.
La localidad de General Cerri fue una de las zonas más afectadas por el temporal en el distrito de Bahía Blanca. De hecho, la mayoría de los evacuados fueron de esta ciudad de diez mil habitantes. Un estudio del INTA y la Universidad Nacional del Sur sobre los daños que causó el temporal estimó que el caudal que provocó la inundación en Cerri fue de 3.675 metros cúbicos por segundo (m³/s). “El volumen de agua que ingresó en pocas horas a General Cerri se asemeja al de un gran río nacional en régimen de crecida y equivale a más del doble del flujo promedio de las Cataratas del Iguazú”, señala el estudio.
El complejo de TGS había quedado fuera de servicio el viernes 7 de marzo. La zona de la planta gasífera más afectada fue el área de separación y fraccionamiento de líquidos porque quedó totalmente bajo el agua. Allí se extraen componentes como etano, propano y butano y luego se reinyecta el gas metano restante en el sistema de transporte para su distribución a hogares e industrias.
Por el temporal, el volumen de gas transportado por el gasoducto Neuba II se redujo 44% al pasar de 31,7 a 17,7 millones de m3 (unos 14 millones), según cifras oficiales del ENARGAS. Entre el 8 y 9 de marzo, CAMMESA, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, había ordenado a algunas generadoras eléctricas dejar de operar con gas natural y pasar a combustibles líquidos.
En el Complejo Cerri, TGS produce líquidos derivados del gas natural (etano, propano, butano y gasolina natural). La planta industrial tiene una capacidad anual superior a 1.050.000 toneladas y es una de las principales abastecedoras del mercado local.
Además, en Cerri se realiza el fraccionamiento y envío de líquidos por ductos hacia la Planta Galván en el puerto de Bahía Blanca, también de TGS, donde está la planta de almacenamiento antes de su despacho al mercado local y regional.
Ciento por ciento operativo
Para la recuperación del Complejo Cerri trabajaron no solo colaboradores de TGS que llegaron de distintos puntos del país, sino también más de 150 proveedores y contratistas de servicios y materiales, “cuyo trabajo coordinado y compromiso resultaron clave para la recuperación del complejo”, destacó la transportista de gas en un comunicado.
“En nombre de todo TGS, quiero agradecer profundamente a nuestros colaboradores, proveedores, contratistas, vecinos y a toda la comunidad de Bahía Blanca por su apoyo incondicional y su compromiso durante estos meses. Lo que logramos en este tiempo récord no solo demuestra capacidad técnica, sino también una enorme vocación de servicio, solidaridad y sentido de pertenencia. Gracias a todos por ayudarnos a poner nuevamente de pie una instalación clave para la energía del país, luego de lo tristemente sufrido”, afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS.
“A pesar de la magnitud del evento climático y del hecho de que el complejo alberga dos plantas compresoras esenciales para el sistema de transporte de gas natural, TGS nunca interrumpió la provisión del servicio”, indicó la compañía.
“Gracias a una rápida respuesta operativa y a la implementación de maniobras extraordinarias, la compañía logró mantener la continuidad del suministro con los más altos estándares de seguridad, garantizando así el abastecimiento de gas natural en todo momento”, concluyó TGS.
El complejo gasífero Cerri en las inundaciones de marzo de 2025.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) reeligió a Edgardo Volosin, director ejecutivo de Edenor, como presidente de la entidad, en el marco de la Asamblea General Ordinaria.
«La decisión, respaldada por el voto unánime de los asociados, refleja la confianza en el trabajo realizado y el valor de sostener una mirada estratégica para afrontar los. desafios del sistema eléctrico nacional», destacaron desde la Asociación.
Edgardo Volosin, presidente de Adeera
Designación
Volosin iniciará su tercer año al frente de Adeera. Cuenta con una trayectoria en el ámbito de la distribución eléctrica y una activa participación en espacios técnicos. «Bajo su liderazgo, la Asociación fortaleció su posicionamiento institucional y promovió el desarrollo tecnológico y el compromiso con una transición energética sostenible», indicaron desde Adeera.
Volosin expresó: «Agradezco poder continuar en este camino junto a representantes de todo el país. El trabajo colaborativo y la búsqueda de consensos serán fundamentales para seguir impulsando soluciones que fortalezcan al sector».
Acompañarán la gestión los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep); mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será prosecretario.
El equipo se completará con Mario Moya (Epen) como tesorero, Alberto Velarde (Apeba) como protesorero, y Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas.
«La nueva conformación reafirma el carácter federal de Adeera, que nuclea a empresas distribuidoras públicas, privadas, mixtas y cooperativas en todo el país», remarcaron.
AES Argentina anunció una nueva inversión para la expansión de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado entre las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires. La inversión estimada es de 150 millones de dólares para duplicar la capacidad instalada.
El parque pasará a contar con 102,4 megavatios (MW) mediante la incorporación de 16 nuevos aerogeneradores. La obra generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y contribuyendo al fortalecimiento de la matriz energética nacional.
“Esta ampliación refleja nuestra visión de largo plazo y compromiso con el desarrollo energético del país. En AES trabajamos para seguir ofreciendo energía sostenible, segura y confiable a nuestros clientes”, afirmó Martín Genesio, Presidente y CEO de AES Argentina.
Esta iniciativa forma parte del plan estratégico de la compañía para acelerar la transición energética en Argentina, a través de soluciones innovadoras y sostenibles para clientes industriales y comerciales.
AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada de más de 4 GW. En Neuquén cuenta con el parque eólico Vientos Neuquinos, de 100 MW, y es operador de la represa hidroeléctrica Alicurá.
La empresa posee un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan
Pampa Energía, una de las principales compañías energéticas del país, anunció la compra del 10,17% de las acciones ordinarias de Geopark, una petrolera con sede en Colombia.
La adquisición representa una inversión de más de 34 millones de dólares y marca el ingreso de la empresa argentina al mercado internacional, sin dejar de lado su ambicioso plan de expansión en Vaca Muerta.
La operación fue confirmada mediante una presentación ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC) y se realizó a través de Generación Argentina, una subsidiaria de Pampa Energía. La compañía adquirió un total de 5.210.146 acciones de Geopark, que recientemente tuvo una fallida incursión en territorio argentino.
GeoPark había proyectado una inversión de USD 324 millones para adquirir el 50% de participación en cuatro bloques de Vaca Muerta a través de un acuerdo con Phoenix Global Resources. Sin embargo, la falta de autorización del Gobierno de Neuquén y la ausencia de avances tras un año de negociaciones llevaron a la cancelación del contrato a mediados de mayo.
Con esta adquisición, Pampa Energía, tradicionalmente más enfocada en la producción de gas y electricidad, ahora incursiona en el rubro petrolero, donde busca aumentar su market share a través del bloque “Rincón de Aranda”.
Pampa Energía, fundada en 2005, se ha consolidado como uno de los principales jugadores del sector energético argentino, con activos estratégicos en generación, transmisión, distribución eléctrica, y exploración y producción de hidrocarburos.
La Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social del Ministerio de Capital Humano informó que se firmó una nueva paritaria entre el Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, representado por Marcelo Rucci y Ernesto Inal y la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), representada por Marcelo Aldeco, Leandro Corengia, Federico Ozarán, José Manson, Alejandro Gaisch y Walter Fernández.
Las partes acordaron el cierre de la paritaria correspondiente al período abril 2024- marzo 2025, con un incremento total del 4,3%, aplicable sobre los salarios de enero, febrero y marzo de 2025.
Este porcentaje representa una pauta inferior a la inflación estimada para dicho trimestre, ya que se distribuye en aumentos del 1,8% para enero, un 1,5% para febrero y un 1% para marzo.
Asimismo, se estableció el acuerdo paritario para el período abril 2025 – marzo 2026, que contempla un aumento anual del 12%, distribuido en cuotas del 3% cada tres meses. Este aumento se calculará íntegramente sobre la base salarial del mes de abril de 2025, lo que implica que, en términos acumulados, el incremento mensual promedio será inferior al 1%. Cabe señalar que las partes incluyeron una cláusula de revisión en el mes de septiembre de 2025.
El Ministerio de Capital Humano valora el compromiso del sector sindical y empresarial en el sostenimiento del diálogo social como herramienta fundamental para alcanzar acuerdos que brinden previsibilidad a la actividad y resguarden el empleo.
Energía Argentina (Enarsa) realizó la tercera solicitud de propuesta del año para la licitación de 8 cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL).
Con estos buques -de 2.100.000 MMBTU cada uno- se prevé atender el pico estacional de demanda de gas natural en los meses de julio y agosto.
Como en cada licitación, la empresa invitó a participar a 39 empresas precalificadas. Podrán presentar sus ofertas el próximo martes 10 de junio de 11 a 12 horas.
El proceso licitatorio de GNL está certificado por normas ISO 9001 otorgadas por IRAM y cuenta con la presencia de escribana pública y auditoría interna. Además, es transmitido en vivo por el canal de YouTube de Energía Argentina (https://www.youtube.com/@energiaargentina3504/streams).
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro inspeccionó las instalaciones de la Planta Compresora (PCSAO1) de la Transportadora de Gas del Sur (TGS), ubicada en cercanías a San Antonio Oeste, con el objetivo de verificar el cumplimiento de la Ley Provincial que regula la gestión integral de residuos especiales, estableciendo un marco normativo para todas las etapas de dicha gestión.
La Ley Provincial M Nº 3250 establece una normativa que busca regular la gestión integral de residuos especiales, y establece un marco normativo para todas las etapas de dicha gestión.
En este marco, personal técnico del área de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de la Provincia realiza inspecciones y fiscalizaciones periódicas a establecimientos industriales que generan o manejan residuos especiales.
La normativa provincial establece obligaciones para asegurar que estos residuos sean tratados, transportados y dispuestos de manera segura, evitando riesgos para el ambiente y la salud pública.
Durante la visita, se recorrieron las instalaciones donde se almacenan temporalmente los residuos peligrosos generados por la operación de la Planta. Además, se revisaron los procesos que originan estas corrientes y se auditó la documentación relacionada con la disposición final de los residuos.
“La gestión adecuada de residuos especiales es un eje fundamental para preservar el patrimonio natural rionegrino y fortalecer la responsabilidad ambiental de las industrias”, señaló Judith Jiménez, secretaria de Ambiente y Cambio climático.
La Secretaría continuará desarrollando tareas de fiscalización en todo el territorio provincial, promoviendo el cumplimiento de las normativas vigentes y el compromiso ambiental del sector productivo.
El proyecto, denominado “Argentina LNG”, se centró en la producción de gas natural licuado (GNL) en el yacimiento de Vaca Muerta, ubicado en la provincia de Neuquén. Incluyó también la logística de transporte, liquefacción y exportación desde la costa atlántica de Río Negro.
Para materializar este plan, se construirán dos unidades flotantes dedicadas al GNL, cada una con una capacidad de carga de seis millones de toneladas anuales.
El acuerdo firmado sentó las bases para la Decisión Final de Inversión, la cual se espera que se concrete antes de finalizar el año.
Desde el Gobierno argentino, se anticipó que se proyecta que el primer barco comience a operar en 2029, y en los próximos meses se revelarán nuevas compañías internacionales que se unirán al ambicioso proyecto.
Además, se destacó que la demanda de gas natural licuado representa más de un tercio del comercio mundial y se prevé que esta cifra se duplique hacia 2050.
Además de YPF y ENI, se unirán otras compañías al proyecto, como Shell, PAE y Pampa Energía. Esto posicionará a Argentina como el quinto exportador mundial de gas natural licuado.
Se estimó que, solo por las exportaciones de gas, el país podría obtener ingresos anuales de 15.000 millones de dólares de manera constante desde 2031 durante dos décadas.
Después de la firma del acuerdo, los mandatarios Milei y Meloni compartieron una cena privada. Vaca Muerta, una de las reservas más importantes de petróleo y gas a nivel mundial, se ha convertido en un atractivo para inversiones del sector, especialmente tras la crisis energética global generada por el conflicto en Ucrania.
La demanda eléctrica en la España peninsular cayó un 0,8 % interanual en mayo , según el último informe mensual de Red Eléctrica de España. En términos brutos, la demanda eléctrica en España para mayo de 2025 se estima en 19.328 GWh, un 1 % inferior al nivel registrado en mayo de 2024. De enero a mayo de 2025 , la demanda eléctrica total alcanzó los 103.067 GWh , lo que supone un aumento del 0,8 % en comparación con el mismo periodo de 2024. Al ajustar los efectos del calendario y las fluctuaciones de temperatura, la demanda muestra un crecimiento más moderado, del 0,3 % .
En lugar de ver esta cifra con preocupación, los actores clave del sector energético proponen interpretarla como un punto de inflexión: una oportunidad para reimaginar el crecimiento y estimular la demanda mediante impulsores emergentes. FES Iberia 2025 se perfila como un foro estratégico para definir estas respuestas. La mesa redonda titulada «Impulso de la demanda y nuevas oportunidades: PPAs, centros de datos y políticas públicas» , programada para el 6 de junio, contará con la participación de líderes del sector, como Spain DC, AEGE y TotalEnergies . La sesión explorará maneras de estimular la demanda de forma estructural, sostenible y económicamente viable.
Centros de datos: la aceleración digital como motor del consumo eléctrico
El sector de los centros de datos se considera cada vez más un pilar fundamental para la generación de nueva demanda. Según Spain DC , la asociación nacional de centros de datos, la capacidad instalada asciende actualmente a 355 MW , pero se prevé que supere los 2.000 MW en cinco años , con una inversión estimada de 58.000 millones de euros para 2030.
Además de ampliar la infraestructura, Spain DC está impulsando iniciativas que se centran en la integración de energías renovables, la eficiencia operativa, el desarrollo de la fuerza laboral y la participación estratégica de las partes interesadas.
Begoña Villacís, directora ejecutiva de SPAINDC, representará a la asociación en FES Iberia , donde presentará el papel del sector en el apoyo a la transformación digital de España y el anclaje de la nueva demanda eléctrica en el proceso.
AEGE: La demanda industrial exige previsibilidad regulatoria
El sector industrial electrointensivo español sigue siendo un pilar del consumo eléctrico nacional. La Asociación de Grandes Consumidores de Energía (AEGE) representa a 30 empresas que operan 89 centrales , que representan el 7 % de la demanda eléctrica total del país.
AEGE pide condiciones regulatorias que posibiliten acuerdos de compra de energía competitivos, contratos de electricidad estables y previsibilidad de costos a largo plazo , todos ellos cruciales para la descarbonización industrial y la competitividad.
Pedro González, Director General de AEGE , intervendrá en FES Iberia, donde se espera que presente propuestas para alinear los instrumentos del mercado energético con las necesidades de las industrias intensivas en energía y facilitar nuevos consumos alineados con el suministro renovable.
TotalEnergies: infraestructura renovable orientada a la demanda futura
En cuanto a la oferta, TotalEnergies está implementando una sólida estrategia para adaptarse a la evolución futura de la demanda. La compañía ya opera más de 1.000 MW de energía solar fotovoltaica en España y está desarrollando más de 4 GW de capacidad adicional en Andalucía, Castilla-La Mancha, Aragón y Madrid.
Uno de sus proyectos estrella es la planta solar Guillena de 263 MW en Sevilla , actualmente la mayor instalación de este tipo operada por TotalEnergies en Europa. Se prevé que genere 515 GWh anuales, cubriendo las necesidades eléctricas de unos 150.000 hogares.
Gonzalo Barba, director general de TotalEnergiesen España, presentará en FES Iberia la hoja de ruta de la compañía, destacando cómo se pueden implementar sistemas de generación, almacenamiento e híbridos para respaldar la expansión de la demanda de fuentes industriales y digitales.
Sinergia para reactivar la demanda
Existe un amplio consenso entre estos actores: la reactivación de la demanda eléctrica requiere un enfoque multisectorial. Si bien los centros de datos representan un consumo digital en rápido crecimiento, las empresas industriales buscan previsibilidad de precios a largo plazo mediante contratos de compra de energía (PPA), y los desarrolladores de energías renovables como TotalEnergies invierten en infraestructura escalable y limpia.
FES Iberia 2025 servirá como plataforma para alinear estrategias, intercambiar experiencias e influir en las políticas públicas. Lo que parece una caída a corto plazo de la demanda podría, de hecho, marcar el inicio de un nuevo ciclo, si el ecosistema responde con coordinación, inversión y visión a largo plazo.
De hecho, FES Iberia se ha convertido en la plataforma de networking más influyente del sector de las energías renovables en Iberoamérica. Cada edición promueve reuniones de alto nivel y diálogos estratégicos que facilitan la colaboración y definen nuevas hojas de ruta para el desarrollo de proyectos.
En 2025, la cumbre volverá a reunir a toda la cadena de valor del sector de las energías limpias de España y Latinoamérica, en un entorno diseñado para facilitar acuerdos viables e impulsar la transición energética.
El próximo jueves 12 de junio, la industria solar de América Latina tendrá una cita ineludible con la innovación. Energía Estratégica Latinoamérica, medio especializado en renovables de Strategic Energy Corp, organizará un webinar titulado“Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, donde se abordarán los principales desafíos, avances y oportunidades del sector solar en la región.
El evento comenzará a las 9:00 horas en Colombia (11:00 en Argentina) y será de acceso gratuito, con transmisión en vivo para toda la audiencia interesada en las últimas tendencias del mercado solar. Se espera la participación de destacados referentes empresariales y técnicos, quienes aportarán una visión integral sobre el presente y el futuro de la energía fotovoltaica en América Latina, en un contexto de acelerada transición energética.
🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción
El seminario se desarrollará en dos bloques temáticos. El primero, titulado“Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”, pondrá el foco en la evolución de los marcos regulatorios, las oportunidades de expansión, los mecanismos de financiamiento disponibles y las diferencias entre mercados clave como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.
Participarán en este panel Gabriel Bustos, regional sales manager de Haitai Solar; Jorge Ospina, service and product manager en Colombia de Solis; Ángela Castillo, directora de desarrollo de negocios de Black and Veatch; y Néstor Omar Cereijo, socio responsable para Argentina de 8.2 Group. Los especialistas debatirán sobre el impacto que tienen las licitaciones públicas, los contratos privados (PPAs) y las políticas gubernamentales sobre el crecimiento del sector, así como el grado de madurez de los distintos segmentos del mercado, como los proyectos a gran escala (utility scale) y el sector comercial e industrial (C&I).
Además, se profundizará en las barreras y motores del financiamiento en el actual entorno macroeconómico, un aspecto crucial para garantizar la viabilidad y continuidad de nuevos desarrollos solares en una región caracterizada por sus contrastes económicos y regulatorios.
El segundo bloque, denominado “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, abordará el avance de nuevas tecnologías aplicadas al diseño y operación de sistemas solares. En este segmento participarán Lucas Estrada, presidente de EPSE San Juan; Victor Soares, líder del equipo técnico de JA Solar para Latinoamérica; Javier Losada, gerente de desarrollo de negocios para Estados Unidos y LATAM de Gonvarri Solar Steel; y Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología en 360Energy.
🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
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Los panelistas analizarán cómo las innovaciones en módulos fotovoltaicos, la mejora de las estructuras de soporte y la adopción de soluciones híbridas están redefiniendo el desempeño de los proyectos. También se discutirá la creciente digitalización de las operaciones y el mantenimiento (O&M), la automatización de procesos para mejorar la eficiencia y reducir costos, así como el uso de datos en tiempo real para la toma de decisiones estratégicas.
Este segundo panel también explorará la intersección entre innovación tecnológica y modelos de negocio, destacando cómo las nuevas soluciones permiten una mayor integración de proyectos de generación distribuida con grandes sistemas de generación, impulsando un ecosistema más flexible y resiliente.
El webinar se presenta como una instancia clave para acceder a información estratégica, conocer de primera mano la visión de actores influyentes en la región y establecer vínculos con empresas líderes del sector energético. En un momento en que América Latina busca acelerar su transición hacia fuentes renovables, este tipo de espacios de diálogo se consolidan como plataformas fundamentales para articular esfuerzos, compartir experiencias y construir una hoja de ruta común para el desarrollo sostenible de la energía solar.
🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
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Fe Energy avanza en su estrategia de expansión en Centroamérica y el Caribe con una visión clara: apostar por tecnologías más eficientes, modelos de hibridación y un desarrollo de proyectos social y ambientalmente responsable con un compromiso de largo plazo con los territorios involucrados.
“Estamos muy presentes tanto en México como en República Dominicana y otros mercados LATAM, la verdad es que estamos muy satisfechos viendo cómo avanza el desarrollo y las oportunidades que se están generando”, afirmó Alberto García Feijo, CEO y fundador de Fe Energy.
En una entrevista audiovisual realizada en el marco de Future Energy Summit (FES), el referente empresario señaló que además de los mercados en los que ya operan, la empresa observa con especial interés en la zona a Guatemala, Puerto Rico y Panamá.
“En general, yo puedo decir que en toda la región el potencial es tremendo”, aseguró. No obstante, advirtió que para avanzar hacia una mayor participación de renovables en la matriz energética, aún es necesario mejorar el marco regulatorio.
Uno de los desafíos recurrentes en los países e islas del Caribe es la limitada disponibilidad de terrenos. Ante este escenario, Fe Energy propone enfoques técnicos y ambientales más refinados.
“Más importante que la cantidad es la calidad de los proyectos”, explicó García Feijo. Subrayó que la evolución tecnológica ha permitido viabilizar proyectos localizados en sitios que antes eran descartados: “La tecnología nos está ayudando mucho a poder llegar a proyectos donde hace unos años era inviable”.
Consultado sobre el potencial de tecnologías emergentes como la agrovoltaica o la eólica offshore, García Feeijo opinó que, si bien hoy no son aún plenamente competitivas en la región, sí “tienen un potencial muy importante”. En el caso de la eólica marina, apuntó que “el potencial es enorme”, aunque reconoció que los retos climáticos deben ser considerados en los diseños.
A mitad de la entrevista, el CEO de Fe Energy se refirió también al papel creciente del almacenamiento. “La capacidad que tengamos de gestión de la energía es muy importante y cada vez está más en boga….”, subrayó.
Según el empresario, más que imponer obligaciones, se debe incentivar la implementación de tecnologías como las baterías y fomentar la hibridación. “La conjunción de la eólica, la solar y la hibridación con baterías son las que nos van a permitir y ya están demostrando que podemos tener una capacidad de gestión en la red como fuentes de energías renovables”.
También remarcó la importancia del relacionamiento comunitario desde las etapas iniciales del desarrollo. “Tenemos que estar más responsabilizados con el uso razonable de los recursos y de los territorios”, dijo. Y agregó: “Eso también tiene que ver con un buen relacionamiento en cada una de las zonas en las que estamos implementados”.
Finalmente, al ser consultado sobre el reciente apagón ocurrido en España, García Feijo destacó que aunque es importante esperar a tener los resultados de los análisis para conocer la causa que lo provocó y que confía que todo se pueda aclarar, debe aprovecharse para aprovechar las lecciones aprendidas. En todo caso, estas situaciones deben servir para reflexionar sobre cómo abordar la transición energética y buscar la resiliencia de los sistemas eléctricos con mayor hibridación de eólica y solar con o sin baterías.
“Tan importante es conseguir generación renovable sin emisiones y competitivo, como un sistema confiable y seguro”, sostuvo. En ese sentido, celebró las buenas prácticas que algunos países del Caribe están adoptando en materia de planificación y seguridad energética. “Hay muchas islas autoenergéticas que están llegando a un nivel de seguridad […] incluso un referente a nivel mundial”, concluyó.
La Secretaría de Energía (SENER) presentó un avance importante en su estrategia de modernización: la entrada en operación de dos herramientas digitales clave para stakeholders del mercado eléctrico mexicano. Por un lado, se trata del sitio web oficial de la recién instaurada Comisión Nacional de Energía (CNE), nueva entidad reguladora, y, por otro, la Ventanilla de Energía, un portal diseñado para concentrar los trámites del sector bajo un esquema más claro y eficiente.
La CNE inicia sus funciones con una normalización completa de expedientes y procedimientos que habían quedado pendientes bajo la extinta Comisión Reguladora de Energía (CRE). De acuerdo con el Acuerdo publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de junio de 2025, los trámites en curso deberán ser ratificados por los solicitantes para poder continuar ante la CNE, manteniendo las formalidades y excepciones previstas. Esta ratificación evita interrupciones en proyectos cruciales y asegura la continuidad legal y operativa.
En paralelo, la Ventanilla de Energía de la SENER se posiciona como un centro digital único donde los usuarios pueden acceder a información completa sobre cada trámite: requisitos, etapas, costos, tiempos estimados y oficinas responsables. Además, incluye un micrositio que publica los avances en la simplificación de procedimientos, calendarios actualizados y herramientas de apoyo, lo cual promete reducir la carga administrativa y los tiempos de respuesta.
Otro de los objetivos declarados en anuncios oficiales es transparentar los canales de comunicación. La plataforma no solo identifica a las unidades administrativas encargadas de cada gestión, sino que también brinda contactos oficiales, lo que facilita la resolución de dudas y mejora el acompañamiento al usuario. De esta forma, el gobierno federal busca brindar una atención más cercana, clara y eficaz a las empresas y a la ciudadanía.
El despliegue de estas herramientas se inscribe en el marco del sexenio de Claudia Sheinbaum Pardo, durante el cual la SENER, bajo la dirección de Luz Elena González Escobar, ha impulsado una agenda digital que prioriza la eficiencia institucional. Con la creación de la Ventanilla de Energía, se da un paso firme hacia la modernización de la gestión pública, alineada con objetivos de soberanía energética y fortalecimiento del Estado regulado.
Especialistas del sector han comentado que, tras la reforma energética reciente, era indispensable consolidar un marco institucional robusto que permita dar certidumbre a inversionistas y actores privados. Al conjugar una nueva autoridad reguladora con un portal unificado de trámites, la SENER busca enviar una señal de estabilidad jurídica y operativa, clave para proyectos de largo plazo en hidrocarburos, electricidad, energías renovables y geotermia.
Asimismo, la nueva Ventanilla de Energía impulsa la simplificación administrativa: los avances allí publicados incluyen detalles sobre reformas a trámites, posibles eliminaciones y reducciones de requisitos. Esta estrategia básica promueve un sistema más ágil y menos burocrático, con plazos definidos y etapas desglosadas que permiten al usuario trazar su ruta de gestión de manera anticipada .
Un elemento importante del anuncio es la convocatoria a los usuarios que tenían expedientes abiertos ante la anterior CRE. SENER pidió ratificarlos en tiempo y forma para que estos fueran migrados sin fricciones a la CNE. De no hacerlo, los trámites podrían quedar en estado de indefinición legal, lo cual sería un revés para quienes invierten en el sector.
La empresa estatal Pampetrol SAPEM oficializó el relanzamiento de la licitación para la construcción de un parque solar fotovoltaico de 15 MW en General Pico, un proyecto central en la estrategia energética de la provincia de La Pampa.
La convocatoria permanecerá abierta hasta el 25 de agosto, fecha en que se realizará la apertura de ofertas. Mientras que el dictamen del directorio se conocerá el 5 de septiembre del presente año.
Este es el segundo llamado para este proyecto tras lo hecho durante el segundo semestre del 2024. En esta oportunidad, la licitación contará con diversos cambios respecto a la convocatoria del 2024, respondiendo a un proceso de crecimiento y modificaciones en el pliego con el foco en maximizar la viabilidad del parque.
“El primer llamado nos permitió poner a prueba un modelo innovador de asociación público-privada en un contexto nacional desafiantes. El interés que generó fue muy alentador ya que se trató de un esquema novedoso que busca estabilizar variables en momentos de mucha incertidumbre. Eso nos demostró que hay un sector privado dispuesto a acompañar este tipo de proyectos”, sostuvo Matías Toso, secretario de Energía y Minería de La Pampa, en diálogo con Energía Estratégica.
Y cabe recordar que se prevé un modelo de Unión Transitoria entre la empresa adjudicada y Pampetrol, con participación del 20% por parte de esta última que apunta a consolidar un esquema de desarrollo conjunto, con impacto local y visión de largo plazo.
“El primer proceso licitatorio fue muy valioso como experiencia. Si bien la única oferta no cumplía con los requisitos técnicos y administrativos exigidos por el pliego, nos permitió detectar aspectos a mejorar. Por eso, este nuevo llamado incorpora ajustes claves que apuntan a ofrecer mayores beneficios a los inversores, sin resignar el objetivo central: generar energía renovable, a precios competitivos y posicionar a La Pampa como una provincia pionera en proyectos sostenibles”, agregó María Roveda, presidenta de Pampetrol SAPEM.
Desde Pampetrol destacan que el relanzamiento implica un aprendizaje institucional, que refleja la madurez de Pampetrol y la firme decisión del gobierno provincial de consolidar un camino propio en materia energética.
La propuesta incorpora herramientas concretas para mitigar el riesgo y brindar estabilidad a los inversores, entre ellos un período de precio fijo inicial y un mecanismo de estabilización con pisos y techos, que amortigua la volatilidad del Mercado Eléctrico Mayorista. Además, el contrato se extiende a 20 años, lo que mejora las condiciones de amortización y otorga un horizonte más largo a la inversión.
“El proyecto se emplaza en un predio de 100 hectáreas cedido por el Gobierno provincial y se orienta a abastecer de energía “de La Pampa y para La Pampa. La etapa inicial de 15 MW permitirá abastecer a más de 9.000 hogares, y en una segunda etapa, planeamos ampliar a 50 MW para llegar a más de 30.000 familias locales”, informó Roveda.
Este parque fotovoltaico no representa una acción aislada. Forma parte de una política pública sostenida con impacto territorial. En este marco, la provincia ya ha puesto en funcionamiento el parque solar de Victorica “ANTÜ MAMÜLL” y actualmente construye una nueva estación transformadora de 132/33/13,2 kV en General Pico, con una inversión superior a los 32 mil millones de pesos.
“Esta obra no solo mejora la calidad del servicio eléctrico en la región norte, sino que viabiliza la generación renovable proyectada y garantiza el abastecimiento de nuevas industrias. Aspiramos a que a mediano y largo plazo La Pampa no solo genere la energía que necesita para su desarrollo, sino que aporte una cuota destacada al Mercado Eléctrico Nacional”, remarcó Toso.
Un mensaje claro al sector privado
Pampetrol busca atraer oferentes que compartan la visión de largo plazo del Gobierno provincial, a fin de dejar capacidad instalada, construir alianzas y oportunidades para las generaciones presentes y futuras.
“La energía en La Pampa es política de Estado. Diseñamos mecanismos que otorgan previsibilidad, promueven la inversión de largo plazo y priorizan proyectos con impacto real. “Estamos convencidos de que cuando se piensa con visión de futuro, la transición energética se transforma en un motor de transformación social y productiva”, coincidieron los funcionarios.
Solis, líder mundial en tecnología de inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía, celebrará su 20° aniversario con una destacada participación en SNEC 2025 (del 11 al 13 de junio), donde presentará innovaciones de vanguardia, incluyendo el nuevo inversor híbrido mural de 125kW.
Dos décadas de innovación, un futuro de crecimiento
Fundada en 2005 en Ningbo, China, Solis ha evolucionado de ser una startup pionera a convertirse en una de las marcas de inversores más confiables del mundo, con más de 100GW de productos enviados a más de 100 países y regiones. Bajo el liderazgo continuo de su fundador, Yiming Wang, la empresa sigue marcando el rumbo en tecnología solar y de almacenamiento, facilitando la transición hacia la energía limpia en hogares, negocios y servicios públicos.
Nuevos inversores híbridos C&I con funcionalidad 4 en 1: el poder reinventado
Con su debut en China durante SNEC, la serie S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H establece un nuevo estándar en almacenamiento de energía para aplicaciones comerciales, destacándose por su flexibilidad y rendimiento excepcionales. Este inversor híbrido integra funciones 4 en 1 —FV, batería, red eléctrica y generador— simplificando la gestión energética y maximizando el retorno de inversión, tanto en aplicaciones conectadas como aisladas de la red.
Características clave en aplicaciones conectadas a la red:
Corriente de entrada FV máxima de 21A, potencia FV aprovechable hasta el 200% de la potencia nominal del inversor.
Compatible con módulos de batería de 100 a 314Ah.
Carga rápida con corriente de batería de hasta 200A.
Conexión flexible mediante acoplamiento DC y AC simultáneo.
Puertos de batería duales independientes para integración de baterías mixtas.
Características clave en aplicaciones fuera de la red:
Capacidad de sobrecarga del 160% para mayor resistencia ante picos de demanda.
Operación en paralelo de hasta 10 unidades (recomendado 6+ con gabinete de distribución Solis).
Configuraciones de batería personalizables y respaldo robusto garantizado.
Priorización inteligente de cargas con soporte extendido para cargas críticas.
Transición sin interrupciones entre modos on-grid y off-grid en menos de 10 ms.
SolisCloud AI – Asistente inteligente para gestión energética
Presentado por primera vez en SNEC 2025, SolisCloud AI representa una evolución significativa de la plataforma original de gestión energética de Solis. Con automatización inteligente y análisis avanzados, convierte los datos en decisiones estratégicas para optimizar el rendimiento, reducir costos y mejorar la toma de decisiones en tiempo real.
Esta versión mejorada con inteligencia artificial mantiene las fortalezas del SolisCloud original, incorporando además capacidades nuevas para usuarios residenciales, instaladores y profesionales del sector energético.
Principales ventajas:
Gestión horaria inteligente (TOU) impulsada por IA Ajuste automático de carga y descarga basado en precios de electricidad en tiempo real y pronósticos meteorológicos — maximizando ahorros sin intervención manual.
Integración EMS fluida y compatibilidad con terceros Cumplimiento total con estándares modernos de red y ecosistemas energéticos, permitiendo un control automatizado, cumplimiento normativo simple e integración flexible con otros sistemas.
Un ecosistema energético completo para todas las aplicaciones
“Al celebrar este hito de 20 años, nuestro enfoque sigue siendo dar forma al futuro de la energía renovable”, comentó Yiming Wang, presidente de Solis. “Nuestro crecimiento ha sido posible gracias a la confianza de nuestros clientes, socios y a un equipo comprometido. En SNEC 2025, nos enorgullece presentar innovaciones que impulsarán la próxima década del desarrollo solar y del almacenamiento», agregó.
Además, Solis invita a profesionales del sector, medios de comunicación y entusiastas de las energías renovables a conocer de cerca estos 20 años de innovación:
Fechas: 11 al 13 de junio de 2025
Ubicación: Hall 5.1H, Stand E680, Centro Nacional de Exposiciones y Convenciones, Shanghái
El primer semestre de 2025 ha sido un año de avances para ENGIE Chile en su plan de transformación. En febrero puso en marcha BESS Tamaya y en marzo fue el turno del Parque Eólico Kallpa. Ahora se suma un nuevo hito más al anunciar que el 19 de mayo el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) autorizó el inicio de la operación comercial de BESS Capricornio.
Emplazado en la comuna de Antofagasta, este parque de almacenamiento de energía en base a baterías, que cuenta con una capacidad instalada de 48 MW/264 MWh, almacena la energía generada por el sol, y capturada por la Planta Solar Capricornio, durante 5 horas a través de 96 contenedores.
Lo anterior equivale a suministrar energía limpia a 11.500 hogares del país y evita emitir al año 25.833 toneladas de CO2. Si se ejemplifica con nuestro parque automotriz, significa retirar de circulación a 8.800 vehículos aprox. de combustión convencional.
Juan Villavicencio, Managing Director Renewables and Batteries de ENGIE Chile, celebró este nuevo logro para la compañía en su plan de transformación: “Estamos orgullosos de seguir contribuyendo para tener un futuro cada vez más sostenible. BESS Capricornio es el tercer sitio que ponemos en operación durante 2025, una pieza fundamental para concretar nuestra ambición a 2027 que es contar con 3,5 GW de capacidad instalada, de los cuales más de un 60% sea de energía renovable y almacenamiento”.
Además, el ejecutivo agregó la importancia que han tomado los sistemas de almacenamiento de energía en base a baterías para avanzar en la transición energética. “Este tipo de solución permite una mayor penetración de proyectos de generación de energía renovable y entrega mayor flexibilidad al sistema eléctrico. Por lo mismo, como ENGIE Group ya contamos con 5 GW de capacidad de almacenamiento en operación y construcción a nivel mundial”, señaló.
BESS Capricornio, que contó con una inversión de US$ 73 millones, es el cuarto sitio en operación con este tipo de tecnología que cuenta la compañía en el país; sumando 263 MW de capacidad instalada en almacenamiento.
La negociación final entre Nación y las gobernación de Neuquén y Río Negro para allanar el proceso de reprivatización de las cinco represas del Comahue, ubicadas en los ríos Limay y Neuquén, finalmente se destrabó con unacuerdo político que, entre otros puntos, permitirá que las dos provincias cobren un canon del 1% por el uso del agua (cada una).
La información fue asegurada a EconoJournal por fuentes privadas y cercanas al sector público ligadas al proceso de venta del paquete accionario del complejo Chocón-Arroyito, Alicurá, Piedra del Águila y Planicie Banderita, centrales encargadas de producir el 25% de la energía hidroeléctrica de Argentina. Se espera que Nación publique los pliegos licitatorios en los próximos días.
El lanzamiento de la licitación estaba prevista para fines de abril, pero se dilató en la búsqueda de que los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck y el Ministerio de Economía -que encabeza Luis ‘Toto’ Caputo- pudieran encontrar una posición común que evite que las provincias impugnen políticamente el proceso de reprivatización. Lo que resta ahora es que el gobiernosalve aspectos administrativos finlaes para hacer pública la licitación.
Antecedentes
Amparadas en el Artículo 124 de la Constitución que fue incorporado en la reforma de 1994, que transfirió a las provincias la propiedad de sus recursos naturales, Neuquén y Río Negro reclamaban una participación en el paquete accionario de las represas. La falta de un acuerdo sobre el rol que debían ocupar al vencerse los contratos de concesiones de las empresas que operan las centrales, llevó a sucesivas prórrogas durante los últimos dos años.
En el medio de esta puja, las dos provincias aprobaron leyes propias que regulan el uso del agua de los ríos para generación eléctrica y establecen el cobro de un canon hídrico. En el caso de Neuquén, se determinó un valor de US$ 0,0050 por metro cúbico utilizado. Río Negro, en cambio, dictó en su ley que los concesionarios deberán retribuirle un 5% del monto facturado en sus ventas al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Ninguna de las dos normas fue reglamentada.
Por su parte, la postura de Nación hasta entonces fue la de sostener que el monto de regalías era suficiente para considerar que las provincias recibían una retribución por el uso del agua, aunque luego les dio la posibilidad de aplicar un esquema por medio del cual podrán cobrar en ‘especie’ las regalías hidroeléctricas, fijadas en un 12% de la venta de la energía.
Las concesiones de las represas vencieron en 2023.
Nuevo modelo
En agosto del año pasado, el presidente Javier Milei le puso la firma al Decreto 718/2024 que echó por tierra cualquier participación accionaria de las provincias y ordenó a la Secretaría de Energía llamar a concurso público para la venta del paquete accionario. Además, estableció la transferencia de las acciones correspondientes a las empresas estatales Energía Argentina (Enarsa) y Nucleoléctrica Argentina (Nasa), en consonancia con la transformación de las empresas del Estado dispuesta en la Ley Bases.
La decisión de Nación reconocía a las dos provincias a cobrar un 12% de regalías, pero las dejaba afuera de los activos de las empresas, algo que tiene correlato inmediato con el modelo de libre mercado que promulga el gobierno y con la reforma del Estado que implicó su retiro de varias empresas, entre ellas algunas energéticas como las represas.
Precio diferencial
Otro de los aspectos salientes de la nueva licitación tuvo que ver con el establecimiento de un precio diferencial para la energía, un dato que fue revelado por EconoJournalen abril pasado. La decisión de Economía finalmente fue la de establecer como condición a las empresas que se adjudiquen las represas estarán obligadas a vender durante los primeros dos años, un 95% de la energía producida para abastecer la demanda prioritaria o residencial. La licitación contempla, a su vez, que esa energía tendrá un precio diferencial que estará fijado por la Secretaría de Energía y que oscilaría entre los US$ 15 y 20 por megawatt hora (MWh), es decir, por debajo de la mitad del costo monómico que cotiza cerca de los 68 dólares.
En cambio, el 5% restante podrá comercializarse a precio libre en el Mercado a Término (MAT), recién a partir del último cuatrimestre del año. El pliego prevé que el porcentaje que los nuevos concesionarios puedan contractualizar libremente en el MAT aumentará en el tiempo: la cuota de ‘libre comercialización’ podría ampliarse un 10% adicional cada 12 o 24 meses.
La razón por la que la gestión de Milei decidió avanzar en este modelo tiene que ver con evitar una disparada en los precio de la energía eléctrica que se plasme luego en las facturas de luz que reciben los hogares o que el Estado nacional deba desembolsar una masa más alta de subsidios energéticos.
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Se trata de una empresa de capital estatal que busca ser proveedor de la industria del Oil & Gas. Un aterrizaje que ocurre en medio del recelo del sector privado por las importaciones del gigante asiático. Una empresa petrolera, de las más importante de China, se prepara para desembarcar en Argentina. Se trata de un gigante productor de gas y petróleo, que explora negocios en el país, con foco en Vaca Muerta y fecha de apertura de sus oficinas. Un aterrizaje que ocurre en medio de la atención que una parte del sector privado le pone a las importaciones del […]
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Tal como estaba previsto YPF y Eni firmaron el viernes (6/6) un acuerdo hacia la concreción de una de las fases del proyecto Argentina LNG. Fue en Roma y por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de Eni, Claudio Descalzi.
“Estamos avanzando muy rápido con Eni. Confiamos que antes de fin de año podremos alcanzar la decisión final de inversión y hacer realidad esta fase del proyecto, que es clave para el futuro energético de nuestro país”, destacó Marín.
El acuerdo define los pasos requeridos para alcanzar la Decisión Final de Inversión de esta fase del proyecto, que incluye la producción, tratamiento, transporte y la licuefacción de gas mediante unidades flotantes con una capacidad total producción de 12 millones de toneladas de GNL por año.
Con este nuevo avance, YPF continúa dando pasos firmes hacia la concreción del proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador energético confiable a nivel global, se destacó.
Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones, a través de las diversas fases, por hasta 30 millones de toneladas anuales de GNL para 2030.
Eni es una empresa energética global con su casa matriz en Italia. Opera en más de 60 países y, a través de sus subsidiarias, está presente en toda la cadena de valor energética.
La ciudad de Neuquén volverá a convertirse en la sede de uno de los eventos más esperados del año por el sector de la construcción y la infraestructura. Se trata de la nueva edición de Edifica Neuquén, una de las exposiciones más importantes del país en su rubro, según precisaron desde la organización.
La jornada, que este año se desarrollará bajo el lema “Sinergia e innovación constructiva para un Neuquén en crecimiento”, tendrá lugar en el Centro de Convenciones Domuyo,emplazado en la Isla 132 de la ciudad de Neuquén y su entrada será libre y gratuita.
El encuentro promete superar el éxito de su edición anterior – que reunió a más 45.000 visitantes y 130 empresas y marcas expositoras-, y consolidarse,así como uno de los epicentros nacionales de la obra pública y la innovación tecnológica. “Edifica Neuquén será el escenario perfecto para invertir, crecer y conectar con quienes están liderando el futuro del país”, precisaron.
Una plataforma para la innovación
Edifica Neuquén será un hub de negocios, innovación y conocimiento. En esta nueva oportunidad contará con espacios al aire libre, sectores cubiertos, capacitaciones prácticas con certificación para operarios y profesionales, presentaciones de productos y servicios innovadores y disertaciones de referentes y especialistas del sector.
También habrá rondas de negocios público-privadas y experiencias culturales y artísticas con el fin de acercar la construcción a la ciudadanía. Desde grandes compañías desarrolladoras hasta estudiantes de carreras técnicas, todos tendrán un lugar.
Un epicentro federal con mirada internacional
Su convocatoria se extenderá a empresas, profesionales y gobiernos de todo el país, desde Jujuy hasta Tierra del Fuego, así como a invitados y entidades de diferentes países.
El evento está dirigido a constructoras, empresarios, arquitectos, desarrolladoras inmobiliarias, ingenieros, instaladores, técnicos, consultores, diseñadores, aplicadores, proveedores de materiales, maquinarias y herramientas y a estudiantes de carreras afines.
Una oportunidad única de cara al futuro
“El objetivo del evento es claro. Se trata de reunir a toda la cadena de valor del sector de la construcción en un único lugar, fomentando el intercambio de ideas, la capacitación técnica y las oportunidades comerciales. También, la meta será impulsar la sinergia entre las diferentes empresas ya que quienes participen podrán exhibir sus productos, generar negocios y conectarse con las principales figuras del sector”, indicaron.
La exposición contará con espacios abiertos, domos cerrados y disertaciones de expertos internacionales.
Un polo que crece al ritmo de Neuquén
“Con el impulso de la obra pública de la provincia, el desarrollo Vaca Muerta y la expansión constante de edificaciones privadas, Neuquén se posiciona como una de las provincias con mayor crecimiento del país. Este panorama de crecimiento exponencial convierte a Edifica Neuquén 2025 en un imán para inversores, desarrolladores y empresas del rubro”, plantearon desde la organización.
El real estate tendrá su espacio en Edifica 2025, con el lanzamiento de el Congreso Real Estate Neuquén, titulado: ¨Palpitando desarrollos en el corazón de Vaca Muerta¨, que contara con spikers y presencia de: Arq. Rodrigo Demarchi como moderador, Mauro Squillari de Acindar, y el cierre estará a cargo del prestigioso Arquitecto Damian Tabakman. “La apuesta por la infraestructura, la tecnología y la innovación convierte al encuentro en un evento estratégico para quienes buscan hacer crecer sus negocios en un entorno productivo y dinámico”, aseguraron.
Edifica Neuquén 2024: ¿cuál fue su impacto?
La primera edición de Edifica Neuquén contó con la presencia de empresas desarrolladoras, inmobiliarias, fabricantes de maquinarias y utilitarios, empresas de sistemas constructivos y viviendas, fabricantes de herramientas y materiales, empresas proveedoras y fabricantes de decoración, quienes exhibieron allí sus productos y servicios.
Contó con más de 45.000 visitantes y más de 130 firmas expositoras y con la cobertura en medios regionales, nacionales e internacionales
Estuvo presente el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT)
Participaron organismos internacionales y cámaras binacionales
Se llevó a cabo el lanzamiento de créditos y líneas de financiamiento provinciales
La jornada fue declarada de interés legislativo por la Cámara de Diputados de Neuquén
Fue tendencia en redes sociales durante los 3 días en los que se desarrolló
¿Querés ser parte de esta nueva edición?
Las inscripciones para expositores y sponsors ya están abiertas. Quienes deseen ser parte pueden comunicarse al contacto oficial:
“Edifica Neuquén 2025 ya está en marcha. Será el evento clave para ser parte del presente y futuro de la construcción, la infraestructura y el desarrollo tecnológico en la Argentina”, concluyeron desde la organización del evento.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de Eni, Claudio Descalzi, firmaron este viernes en la ciudad de Roma un acuerdo para el desarrollo conjunto de una de las fases de “Argentina LNG”, proyecto diseñado para explotar los recursos de Vaca Muerta y abastecer los mercados internacionales. El acto contó con la presencia del presidente Javier Milei, junto a su par de Italia Giorgia Meloni.
YPF y ENI ya habían firmado un Memorando de Entendimiento el 14 de abril y en esta ocasión, según dejaron trascender las partes, se definieron «los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de esta fase del proyecto, que incluye la producción, tratamiento, transporte y la licuefacción de gas mediante unidades flotantes con una capacidad total de 12 millones de toneladas de GNL por año».
«Estamos avanzando muy rápido con Eni. Confiamos que antes de fin de año podremos alcanzar la decisión final de inversión y hacer realidad esta fase del proyecto, que es clave para el futuro energético de nuestro país”, destacó Marín tras el acto.
La iniciativa implica la instalación de dos unidades flotantes con capacidad de 6 Millones de toneladas por año (MTPA) cada una. Se prevé que el primer barco comenzará a estar operativo en el año 2029 y en los próximos meses se conocerán nuevas compañías internacionales que manifestaron su interés en sumarse al proyecto.
El proyecto “Argentina LNG”, liderado por YPF, incluye en sus tres etapas a empresas nacionales e internacionales como Shell, ENI, PAE, Pampa Energía, entre otras y tiene como objetivo exportar gas por 15 mil millones de dólares anuales durante 20 años de manera constante desde el 2031.
Proyecto estratégico
Este proyecto es considerado por el Gobierno argentino como estratégico para el país dado que, en el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente clave de suministro energético confiable. En ese sentido, se estima que la demanda de gas natural licuado representa más de un tercio del comercio mundial y se prevé que se duplique para 2050.
Luego de la rúbrica del acuerdo, los mandatarios compartieron una cena privada donde pudieron conocer mas del proyecto a nivel global y los próximos pasos que darán ambas compañías hasta llegar a la Decisión final de Inversión (FID) que se espera alcanzar en diciembre próximo.
Raízen, el gigante brasileño que es propiedad del grupo Cosán y de Shell, empezó formalmente a sondear el interés real de empresas del mercado energético por sus activos en la Argentina. En concreto, Raízen autorizó al BTG Pactual —el banco de inversiones más grande de América latina— a firmar acuerdos de confidencialidad (NDA’s, por su sigla en inglés) con compañías interesadas en adquirir la refinería de Dock Sud, una de las plantas con mayor capacidad de conversión del parque local, y su red de más de 890 estaciones de servicios en el país. Así lo indicaron a EconoJournal dos fuentes privadas sin contacto entre sí.
A fines del primer trimestre Raízen comunicó el inicio de un proceso de revisión estratégica de todo su porfolio de activos a nivel regional como consecuencia de la necesidad de enfrentar una delicada situación financiera que motivó el recambió de la mayor parte del top management de la empresa. No está claro, en ese contexto, si Raízen busca desprenderse de su negocio en la Argentina, que a diferencia de otras actividades del grupo que cerraron un 2024 con pérdidas registró un sólido balance económico durante el año pasado e incluso encuentra a la empresa en pleno desarrollo de una inversión de US$ 700 millones para modernizar su planta en el sur de Buenos Aires.
La refinería de Raízen en Dock Sud.
La firma de NDA’s con al menos dos empresas da cuenta que el holding brasileño está dispuesto a evaluar una eventual venta de un activo ‘sano’ para intentar enderezar su negocio en Brasil, que podría obligarla a concretar desinversiones por alrededor de US$ 3000 millones, según indicaron fuentes privadas. Una de las compañías interesadas es Trafigura, uno de los mayores tradersde materias primas y derivados del planeta, que en el país opera la refinería de Bahía Blanca y la red de la marca Puma.
Interesados
La rúbrica de esos acuerdos de confidencialidad —que son apenas una condición necesaria para abrir una negociación formal— no garantizan en lo más mínimo que la compañía brasileña concrete su salida de la Argentina. Para eso, deberá encontrar una contraparte que quiera desembolsar una cifra que oscilaría entre los 1500 y los 2000 millones de dólares; por encima de los US$ 950 millones que pagó la brasileña a Shell en 2018 para desembarcar en el país.
A priori, parece complejo que un jugador del mercado doméstico esté dispuesto a estirarse hasta esos montos. Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que el área de Downstream de YPF también evaluará una eventual sinergia de la refinería de Dock Sud y del parque de estaciones de Raízen con el complejo refinador y la red de comercialización de la petrolera bajo control estatal. Pero no será sencillo que eso suceda porque, por un lado, la compañía que preside Horacio Marín está lanzada a financiar proyectos de infraestructura ligados al desarrollo de Vaca Muerta, como el VMOS, la nueva terminal de exportación en Río Negro, y el Argentina LNG, la iniciativa para exportar Gas Natural Licuado. Y por el otro, porque es difícil que la Comisión Nacional de Defensa a la Competencia (CNDC) autorice que YPF, que ya controla un 55% del mercado de combustibles, se quede con los activos de Raízen, el segundo jugador del mercado.
Negociación incipiente
En cualquier caso, las conversaciones de jugadores del mercado local de combustibles con BTG Pactual son incipientes y de limitada probabilidad de ocurrencia. No sólo por los valores que involucra la operación —que demandará de un delicado proceso de acercamiento entre las aspiraciones del vendedor y las ofertas de los potenciales compradores—, sino también porque desde lo estructural la Argentina tampoco ofrece certezas.
En lo económico, si bien la macro luce más ordenada (con estabilización cambiaria e inflación decreciente en mayo), la mayoría de los inversores internacionales están a la espera de ver qué sucede durante el segundo semestre del año y conocer qué resultados cosecha La Libertad Avanza (LLA) en las elecciones de medio término.
Un alto directivo del sector petrolero lo puso en estos términos: “Cuando se compra un yacimiento de petróleo en Vaca Muerta, uno desembolsa dólares para obtener dólares por la exportación de crudo, pero cuando se invierte en un activo de refinación, uno invierte dólares para recuperarlos en pesos mediante la venta de combustibles. El riesgo es mucho mayor«. «Por eso, es clave saber si el plan macroeconómico de (Javier) Milei es consistente o no”, concluyó.
Con motivo del Día Mundial del Ambiente, la compañía de turbinas eólicas Goldwind Argentina anunció la realización del encuentro “Road to Plastic Zero”, que se llevará a cabo el 12 de junio (a las 17) en el Sofitel Recoleta, de Buenos Aires.
Este ámbito será un espacio para exponer prácticas con estándares internacionales vinculadas a los Objetivos del Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas.
La jornada contará con la participación de responsables de ambiente y asuntos públicos de empresas de energía como Goldwind, Total Energies, Central Puerto y Genneia, quienes compartirán sus experiencias y estrategias para la descarbonización de las actividades y en la lucha contra la contaminación plástica.
Goldwind presentará el proyecto Goldwind- ALUAR de Reutilización y Reciclaje de 95.000 metros cuadrados de lonas PVC, que tendrá un impacto positivo en el desarrollo local de la provincia de Chubut. Esta iniciativa de responsabilidad social busca generar una gestión responsable del material no utilizable de la obra del Parque Eólico La Flecha, con sus 56 aerogeneradores.
Genneia abordará las iniciativas desarrolladas en torno al reciclado de componentes de la industria eólica, en particular de palas de aerogeneradores, así como las estrategias generales de reducción de la huella de carbono y de gestión responsable de los residuos de sus parques eólicos.
Total Energies, por su parte, ahondará su compromiso con la descarbonización de sus operaciones y la implementación de estrategias en diversas áreas, como la producción y distribución de energía, la descarbonización de refinerías y la colaboración con otras empresas para desarrollar soluciones sustentables a nivel climático.
El evento contará con la presencia de representantes de las empresas líderes del sector de energía, autoridades nacionales y de la provincia de Chubut, así como representantes diplomáticos de la República Popular China.
Goldwind, con el apoyo de la Cámara Argentino China de la Producción, Industria y Comercio, invita a todos los interesados en la sostenibilidad y el medio ambiente a ser parte de este encuentro.
La compañía opera en el país cinco proyectos que suman 354 MW y construye tres nuevos parques eólicos que entrarán en operación entre 2025 y 2026, incluyendo La Flecha, de Aluar, central de generación eólica de 582 MW.
La Bolsa Argentina de Carbono (BACX) inició este viernes las operaciones de la primera plataforma de trading digital para los mercados de carbono. Este desarrollo permitirá operar en el mercado voluntario argentino a través de un sistema digital que permite listar y negociar créditos de carbono verificados de todos los estándares internacionales, con requisitos de transparencia y trazabilidad, se explicó en el evento realizado en sus oficinas de Buenos Aires.
Adrián Cosentino, director de BACX y ex presidente de la Comisión Nacional de Valores (CNV), describió los aspectos técnicos y los resguardos jurídicos de la plataforma, destacando que cuenta con estándares internacionales de seguridad, gobernanza y mecanismos de mitigación de riesgo
Cosentino explicó que la plataforma está diseñada para asegurar que cada operación de compraventa de créditos de carbono sea “transparente, trazable y verificada bajo los estándares internacionales más representativos a nivel global. Estamos poniendo a disposición del mercado nacional la tecnología más segura y confiable existente en el mundo, para garantizar la gobernanza de las operaciones financieras”.
Alejandro Guerrero, CEO de BACX, y Alejandra Scafati, vicepresidenta.
Iniciativas de Certificación
BACX también presentaron tres iniciativas argentinas de certificación de carbono que utilizarán su plataforma para transaccionar sus créditos emitidos, y el primero de los casos expuestos fue de la compañía forestal Unitán, con créditos por sus operaciones en Chaco y Formosa.
Precisamente, durante el evento, se realizó una demostración en tiempo real de la apertura de una cuenta y de una transacción de compraventa digital que estuvo a cargo de Unitán, que vendió los primeros bonos a la empresa Fugran, dedicada a la protección sanitaria de cereales almacenados y subproductos.
También se analizó la oferta de Nideport, con un proyecto en Misiones de soluciones basadas en la naturaleza; y la provincia de Misiones, que se convirtió en el primer proyecto jurisdiccional subnacional en avanzar en la certificación de la reducción de la deforestación y degradación de bosques nativos en la provincia.
“Al facilitar la compraventa de estos créditos verificados, BACX busca abrir una vía estratégica para que Argentina genere divisas a partir de un nuevo activo financiero”, expresó Alejandro Guerrero, CEO de BACX. El directivo explicó además, que el modelo operativo de la plataforma se apoya “en socios estratégicos como ACX y Lockton, que aportan conocimiento especializado en áreas como trading, riesgo, escalabilidad del mercado y financiamiento”.
Asimismo, Guerrero detalló que BACX aspira a convertirse “en la entidad que impulse el desarrollo y la promoción de proyectos nacionales, operando como un instrumento que colabore con el desarrollo productivo y competitivo de Argentina, y sirviendo de puente entre la acción climática y las necesidades de inversión”.
Por su parte, Alejandra Scafati, vicepresidenta de BACX y especialista en mercados de carbono, señaló la puesta en marcha de BACX “se alinea con la Estrategia Nacional para el Uso de Mercados de Carbono (ENUMeC) del país, que contempla el uso de estos mercados para el cumplimiento de sus metas climáticas”.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) advirtió que las inversiones petroleras a lo largo de todo el mundo caerán alrededor de un 6% durante el 2025, marcando la primera baja en una década, sin contar lo sucedido durante la crisis del coronavirus en 2020.
“Esta disminución en la inversión petrolera se debe a la incertidumbre económica, las menores expectativas de demanda y la bajada de precios”, explicó Fatih Birol, director general de la AIE.
Según indicaron, el organismo espera que la inversión total en exploración y producción de petróleo y gas para este año sea de USD 570.000 millones mientras que la inversión mundial en refinerías bajaría hasta los USD 30.000 millones.
“En las últimas semanas, algunas empresas de petróleo de esquisto de EE.UU. ya han informado recortes en sus planes de inversión”, agregaron.
Vale recordar que el precio del crudo acumula una pérdida del 12% en lo que va del año debido a la política arancelaria del presidente estadounidense Donald Trump, que amenaza con desacelerar la economía mundial, mientras que la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) aumenta la producción en un mercado ya bien abastecido.
El Gobierno estableció una modificación en la periodicidad de ajuste de tarifas para el transporte y distribución de gas natural, que dejarán de ajustarse semestralmente para hacerlo de forma mensual, basándose en índices establecidos por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Estas subas tendrán impacto en la factura a pagar por los usuarios.
La medida se implementó a través de la Resolución 241/2025 de la Secretaría de Energía, publicada este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su titular, María Carmen Tettamanti.
La norma establece que las tarifas de transporte y distribución de gas “serán ajustadas mensualmente de acuerdo con la variación operada en los índices establecidos al efecto por el ENARGAS en la Revisión Quinquenal Tarifaria correspondiente”.
“La Licenciataria podrá presentar a la Autoridad Regulatoria los cuadros tarifarios ajustados para su aprobación, juntamente con una memoria de cálculo bajo el formato que establezca la misma Autoridad Regulatoria”, añade. En cuanto al transporte, el esquema deberá ser aprobado en 7 días, mientras que el de distribución tendrá 15 para su visto bueno. En ambos casos, no se harán efectivos antes del día 1º del correspondiente mes.
En sus considerandos, la resolución plantea que “en el contexto del estado de emergencia vigente, se han adoptado diversas medidas regulatorias orientadas a la sostenibilidad económica del sector; estas acciones se han materializado en un esquema de ajustes tarifarios graduales, concebido para mitigar la volatilidad en los costos para los usuarios, fomentando la predictibilidad de sus economías domésticas“.
Así, “con la puesta en vigencia de los resultados de la Revisión Quinquenal de Tarifas, es necesario establecer un mecanismo de ajuste periódico de las tarifas que sostenga los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando todo ajuste significativo derivado de la acumulación de ajustes tarifarios no implementados con anterioridad”.
El presidente de la compañía estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), Horacio Marín, afirmó que la petrolera “va a ser la mejor empresa del mundo”, en relación al nuevo nuevo diagrama de precios variables por hora, con el uso de Inteligencia Artificial (IA) y la modalidad de autoservicio, durante la madrugada.
El presidente de YPF explicó que el pico máximo de venta de combustible lo tienen a las 18, vendiendo 1 millón de litros de nafta, mientras que a las 3 de la madrugada se encuentra el mínimo.
“Si vendemos poco se pierde plata. Por eso vamos a bajar los costos fijos a la noche”, indicó en declaraciones a Radio Rivadavia. Agregó, además, que implementarán el sistema de autoservicio en todas las estaciones.
El autodespacho de combustibles fue autorizado en todo el país por el Gobierno Nacional a fines de enero de este año como modalidad optativa, a elección de los expendedores, determinando que se puede implementar en forma total o instalar en el establecimiento solo algunos surtidores de autoservicio.
Entre los argumentos que expuso el Ejecutivo en la normativa, para avalar la decisión, aparece que habilitar como regla la modalidad de autodespacho de combustible “permitirá a las estaciones de servicio contar con una posibilidad más para organizar la oferta de sus servicios; incluso podría permitir la fijación de un precio diferenciado más bajo para esta alternativa, con claro beneficio para el consumidor”.
“Quiero que los que carguen en las competencias vengas a YPF durante la noche”, expresó.
Por otro lado, detalló que los playeros del turno noche seguirán conservando su trabajo y serán desplazados a las estaciones de servicio “en donde haya más cola”.“La productividad es reagrupar gente en donde más valor hay”, sostuvo.
El anuncio del nuevo diagrama lo había adelantado durante el evento Energía Chubut 2050. En el mismo, anunció que el nuevo mecanismo para definir los valores de la nafta y gasoil por franjas horarias se pondrá en funcionamiento a partir del lunes 23 de junio.
El sistema se aplicará en las cerca de 1.600 estaciones de servicio de todo el país y estará orientado en buscar mejorar la eficiencia operativa y económica del segmento de comercialización de la empresa de mayoría estatal.
Tras la reunión con las autoridades de YPF en Buenos Aires, donde se llevó a cabo la rúbrica del acuerdo para definir el traspaso de los activos de YPF a FOMICRUZ S.E.; el gobernador Claudio Vidal indicó que este acuerdo permitió “cerrar una etapa importantísima para la provincia y comienza otra donde buscamos estabilidad, una actividad más confiable para los inversores, pero más que nada para los santacruceños”.
El mandatario remarcó que llegar a la firma de este acuerdo “costó muchísimo, no es fácil discutir con YPF y con este Gobierno nacional, porque hay una bajada de línea importante sobre las empresas que den perdidas se cierren o se transformen en sociedad anónima”. Al respecto, indicó que “generará que Santa Cruz tenga más posibilidades, no solo por el ingreso de dinero que va a servir para sanear cuentas del Estado y obra pública, sino que FOMICRUZ es dueña de los activos y los puede licitar, de propiedades, vehículos de transporte”.
Vidal advirtió que YPF desde 2015 a la fecha “generaba pérdida en producción, baja de contratos, baja en movimientos económicos y generaba desempleo”. “Los mejores años de producción petrolera se fueron, lamentablemente durante varias décadas no se aprovechó ese momento como se debía, y hoy es parte del pasado, porque hoy miramos al futuro como una actividad con estabilidad y buena proyección”, aseguró.
Al finalizar, dejó en claro que “nuestra decisión política es que nuestros activos no vuelvan a pasar a manos de una sola empresa, un empresario o una operadora, nosotros queremos que los yacimientos sean licitados por varias operadoras”.
El Gobernador subrayó la necesidad de ampliar el sistema de competencia, recuperar la producción, generar más empleos y regalías para la provincia.
“Es un acuerdo justo para los santacruceños”, señaló Vidal, al precisar que en los próximos días YPF estaría transfiriendo el 70% del bono para obra pública, en tanto estarán chequeado los remanentes con la documentación presentada por la operadora.
El Acuerdo
Este acuerdo le da continuidad al Memorando de Entendimiento (MOU) de abril mediante la subscripción de los acuerdos definitivos de cesión de los bloques: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida – Las Heras, y las concesiones de transporte asociadas a las Áreas.
El siguiente paso es la publicación del decreto provincial que ratificará el acuerdo. De esta manera, la compañía 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.
Durante el encuentro, YPF también firmó el compromiso para desarrollar este año la exploración de dos pozos en las áreas “La Azucena” y uno en “Campamento Este” en la formación Palermo Aike, cuenca austral. Con 12.600 kilómetros cuadrados, Palermo Aike es la segunda formación en importancia a explorar luego de Vaca Muerta y se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.
El Gobierno publicó días atrás en el Boletín Oficial la Resolución 717/2025, mediante la cual eliminó la obligatoriedad de reportar los cambios de precios en las estaciones de servicio.
La medida pone fin al sistema de información implementado desde 2016 que exigía a las bocas de expendio informar en tiempo real cada modificación en los valores al público.
A partir de ahora, las estaciones de servicio ya no tendrán la obligación de informar a la Secretaría de Energía cada vez que modifican los precios de sus combustibles.
De esta manera, estamos quitando trabas burocráticas y dándole más libertad al sector privado. pic.twitter.com/CMNOPDR9EI
— Secretaría de Energía (@Energia_Ar) June 2, 2025
“A partir de ahora, las estaciones de servicio ya no tendrán la obligación de informar a la Secretaría de Energía cada vez que modifican los precios de sus combustibles. De esta manera, estamos quitando trabas burocráticas y dándole más libertad al sector privado”, informó la Secretaría de Energía.
A través de este mecanismo, los consumidores podían acceder a comparaciones en sus zonas de influencia, lo que incentivaba una dinámica competitiva saludable y ofrecía más opciones de decisión al momento de cargar combustible.
En el Día Mundial del Ambiente, el Parque Empresarial Austral (PEA) anunció un acuerdo estratégico con Energeia, compañía especializada en energía renovable. Gracias a este convenio, el PEA se convertirá en el primer parque empresarial científico-tecnológico del país en operar con un suministro eléctrico 100% proveniente de fuentes limpias.
Esta iniciativa forma parte de sus múltiples actividades en materia de sostenibilidad que lo posicionan como un referente dentro de su sector en materia de cuidado ambiental, compromiso social e institucional con el entorno.
La alianza contempla el suministro de 800.000 kW de energía anual, proveniente exclusivamente de fuentes no contaminantes. Esta transición permitirá que las más de 90 empresas radicadas en el parque reduzcan su huella de carbono y asimismo logren un ahorro económico en relación al consumo anterior de energía de fuente fósil, marcando un hito en la adopción de soluciones sostenibles en el ámbito productivo.
“La firma de este acuerdo es motivo de gran orgullo para todo el equipo del Parque Empresarial Austral. Es el resultado de un trabajo sostenido en nuestra agenda de sostenibilidad, que nos consolida como referentes del sector y reafirma nuestro compromiso con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Agenda 2030”, expresó Belén Aliciardi, abogada especialista en Derecho Ambiental y líder de ESG del PEA.
Por su parte, Mauricio Roitman, CEO de Energeia, empresa especializada en abastecimiento energético proveniente de fuentes renovables, manifestó: “Estamos muy contentos de ayudar a que el Parque Empresarial Austral sea más sostenible ambientalmente por medio de contratación de energía limpia. Así, contribuiremos a que las empresas allí radicadas, puedan bajar su huella de carbono y al mismo tiempo, generar ahorros económicos. Ese es nuestro propósito”.
Un ecosistema comprometido con el desarrollo sostenible
Desde su fundación en 2006, el Parque Empresarial Austral promueve un modelo de desarrollo basado en el impacto positivo para las organizaciones que lo integran y para el entorno que lo rodea. Convencido de que las empresas deben ser protagonistas de una transformación sostenible, el PEA impulsa una política activa de ESG (Environmental, Social and Governance, por sus siglas en inglés), con iniciativas orientadas a la ética corporativa, la diversidad e inclusión, el vínculo con las comunidades locales, el desarrollo científico-tecnológico y el uso responsable de los recursos naturales.
¿Por qué se celebra el Día Mundial del ambiente?
El Día Mundial del ambiente se conmemora cada 5 de junio desde 1973, por iniciativa de la Organización de las Naciones Unidas (ONU). Es una fecha clave para sensibilizar a gobiernos, empresas y ciudadanos sobre los desafíos ambientales más urgentes, como el cambio climático, la pérdida de biodiversidad, la contaminación y la gestión sostenible de los recursos. Este año, el Día Mundial del Ambiente se centra en la urgente necesidad de abordar la contaminación plástica, un problema que afecta a la salud humana, la biodiversidad y los ecosistemas.
Acerca del Parque Empresarial Austral
El Parque Empresarial Austral es un hub de innovación y conocimiento ubicado en Pilar, Argentina. Fundado en 2006 en el corazón del ecosistema de la Universidad Austral, integra ciencia, tecnología y sostenibilidad para potenciar el desarrollo de empresas con impacto. A través de su vínculo con instituciones de excelencia, ofrece infraestructura de vanguardia, servicios integrales y acceso a talento, investigación aplicada y redes estratégicas. Su comunidad está conformada por más de 90 startups, pymes y grandes compañías que encuentran en el parque un entorno ideal para crecer, colaborar y transformar el conocimiento en valor real.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó una nueva metodología de ajuste periódico de tarifas y los cuadros tarifarios para Camuzzi Gas Pampeana, lo que implica un incremento en las facturas de gas para los usuarios.
Esta medida, que impacta en gran parte del interior de la provincia de Buenos Aires y La Pampa, se basa en diversas resoluciones y directrices gubernamentales, que apuntan, informaron, a mantener la sustentabilidad económica del servicio.
El incremento salió publicado en la Resolución 362/25 del Ente, y de acuerdo a la norma, los nuevos valores entran en vigencia este viernes ya que “resulta razonable y prudente continuar con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético“, consignaron. Si bien este tipo de ajustes se da en todo el país, en suelo bonaerense es Camuzzi Gas Pampeana la empresa encargada de ponerlo en práctica.
Desde ahora, el cargo fijo por mes que va a pagar un usuario residencial será un 4,2% más caro. Mientras que el cargo por metro cúbico de consumo se ajusta en tono al 2,1% en comparación al cuadro tarifario publicado en mayo. Estos porcentajes corresponden a las tarifas finales de usuarios residenciales nivel 1 ya que es la categoría que se usa como referencia para los de nivel 2 y 3. Para estos dos sectores se mantendrán las bonificaciones ya establecidas en las facturas.
La resolución, firmada por el interventor del ENARGAS, Carlos Alberto María Casares, responde a las instrucciones de la Secretaría de Energía y del Ministerio de Economía, encabezado por el ministro que solicitó continuar con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético para el mes de junio de 2025.
Tras tres ediciones en Córdoba y Entre Ríos en esta oportunidad Rosario será la sede que albergará la 4° Edición del Congreso Internacional de Maíz (CIM), el evento en el que toda la cadena se reunirá para discutir el presente y pensar el futuro de este cultivo. En el marco de Agroactiva, el gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, fue el encargado del lanzamiento oficial del CIM en el auditorio del stand que la provincia posee en la muestra.
El funcionario, que estuvo acompañado por el ministro de Desarrollo Productivo provincial, Gustavo Puccini; por la vicegobernadora de Santa Fe, Gisela Scaglia, y de Córdoba, Myrian Prunotto; y por el fundador del CIM y CEO de La Pastelera Producciones, Joaquín Pinasco, remarcó la importancia de que el Congreso llegue a Santa Fe, subrayando la centralidad que el maíz tiene para la provincia.
En este sentido, el mandatario agradeció que el CIM se lleve a cabo en su provincia y, particularmente en Rosario, que fue elegida “como sede de este evento tan importante a nivel mundial”.
El evento
“Es una ciudad que viene superando enormes desafíos y que hoy vuelve a estar en la agenda internacional. Hace un tiempo, un evento de estas características era impensado en Rosario, pero hoy vemos cómo vuelven los espectáculos masivos, los eventos culturales, deportivos, científicos. Este congreso no sólo pone al maíz y a la producción en el centro del debate global, sino que también proyecta a Rosario como una ciudad preparada para recibir al mundo», sostuvo Pullaro.
Por su parte, Puccini hizo hincapié en la importancia estratégica del maíz, tanto para la provincia como para el país, destacando el crecimiento que el cultivo ha tenido en los últimos años y en la expectativa de que recupere el total del área pérdida a manos del spiroplasma.
Además destacó “el trabajo conjunto que venimos impulsando” entre las provincias que integran la Región Centro, al asegurar que “esta mirada productiva y federal, articulada entre Santa Fe, Córdoba y Entre Ríos, es una señal clara de que el camino para el desarrollo del país es con más producción”.
“El CIM representa una gran oportunidad: no sólo porque se trata de uno de los cultivos más relevantes para nuestra economía, sino porque nos permitirá debatir, analizar y proyectar hacia dónde va el mundo en materia agroindustrial», afirmó Puccini.
A su turno, Prunotto, manifestó su alegría de que el evento llegue a Santa Fe, siendo testigo de que era una idea que se había forjado en Córdoba y destacó la importancia de la Región Centro en la discusión productiva y de desarrollo.
Impacto
Al mismo tiempo, el fundador del CIM, Joaquín Pinasco, manifestó su alegría de llegar a Rosario con “un Congreso que nuclea conocimiento y que trata de darle un valor agregado a los productores, ingenieros, contratistas y asesores, construyendo conocimiento de cara a una agricultura regenerativa pensando en el ambiente, el productor y la industria”.
“Esperamos miles de productores con una grilla de conocimiento y ciencia que va a superar los 100 oradores nacionales e internacionales. Estamos construyendo una reunión global del cultivo más importante del mundo y que eso suceda en Argentina y más particularmente en Rosario, Santa Fe, nos llena de orgullo. De la mano de la Región Centro, La Pastelera Producciones SRL y la articulación también del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Argentina vuelve a estar en el foco de la Agricultura regenerativa moderna», finalizó.
La cita será en el Salón Metropolitano de Rosario el 27 y 28 de agosto, con entrada libre y gratuita (cupos limitados) previa inscripción en congresointernacionaldemaiz.com.ar.
Debido al creciente aumento en los accidentes viales en las rutas que conducen a los yacimientos de Vaca Muerta, el gobierno de Neuquén anunció la emergencia vial y determinó limitar la circulación del tránsito pesado en horas pico. La decisión se da días después que la gestión del gobernador Rolando Figueroa anunciara un acuerdo con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para que diez empresas petroleras financien la ejecución del bypass de Añelo que permitirá contar con una vía paralela a la Ruta 7.
El actual colapso de las rutas provinciales se hizo evidente en las últimas semanas cuando se registraron varios accidentes fatales en las rutas que comunican Neuquén, San Patricio del Chañar y Añelo, vías que permiten el acceso a Vaca Muerta. Según los datos aportados a EconoJournal por la Coordinación de Tránsito de la zona Añelo-El Chañar, en los últimos meses se registraron cinco víctimas fatales, tres de las cuales fueron entre esta semana y la anterior. En la mayoría de los casos, los choques fueron protagonizados por vehículos que trasladan a trabajadores petroleros o camiones vinculados a la industria. Desde enero a abril, se contaron un total de 53 accidentes en el tramo de la Ruta 7, entre Chañar y Añelo, en el cruce de la Ruta 7 y la Ruta 8, y en el cruce de la Ruta 51.
Con el objetivo de reducir la siniestralidad vial y garantizar la seguridad en las rutas que conducen a Vaca Muerta, el gobierno creó esta semana el Consejo Provincial de Tránsito y convocó a diferentes autoridades públicas como la Policía, divisiones de Tránsito, ministros, organismos de emergencia y también a los sindicatos de Petróleo y Gas Privado de Rio Negro, Neuquén y La Pampa, y Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (UOCRA) para evaluar medidas urgentes. Además, llamó a participar a la CEPH y al Sindicato de Camioneros.
Entre enero y mayo se registraron 55 accidentes en rutas de Vaca Muerta y cinco víctimas fatales. (Foto: Gentileza El Chañar Digital).
Las medidas
Tras la reunión, la gestión de Figueroa anunció que en las próximas semanas se restringirá el tránsito del transporte pesado en las franjas horarias de 7 a 10 y de 18 a 21 horas. Además, se implementará una baja en la máxima permitida, controles de tránsito cada 10 kilómetros y operativos sorpresa.
También anunciaron un paquete de obras que incluyen la demarcación horizontal con pintura reflectiva, cartelería led, semáforos reprogramados, la eliminación de giros peligrosos y la colocación de reductores de velocidad. Además, esto incluye la reparación de la calzada en la Ruta 7 y la rehabilitación de la balanza ubicada en Picada 19 (El Chañar) junto con la creación de playas de estacionamiento para camiones.
Por otro lado, en un plazo de 30 días a seis meses, el gobierno neuquino afirma que elaborará una mejora integral de la infraestructura que incluye el bacheo y señalización de las rutas, la reconstrucción de rotondas, la coordinación con la provincia de Río Negro y la incorporación de tecnología para la implementación de radares inteligentes, alertas luminosas y monitoreo en tiempo real del tránsito. Por último, el plan incluye la construcción de nuevos baipases, campañas de tránsito y sanciones a infractores.
El Consejo Provincial de Tránsito definió limitar el horario de circulación de camiones en Vaca Muerta.
Demoras de la industria
La convocatoria al Consejo de Tránsito se da unos días después de que la provincia de Neuquén acordara con la CEPH el aporte financiero para construir el bypass de la Ruta 7, una vía paralela que permitirá descomprimir el tránsito en la zona más álgida de Vaca Muerta.
La Cámara junto a diez empresas petroleras acordaron el 22 de mayo aportar u$s50 millones para la pavimentación de 51 kilómetros sobre las rutas provinciales 8 y 17, en el tramo correspondiente a la circunvalación de Añelo. El acuerdo implicó el compromiso de YPF, PAE, Tecpetrol, Vista, Shell, Pluspetrol para el aporte de US$ 6,8 millones cada una. Mientras que Total Energies, Pampa Energía, Chevron y Phoenix sumarían otros 2,58 millones cada una.
Una de las principales trabas que aún demora los primeros pasos de la obra tiene que ver con la formación del fideicomiso que permita a las compañías instrumentar de manera adecuada el aporte de esos fondos y garantizar su uso en la construcción de la nueva ruta. En el medio, a la gestión de Figueroa le urge llevar adelante medidas que permitan mejorar el estado actual de las rutas y la infraestructura de Vaca Muerta. Por esta razón, una de las propuesta del gobierno neuquino fue que la construcción sea ejecutada por las mismas empresas y, mediante una donación de cargo, la nueva ruta se traspasaría a la provincia. Posteriormente, Neuquén podría devolver los US$ 50 millones con lo recuperado a través de los peajes.
En un contexto económico desafiante y con un horizonte energético en constante reconfiguración, la Compañía General de Combustibles S.A. (CGC), controlada por Corporación América y Sociedad Comercial del Plata, formalizó su ingreso a Vaca Muerta y ratificó su ambicioso plan de expansión hacia Palermo Aike, en la provincia de Santa Cruz. Con esta jugada, la firma liderada por Hugo Eurnekian busca consolidarse como un actor clave en el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en Argentina. La entrada a Vaca Muerta no es menor. CGC adquirió el 49% del área “Aguada del Chañar”, una concesión no convencional operada por YPF […]
Es por US$ 500 millones para fortalecer su operación en el shale y cancelar deuda por el bloque La Amarga Chica. Vista Energy, la segunda mayor operadora de hidrocarburos no convencionales en Argentina, anunció la colocación exitosa de un bono internacional por U$S 500 millones, con un plazo promedio de vencimiento de siete años y una tasa de interés anual del 8,5%, destacó la agencia Reuters. La emisión representa un paso clave en la estrategia financiera y operativa de la compañía, que busca consolidar su liderazgo en la formación Vaca Muerta, uno de los principales reservorios de energía del mundo. […]
Argentina avanza en la concreción de un acuerdo estratégico para la venta de Gas Natural Licuado a Europa, consolidando la presencia de Vaca Muerta en el mercado internacional. YPF ha confirmado un acuerdo con la compañía italiana ENI para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) desde el yacimiento de Vaca Muerta hacia Italia. Este convenio, anunciado por el presidente de YPF, Horacio Marín, durante una reciente conferencia del sector energético, se perfila como un paso crucial para la industrialización y la inserción de los hidrocarburos no convencionales argentinos en el mercado global. La formalización de este entendimiento está prevista […]
Fue anunciado por Melella a partir del acuerdo logrado entre el Ejecutivo y la firma de capitales chinos; se construirá una planta de urea en la provincia con una inversión total que superará los 800 millones de dólares. La empresa de capitales chinos Tierra del Fuego Energía y Química S.A resolvió el conflicto judicial iniciado en 2016 contra el Estado provincial, lo que permitirá que la firma reinvierta en la construcción de una planta de urea en la zona norte de la provincia con una inversión total que superará los 800 millones de dólares. Según anunció el gobernador Gustavo Melella, […]
Están en gestiones para la explotación y la industrialización de hidrocarburos. Aseguran que el gobernador Gustavo Melella viene llevando adelante desde hace varios días, “dos negociaciones de alto nivel”; una con China y otra con Rusia. Con China, para poner en marcha “en el menor plazo posible”, la industrialización del gas de regalías de la provincia, a través de “una petroquímica”. Y por el otro, incorporar a la gigante rusa Gazprom, en una asociación con Terra Ignis (la petrolera estatal fueguina); para la recuperación de los yacimientos abandonados por YPF, y con ella desarrollar áreas o campos convencionales no explotadas […]
La proyección de una roducción de un millón de barriles de petróleo anticipa una fuerte participación del gas asociado en el total nacional. El gas asociado es el gas natural que se produce junto con el petróleo crudo en un yacimiento, y de acuerdo a las distintas formaciones su presencia varía en volúmenes, en algunos casos es tan abundante que obliga a una política de aprovechamiento para distintos propósitos que suman rentabilidad al proceso de producción. Ese gas se puede encontrar disuelto en el petróleo crudo o como una capa de gas libre, en obvio contraste con el gas no […]
Esta iniciativa forma parte de sus múltiples actividades en materia de sostenibilidad que lo posicionan como un referente dentro de su sector en materia de cuidado ambiental, compromiso social e institucional con el entorno. En el Día Mundial del Ambiente, el Parque Empresarial Austral (PEA) anunció un acuerdo estratégico con Energeia, compañía especializada en energía renovable. Gracias a este convenio, el PEA se convertirá en el primer parque empresarial científico-tecnológico del país en operar con un suministro eléctrico 100% proveniente de fuentes limpias. La alianza contempla el suministro de 800.000 kW de energía anual, proveniente exclusivamente de fuentes no contaminantes. […]
“Me llamaron de una empresa que había quedado afuera y quieren entrar”, dijo Horacio Marín. El proyecto VMOS estaría a punto de recibir a un nuevo socio y de un peso muy relevante para la industria. Se trata de Tecpetrol, el brazo hidrocarburíero del Grupo Techint que, hasta ahora, no tenía en sus planes ingresar porque fomentaba la construcción del Duplicar X, que proyectaba una ampliación del sistema de Oldelval. De hecho, como anticipó , tenía conversaciones muy avanzadas para contractualizar la gran mayoría de los 125.000 barriles que hubiera sumado esta iniciativa que funcionaba como la etapa dos del […]
La petrolera estatal presentó avances en iniciativas de búsqueda de hidrocarburos offshore y transición energética. Bajo el lema “Navegando el Cambio: Las Geociencias forjan una Transición Sostenible“, la 86ª Conferencia Anual de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros (EAGE) culmina hoy en Toulouse, Francia, con un claro énfasis en el rol fundamental de las geociencias para promover la sostenibilidad global, en particular mediante la prospección petrolera en el lecho marino. En este prestigioso foro internacional, técnicos de ANCAP participaron activamente en distintos paneles y sesiones técnicas, representando al país en debates sobre la exploración energética en aguas ultraprofundas y […]
El Mes del Medioambiente nos invita a repensar la relación entre el desarrollo humano y el equilibrio del planeta. Este llamado cobra especial relevancia en sectores clave como la energía y la movilidad, donde la transición hacia modelos más sostenibles ya no es una opción, sino una necesidad urgente. En este contexto, Petronas reafirma su compromiso con una estrategia integral basada en la eficiencia energética, la innovación tecnológica y el impulso a las energías limpias. Su visión a largo plazo no solo contempla la reducción de la huella de carbono, sino también el desarrollo de soluciones concretas para una movilidad […]
El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) anticipa que este lustro el mercado peruano dará un salto en la interconexión de Centrales de Generación Renovable No Convencional (CGNC) que incluyen la energía eólica, solar y bioenergías.
La cifra asciende a 22.995,7 MW distribuidos entre 103 CGNC con Estudios de Pre Operatividad (EPOs) aprobados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).
En este escenario, Future Energy Summit (FES) organiza su primer encuentro para el sector de las energías renovables que promete reunir a cientos de ejecutivos y representantes del sector publico, el próximo 29 de septiembre en Lima (ver más).
El interés por el mercado asciende. Entre los 103 proyectos, 15 de tecnología eólica y solar ya cuentan con Concesión Definitiva de Generación otorgado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) y se encaminan a sumar 2,9 GW entre 2025 y 2030.
En detalle, se trata de 12 proyectos de tecnología solar fotovoltaica que en conjunto aportarán 2.328 MW de capacidad instalada y 3 de eólica que adicionarán 620,3 MW, según reporta la Unidad de Supervisión de Inversión en Electricidad de Osinergmin, valiéndose de datos hasta el 30 de abril del 2025.
Las empresas concesionarias detrás de estos proyectos son Acciona Energía, Continua Energías Positivas, Ecorer, Energía Renovable La Joya, Engie, Ibereólica Caravelí, Joya Solar, Kallpa Generación, Majes Sol de Verano, Orygen, SL Energy y Statkraft.
Gracias a estas líderes del mercado, el parque de generación eólico y solar se encamina a superar los 4,45 GW al año 2030. Aquello no es menor, significa que en cinco años el país triplicará su capacidad instalada renovable.
En la actualidad, Perú cuenta con 13.807,5 MW de capacidad total proveniente de centrales de generación eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) entre termoeléctricas, hidroeléctricas y otras renovables.
De aquel total, apenas 1.503,1 MW instalados corresponden a centrales de generación no convencional. Por lo que, la adición de 2,9 GW en este lustro proveniente de los 15 proyectos más avanzados del mercado será significativa.
Ahora bien, además de aquellos con concesión definitiva, otro grupo de proyectos -que hasta abril esperaban por concesión definitiva- prometen 20.047,4 MW distribuidos entre 46 solares (10.656,8 MW) y 42 eólicas (9.390,6 MW).
De esta manera, si bien el escenario que Osinergmin considera “más favorable” para la proyección de la capacidad instalada hacia el 2030 sería de 4,45 GW, el potencial se eleva a 22,9 GW de solar y eólica considerando todos los proyectos con EPO´s aprobados por el COES.
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.
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España necesita urgentemente una regulación que active un mecanismo de capacidad, advierte Chema Zabala , director general de Alantra Energy Transition. Según el ejecutivo, el mix de generación actual y las expectativas de demanda futura podrían generar situaciones de tensión en la red, dejando al país sin suficiente capacidad firme en momentos críticos. «El operador del sistema ha identificado que, con las expectativas de demanda y el mix actual, podrían producirse situaciones de tensión donde no haya capacidad firme suficiente para cubrir la demanda», explica Zabala.
Tecnologías como los ciclos combinados y potencialmente las baterías , claves para aportar firmeza, se enfrentan hoy a pérdidas económicas que podrían llevar a su cierre sin un mecanismo que asegure su retribución.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) propuso un mercado de capacidad que contempla la participación de la generación, el almacenamiento y la demanda . Este mercado se estructurará mediante subastas competitivas gestionadas por Red Eléctrica de España (REE) , con la supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) .
Las subastas se dividirán en tres tipos :
Subastas principales : Orientadas a cubrir necesidades estructurales de largo plazo , con contratos de hasta 15 años .
Subastas de ajuste : Destinadas a resolver desviaciones puntuales o necesidades imprevistas , con plazos de entrada y entrega de 12 meses .
Subastas de transición : centradas en activar el mecanismo para proporcionar capacidad firme durante el período de transición hacia la implementación total del mercado.
Las instalaciones de generación participantes no podrán emitir más de 550 g de CO₂ por kWh , y deberán cumplir requisitos de firmeza y flexibilidad que permitan la integración de renovables.
Apagón ibérico: una llamada de atención para Europa
Además, el 28 de abril de 2025 , un apagón masivo afectó a España, Portugal y partes del sur de Francia , dejando a millones de personas sin electricidad durante varias horas. Este evento expuso la vulnerabilidad de las redes eléctricas europeas y subrayó la urgencia de fortalecer la infraestructura energética para evitar futuras crisis.
A pesar de que sus causas aún se investigan, el evento reavivó el debate sobre la necesidad de revisar los protocolos operativos para la integración de energías renovables en el sistema eléctrico. «No podemos afirmar que el apagón se debiera a la falta de un mecanismo de capacidad, pero es evidente que contar con uno que incentive el almacenamiento podría aportar no solo firmeza, sino también servicios clave como el control de tensión y la estabilidad del sistema, que sí parecen estar relacionados con lo ocurrido el 28 de abril», indica Zabala. «Sin duda, el almacenamiento ayudará a evitar o, al menos, minimizar el impacto de este tipo de eventos», añade.
Zabala será una de las figuras clave de la Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 , el encuentro de alto nivel que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector energético el 24 de junio en el Auditorio Betancourt del Colegio de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid . El encuentro abordará la seguridad energética , el papel del almacenamiento y los retos regulatorios para la integración de las renovables.
El contexto en el que se desarrollará este evento no podría ser más oportuno, pues se tratarán temáticas que levantan alertas sobre la necesidad de reforzar la resiliencia del sistema eléctrico .
El almacenamiento como solución clave
En este contexto, el almacenamiento de energía se perfila como una solución clave . «Es una tecnología que debería permitir una mayor seguridad en la operación del sistema», afirma el ejecutivo. Destaca su capacidad para ofrecer servicios de respuesta rápida, control de voltaje y soporte de localización , esenciales en un sistema con alta penetración de renovables .
Para Alantra , el almacenamiento es un componente fundamental de la solución , pero su implementación también requiere previsibilidad . «Cada vez más, las señales del mercado sugieren que la inversión en almacenamiento es rentable», comenta Zabala.
Barreras al desarrollo y señales del mercado
Si bien el contexto del mercado no está frenando la inversión, el desarrollo de proyectos de almacenamiento enfrenta obstáculos . “No estamos viendo retrasos por el mercado, sino por el propio desarrollo del proyecto”, explica Zabala, mencionando en particular problemas de permisos y uso del suelo .
Sin embargo, el mercado ofrece señales prometedoras . «Cada vez más, las señales del mercado sugieren que la inversión en almacenamiento es rentable», afirma. Si bien el mecanismo de capacidad no está diseñado para esta tecnología, podría mejorar la rentabilidad al ofrecer ingresos contractuales .
Fondos FEDER y apoyo público
Zabala destaca el papel que pueden desempeñar los fondos FEDER , cuyas asignaciones se esperan antes de fin de año. «Se debería asignar una cantidad considerable de apoyo a proyectos de almacenamiento, lo que permitirá ampliar rápidamente la combinación disponible en el sistema», señala.
El Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) es uno de los principales instrumentos financieros de la UE destinado a reducir las disparidades entre regiones y promover un desarrollo equilibrado .
En el sector energético, FEDER cofinancia proyectos que promueven la eficiencia energética, las energías renovables y el almacenamiento de energía , contribuyendo así a la transición hacia una economía baja en carbono .
Según el Parlamento Europeo , el Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) destinará más de 200.000 millones de euros entre 2021 y 2027 a proyectos de cohesión , una parte importante de los cuales se destinarán a la eficiencia energética, el almacenamiento y las infraestructuras bajas en carbono .
España ha anunciado la asignación de hasta 700 millones de euros de fondos FEDER para proyectos de almacenamiento , a distribuir en 2025 .
Zabala destaca que este apoyo, junto con señales claras del mercado , pueden acelerar el escalamiento del almacenamiento en el país.
En total, se espera que FEDER financie entre el 50% y el 85% de los proyectos estratégicos en regiones menos desarrolladas , lo que lo convierte en una herramienta crítica para la integración de energías renovables en zonas con limitaciones estructurales.
Zabala señala que los retos de España son comunes a otros mercados europeos , como Alemania e Italia . «Observamos una gran diferencia entre los precios del mediodía y los precios punta nocturnos, con unos costes de integración muy elevados», señala.
Otros países están respondiendo con diferentes mecanismos para promover el almacenamiento, como los ingresos contratados en Italia o los servicios de arbitraje y compensación en Alemania . En el caso español, «el diferencial estructural es moderado, pero interesante, y los servicios de compensación se están disparando», explica.
Un llamado a la acción
Para Zabala, la respuesta no puede demorarse más . «Esperamos que este año traiga un impulso muy importante para el almacenamiento», afirma. En su opinión, el Gobierno debe revisar el funcionamiento del sistema y, si es necesario, modernizar los componentes de las plantas renovables para afrontar mejor estos desafíos.
Finalmente, el ejecutivo resume el objetivo central del sector: “No hay que frenar el ritmo del sector, sino avanzar en la dirección correcta con los ajustes que se vienen reclamando desde hace tiempo”.
Con más de 1.000 MW construidos y 340 MW adicionales en pipeline, Ennova consolida su liderazgo como aliado de centrales de energías renovables en el Caribe. La empresa ha participado en algunos de los proyectos más emblemáticos de República Dominicana, abordando con rigurosidad los retos logísticos, técnicos y regulatorios que enfrenta esta industria en expansión.
El parque fotovoltaico Cotoperí, con 180 MW, ya se perfila como el de mayor escala del mercado dominicano. La obra, propiedad de Acciona Energía, será puesta en operación comercial este mismo año y representa un punto de inflexión para la generación solar en la isla.
En paralelo, Ennova también ha iniciado la construcción de Villarpando, un proyecto de 120 MW desarrollado junto a TotalEnergies, y ha desplegado otras iniciativas como Maranatha (10 MW) y Zonaxol (50 MW sobre techos industriales), que, sin alcanzar esa magnitud, destacan por su innovación técnica y estratégica.
“Zonaxol es un proyecto único en su clase”, manifiesta Rafael Burgos, director general de Ennova, en referencia a la instalación de generación solar sobre los techos del Parque Industrial Víctor Espaillat Mera (PIVEM). “No existe en toda la región un proyecto en techos de un parque industrial de estas características, de esta escala”, remarca, subrayando el valor que aporta en sostenibilidad y perfil corporativo a las industrias que operan dentro del parque.
Además de estas obras, Ennova prepara la ejecución de nuevos proyectos de 10 y 20 MW, distribuidos entre las regiones norte y sur de República Dominicana, al tiempo que se adentra en el desarrollo de sistemas con almacenamiento energético, un componente cada vez más exigido por la regulación local.
“Recién estamos participando en las primeras experiencias de almacenamiento, en este momento a nivel de ingeniería”, indica Burgos. Según explica, las principales preocupaciones actuales están centradas en “cómo optimizar las pérdidas totales generadas por la carga y descarga de las baterías, así como los aspectos de seguridad y degradación de las mismas”. Reconoce que estos factores representan una alta incertidumbre y tienen un impacto crítico en el modelado financiero de los proyectos.
Durante su participación en una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), el ejecutivo abordó también los desafíos estructurales que impactan la ejecución de obras renovables en la región. “Los principales desafíos en materia de construcción tienen que ver con la logística internacional y local, especialmente por la ubicación apartada de muchos proyectos”, detalla.
“Los transformadores de potencia siempre constituyen un desafío importante por la fragilidad, el peso y la dimensión de este tipo de cargas”, destaca Burgos, en alusión a los cuidados específicos que requiere el transporte y montaje de estos equipos.
El reclutamiento de personal calificado en zonas alejadas, la presión por cumplir con los cronogramas y la falta de estandarización normativa también son obstáculos críticos. “Muchas veces se convierte en un desafío relevante completar toda la plantilla que estos proyectos exigen, normalmente con mucha presión de tiempo”, explica.
En la etapa de puesta en marcha, la interacción con múltiples agencias estatales y técnicas introduce duplicidades y demoras que, según el ejecutivo, podrían resolverse con protocolos unificados. “Hay mucha oportunidad de estandarizar normativas que permitan una mayor agilidad y que eviten la duplicidad de esfuerzos”, sugiere.
Pero la clave estructural está en la planificación. En ese punto, Burgos es enfático: “Entrar en estos proyectos sin una planificación detallada, sin un análisis de riesgo, puede implicar desviaciones de muy alto impacto en el costo o en el tiempo”. Y concluye: “Nunca hay que minimizar el valor de esa planificación”.
Desde hace años, Ennova se posiciona como un actor clave en la transformación energética de República Dominicana, ofreciendo servicios de ingeniería, construcción y operación con un fuerte enfoque en eficiencia técnica y reducción de costos. La compañía ha trabajado junto a corporativos internacionales en proyectos que no solo incrementan la capacidad renovable instalada, sino que también mejoran el desempeño financiero y operativo de las inversiones.
De hecho, en la entrevista brindada en FES Caribe ha compartido su filosofía de trabajo, centrada en evitar errores que deriven en sobrecostos. La empresa sostiene que anticipar escenarios críticos en la fase de diseño e ingeniería permite reducir tanto el CAPEX como el OPEX, lo cual se ha vuelto esencial en un contexto de mercados más competitivos y exigencias regulatorias crecientes.
Con presencia firme en el país, alianzas con líderes globales y una estrategia de crecimiento basada en datos y experiencia, Ennova se propone seguir consolidando su rol como aliado para proyectos renovables en la región. La incursión en sistemas de almacenamiento y la diversificación de los proyectos en los que se compromete perfilan a la firma como un socio técnico de referencia para la nueva etapa de desarrollo energético dominicano y caribeño.
Parque Eólico Arauco avanza a paso firme en la consolidación de su matriz energética, de manera que en los próximos meses prevé lograr COD en uno de sus proyectos insignia de los últimos años y, con ello, llegar a 250 MW en operación, de los cuales 150 MW serán de propiedad directa y 100 MW estarán bajo operación para terceros.
Uno de los hitos más relevantes en este proceso será el ingreso en operación comercial de PEA III, un parque eólico de 100 MW de capacidad cuya primera etapa ya se encuentra habilitada desde fines de 2023.
“Semanas atrás salió la confirmación de los contratos con CAMMESA para PEA III, que nos permite terminar el parque. Actualmente el proyecto está en etapa de pruebas eléctricas, pero la idea es llegar a COD en los próximos dos o tres meses”, declaró Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, en diálogo con Energía Estratégica.
Este avance se enmarca dentro de un esquema de reinversión que inició hace más de un año y medio, cuando Parque Eólico Arauco concretó la desinversión de PEA II. Los fondos obtenidos fueron destinados a dos desarrollos claves: la ampliación de PEA I, con 32 MW adicionales, y la construcción completa de PEA III en la provincia de la Rioja.
En total, se destinaron USD 190 millones para instalar 132 MW nuevos, lo que representa uno de los movimientos de capital más relevantes del último año en el sector eólico argentino.
La habilitación de estos proyectos está respaldada por la normativa vigente. En ese sentido, la empresa ya cuenta con contratos celebrados bajo el Decreto 476/2019, herramienta lanzada durante la presidencia de Mauricio Macri que permite la contratación directa de energía entre el Estado Nacional y empresas provinciales.
“Somos el único parque que ya tiene habilitado parcialmente un contrato de esa índole en Argentina”, remarcó el entrevistado.
En términos de eficiencia, la compañía también marca diferencia. Con el uso de 101 aerogeneradores Siemens Gamesa SG 3.4-132, y con el know-how de la instalación, integración de contratistas, adquisición tecnológica y obras civiles, los proyectos se han ubicado en diversas oportunidades dentro del top 3 de los parques eólicos más eficientes de Argentina en cuanto a factor de carga.
Además del rendimiento técnico, destaca la capacidad de ejecución del equipo: “Las obras se adelantaron casi tres meses de lo que habíamos planeado”, señaló el directivo.
Paralelamente, Parque Eólico Arauco da pasos en su primer parque solar, con una potencia prevista de 50 MW, también bajo contratos del Decreto 476/2019. Este nuevo proyecto se insertará entre las filas de aerogeneradores ya existentes, con el objetivo de ser pioneros en la hibridación renovable en el país.
“Estamos centrados en la parte técnica, para juntar las dos tecnologías, el despacho de la energía y demás, que tiene sus complejidades. Pero vamos avanzando bien de cara a la construcción del parque solar de 60 MWp, que está previsto alcance COD durante el primer trimestre del 2026”, reveló Parmigiani.
En cuanto al almacenamiento energético, la compañía sigue con atención la evolución de los precios de las baterías y los modelos regulatorios propuestos por CAMMESA. Aunque no participará en la licitación AlmaGBA, reconoce el potencial estratégico de esta tecnología.
La clave estará en la utilidad del sistema para CAMMESA, tanto desde el punto de vista económico como desde la confiabilidad operativa y para reemplazar generación forzada, hoy abastecida por combustibles fósiles.
“Si todos los años hay una licitación de 500 – 600 MW de capacidad en baterías a nivel nacional, sería muy positivo para el mercado”, subrayó el especialista.
La compañía también prevé el desarrollo de proyectos de líneas de interconexión con otras provincias, lo que permitiría ampliar la capacidad de transporte de energía. No obstante, ese avance dependerá de cómo evolucionen las regulaciones sobre monetización de nuevas líneas tras el reciente plan de transmisión publicado por el gobierno.
La reciente reducción del umbral de potencia conectada de 500 kW a 300 kW para acceder al mercado eléctrico libre de Chile, avalada por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), marca un punto de inflexión para el sector.
Esta decisión, que entró en vigor en diciembre de 2024, permitirá que entre 5.000 y 8.000 nuevos clientes puedan migrar al régimen de cliente libre, incorporando entre 1,5 y 2 TWh de demanda energética adicional al sistema, de acuerdo a análisis de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN).
Aunque el cambio normativo ya rige, su impacto será gradual, dado que la migración de clientes requiere un plazo reglamentario de un año. Aun así, el sector ya empieza a vislumbrar los desafíos estructurales que esta transformación implica para el modelo de comercialización.
Desde Grenergy, Marión Díaz González, ejecutiva senior en Mercado Energético de la compañía, advirtió que el ingreso de clientes más pequeños, como MiPyMEs -o eventualmente usuarios residenciales- obliga a un rediseño profundo del modelo operativo, que históricamente ha estado enfocado en grandes consumidores y contratos a medida.
A su juicio, hay tres dimensiones estratégicas que deben ser abordadas con urgencia si se busca consolidar un mercado más competitivo y funcional, siendo la primera de ellas la automatización del modelo operativo sin deteriorar la calidad del servicio.
La segunda dimensión crítica es la gestión financiera y de riesgo. Díaz González identifica dos grandes desafíos: por un lado, la morosidad y la necesidad de diseñar mecanismos de cobranza eficaces, incluyendo modelos de cobro anticipado, prepago o garantías por consumo estimado; por otro, la limitada disponibilidad de herramientas para gestionar la volatilidad del mercado.
“Hoy dependemos solamente de los contratos físicos, los contratos bilaterales, pero desde Grenergy creemos que falta desarrollar el mercado para el uso de derivados financieros aplicado al mercado eléctrico”, afirmó Marión Díaz González, durante un webinar de ACEN.
“Este desarrollo de instrumentos nos permitiría a los comercializadores gestionar mejor la exposición al precio spot y obtener productos más estables, competitivos y diversificados”, agregó.
La tercera dimensión estratégica es la estandarización de productos, una condición esencial para escalar el modelo de negocio y atender a una base de clientes más fragmentada. El desafío está vinculado con el pase de contratos a medida a un diseño de ofertas estandarizadas”.
No obstante, el marco normativo aún presenta zonas grises que dificultan esa transición. “La regulación no define con claridad cómo se van a integrar, por ejemplo, servicios como el almacenamiento o el autoconsumo dentro de los contratos de suministro eléctrico”, apuntó la especialista.
“Tampoco está normado si un comercializador puede incluir la instalación de una batería en su oferta ni cómo gestionan esos flujos, cómo se calcula el impacto en la factura ni cómo se coordina con la distribuidora o con el Coordinador Eléctrico Nacional”, continuó.
Frente a este escenario, Grenergy propone el establecimiento de sandbox regulatorios que permitan ensayar nuevos modelos comerciales sin el riesgo de penalización. “Para promover esta diversificación, lo primero es establecer espacios pilotos”, señaló Díaz González.
La creación de marcos experimentales permitiría innovar en esquemas de contratación, integrar tecnologías emergentes y habilitar nuevas formas de competencia dentro del mercado.
Importancia de la taxonomía de productos energéticos para escalar el negocio
Además de la necesidad de infraestructura, estandarización contractual y nuevos instrumentos financieros, Grenergy subraya un punto estratégico clave: la estructuración clara de las ofertas comerciales.
“Hay que prestarle importancia a la taxonomía de productos, que definirá una estructura para que el cliente pueda entender y elegir”, explicó la ejecutiva. Es decir que una clasificación clara y compartida no solo facilita la comparación entre ofertas, sino que también aumenta la transparencia del mercado y mejora la experiencia del usuario.
Desde la visión de Grenergy, el fortalecimiento del rol del comercializador también depende de la capacidad de construir propuestas de valor con componentes innovadores. En ese sentido, el nuevo escenario del mercado libre no será solo una cuestión de precios y contratos, sino también de diseño inteligente de productos, visión regulatoria proactiva y capacidad operativa para responder a una demanda más amplia y dinámica.
En el Día Mundial del Ambiente, con la activación de su plataforma digital, concebida como un instrumento innovador que facilita y transparenta las transacciones de comercialización en el mercado de carbono voluntario, la Bolsa Argentina de Carbono (BACX) inició hoy formalmente sus operaciones en el país, durante un evento realizado en sus oficinas de la Ciudad de Buenos Aires.
BACX, con esta plataforma de trading, operará en el mercado voluntario de carbono argentino a través de un sistema completamente digital que permite listar y negociar créditos de carbono verificados de todos los estándares internacionales, garantizando transparencia y trazabilidad.
“Al facilitar la compraventa de estos créditos verificados, BACX busca abrir una vía estratégica para que Argentina genere divisas a partir de un nuevo activo financiero”, expresó Alejandro Guerrero, CEO de BACX. Explicó además, que el modelo operativo de la plataforma se apoya “en socios estratégicos como ACX y Lockton, que aportan conocimiento especializado en áreas como trading, riesgo, escalabilidad del mercado y financiamiento”.
Asimismo, el directivo detalló que BACX aspira a convertirse “en la entidad que impulse el desarrollo y la promoción de proyectos nacionales, operando como un instrumento que colabore con el desarrollo productivo y competitivo de Argentina, y sirviendo de puente entre la acción climática y las necesidades de inversión”.
Por su parte, Aleandra Scafati, vicepresidenta de BACX y reconocida especialista en mercados de carbono, señaló: «El mercado de carbono voluntario global ofrece grandes oportunidades en este momento de definiciones internacionales y Argentina, si aborda adecuadamente sus desafíos, tiene muchas posibilidades de capitalizarlas”.
Según Scafati, la puesta en marcha de BACX “se alinea con la Estrategia Nacional para el Uso de Mercados de Carbono (ENUMeC) del país, que contempla el uso de estos mercados para el cumplimiento de sus metas climáticas”.
Por su parte, Adrián Cosentino, director de BACX, describió los aspectos técnicos y los resguardos jurídicos de la plataforma, destacando que cuenta con estándares internacionales de seguridad, gobernanza y mecanismos de mitigación de riesgos.
Cosentino explicó que la plataforma está diseñada para asegurar que cada operación de compraventa de créditos de carbono sea “transparente, trazable y verificada bajo los estándares internacionales más representativos a nivel global. Estamos poniendo a disposición del mercado nacional la tecnología más segura y confiable existente en el mundo, para garantizar la gobernanza de las operaciones financieras”, agregó.
Durante el evento, se realizó una demostración en tiempo real de la apertura de una cuenta y de una transacción de compraventa digital.
BACX también presentó tres iniciativas argentinas de certificación de carbono que utilizarán su plataforma para transaccionar sus créditos emitidos. Los casos expuestos fueron: la forestal Unitán, con créditos por sus operaciones en Chaco y Formosa; Nideport, con un proyecto en Misiones de Soluciones basadas en la Naturaleza; y la Provincia de Misiones, que se convirtió en el primer proyecto jurisdiccional subnacional en avanzar en la certificación de la reducción de la deforestación y degradación de bosques nativos en la Provincia.
Además, según el Primer Informe Bienal de Transparencia (IBT1) publicado en diciembre 2024 de la Argentina, el panorama para el mercado voluntario de carbono argentino es el siguiente:
Las emisiones netas totales de Gases de efecto invernadero (GEI) de Argentina en 2022 se estimaron en 400.920,59 ktCO2e.
Los principales sectores contribuyentes fueron Energía, Agricultura/Ganadería y Usos de la Tierra/Silvicultura.
Argentina ha actualizado su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) con una meta de mitigación más ambiciosa, utilizando las emisiones netas anuales como indicador.
El IBT1 también destaca la necesidad de mejorar las capacidades para acceder a mercados de carbono.
Argentina tiene una meta indicativa de 372 MtCO2e para 2025 en su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC).
Argentina tiene 60 proyectos registrados en estándares y bases de datos públicos para la certificación y verificación de resultados de mitigación, incluyendo el Verified Carbon Standard (VCS) de Verra.
Solis ha finalizado una instalación solar con almacenamiento de alto rendimiento de 50 kW en Myanmar, demostrando cómo la tecnología avanzada de inversores híbridos puede habilitar la independencia energética y generar ahorros significativos para empresas en mercados emergentes. Diseñado en torno al potente inversor híbrido Solis S6-EH3P50K-H, el sistema destaca por su confiabilidad, escalabilidad y control inteligente de energía.
Resumen del Proyecto
Capacidad del sistema: 50 kW de energía solar fotovoltaica
Paneles solares: Arreglo de 70.8 kWp
Almacenamiento: Banco de baterías de litio Longlast de 50 kWh
Inversor: Solis S6-EH3P50K-H (híbrido)
Tipo de instalación: Edificio comercial en la Región de Yangon
Sistemas energizados: Iluminación y aire acondicionado en áreas administrativas y de capacitación, además de respaldo para unidades de TI y comunicación
Tecnología Avanzada para Aplicaciones Comerciales La solución responde a las demandas de un entorno comercial dinámico con características clave como:
Transición <10 ms entre operación conectada y fuera de la red, garantizando suministro ininterrumpido
Corriente de cadena de 20A y sobredimensionamiento fotovoltaico de 2x para maximizar la captación de energía
Puertos de respaldo duales para priorización de cargas
Capacidad de sobrecarga de 1.6x para arrancar cargas de alta demanda
Control integrado de generador diésel para mayor resiliencia durante periodos prolongados con poca radiación solar
Escalable y Resiliente por Diseño El sistema permite operar hasta seis unidades en paralelo (ampliable a diez bajo solicitud), lo que brinda flexibilidad para adaptarse a futuras necesidades energéticas. Esta escalabilidad lo convierte en una solución a largo plazo ideal para instalaciones comerciales que buscan expandirse o mejorar su resiliencia energética.
“Estamos muy satisfechos con el rendimiento del sistema y la confiabilidad del producto de Solis,” comentó un representante de Amara Power.
Economía Energética Inteligente El sistema está preparado para el mercado energético actual en evolución: es compatible con esquemas de arbitraje de precios eléctricos dinámicos, plantas virtuales de energía (VPPs) y sistemas de gestión energética (EMS). Al cargar las baterías con energía solar cuando los precios de la red son bajos y descargar durante horas pico, la instalación proporciona ventajas financieras claras.
Un Hito en la Transición Solar de Myanmar Instalado en una instalación comercial de la Región de Yangon, este sistema de 50 kW fuera de la red ya ha demostrado mejoras significativas en eficiencia energética, reducción de dependencia de generadores y mayor confiabilidad operativa durante cortes de energía. Este proyecto reafirma cómo la tecnología de Solis puede impulsar la adopción de energía solar comercial en mercados como Myanmar, donde la fiabilidad del suministro, la independencia energética y el control de costos son esenciales.
La Secretaría de Energía oficializó que a partir de ahora las tarifas de transporte, y las tarifas de distribución del gas natural por redes “serán ajustadas mensualmente de acuerdo con la variación operada en los índices establecidos por el ENARGAS en la Revisión Quinquenal Tarifaria” (RQT) correspondiente.
La decisión fue plasmada en la Resolución 241/2025 que lleva la firma de la Secretaria del área, María Tettamanti. En los hechos implica un cambio importante en la perioricidad de los ajustes tarifarios de estos servicios, que durante muchos años desde su privatización era de carácter semestral.
“Resulta menester la modificación de lo dispuesto en las licencias otorgadas a las prestadoras”, señaló ahora la S.E. Y se respalda para ello en el Decreto 371/2025.
En el contexto de la declaración de emergencia del sector dispuesta por el actual gobierno, el ENARGAS llevó adelante el procedimiento de Revisión Quinquenal de Tarifas.
Hasta tanto se resolvieran los nuevos cuadros, la Secretaría de Energía del ministerio de Economía impulsó la aplicación de “actualizaciones transitorias”, que ya fueron de carácter mensual y acompasadas a la evolución de la inflación.
En los considerandos de la R-241 Energía argumentó que “en el estado de emergencia vigente, se han adoptado diversas medidas regulatorias orientadas a la sostenibilidad económica del sector. Estas acciones se han materializado en un esquema de ajustes tarifarios graduales, concebido para mitigar la volatilidad en los costos para los usuarios, fomentando la predictibilidad de sus economías domésticas”.
Al respecto se señaló que en febrero de este año tuvo lugar la Audiencia Pública 106 “que previó en su objeto la consideración de la Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas”.
Y ocurrió que “en oportunidad de la mencionada Audiencia, las licenciatarias de transporte y distribución de gas natural solicitaron unánimemente la posibilidad de contar con un ajuste mensual de sus tarifas”.
Energía entonces consideró que “con la puesta en vigencia de los resultados de la RQT, es necesario establecer un mecanismo de ajuste periódico de las tarifas que sostenga los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando todo ajuste significativo derivado de la acumulación de ajustes tarifarios no implementados con anterioridad”.
También señaló que “sin perjuicio de la modificación de la periodicidad del ajuste de tarifas prevista en este acto, resulta menester que el ENARGAS sea quien establezca las variables a contemplar para la implementación del referido ajuste”.
De acuerdo con la Ley marco 24.076 el ENARGAS se encuentra facultado para establecer los criterios de cálculo de las tarifas aplicables a los licenciatarios de transporte y distribución de gas natural.
En base a la flamante R-241 Energía dispuso que “La Licenciataria de Transporte podrá presentar a la Autoridad Regulatoria los cuadros tarifarios ajustados para su aprobación, juntamente con una memoria de cálculo bajo el formato que establezca la misma Autoridad Regulatoria”.
“Dichos cuadros tarifarios serán aprobados dentro de los 7 días corridos de su presentación, si no mediare observación, y no se harán efectivos antes del día 1º del correspondiente mes. Tales observaciones versarán solamente sobre errores de cálculo y/o en los procedimientos aplicados que pudieran haberse detectado por la Autoridad Regulatoria”.
Para el caso de las Liceciataria de Distribución el criterio es similar ya que sólo varía a 15 días el plazo para la aprobación.
“De no mediar consentimiento expreso por parte de la licenciataria del servicio de Transporte o de Distribución de gas natural respecto de la modificación del contrato dispuesta en la presente resolución, se entenderá otorgado dicho consentimiento ante el primer requerimiento de ajuste tarifario con la periodicidad aquí prevista”, puntualizó Energía.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevará adelante una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica, bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el próximo martes 10 de junio.
La Jornada convoca cada año a ejecutivos, autoridades públicas, instituciones académicas y profesionales de primer nivel. “Tal como ha ocurrido en ediciones anteriores, el encuentro representa una oportunidad para el intercambio de conocimientos, la actualización profesional y el networking entre actores clave de la industria química y petroquímica de Argentina y la región”, destacaron desde la organización.
En este sentido y a días del encuentro, el presidente de esta edición, Lic. Guillermo Petracci, referente del sector y actual director de Unipar Argentina, destacó que “el 2025 viene siendo un año desafiante, donde toda la cadena de la industria petroquímica está movilizada, con necesidad de modernizarse y ganar en competitividad. Las Jornadas son una oportunidad de encuentro y reflexión para continuar evolucionando y adaptándonos a lo que se espera del sector: que se consolide como un modelo de industria de valor para nuestro país”.
Presidente de la Jornada del IPA el Ing. Guillermo Petracci de UNIPAR
La jornada
El evento del IPA® contará con la participación de destacados profesionales, especialistas y representantes del sistema científico, académico e institucional, quienes compartirán su mirada sobre los principales retos y oportunidades que enfrenta la industria. Entre los temas destacados se encuentran la aplicación de inteligencia artificial en procesos productivos, la resiliencia climática, la sustentabilidad como motor de competitividad, el análisis del panorama comercial mundial y regional, y el diálogo entre la industria y el sector I+D.
“El gran cambio está en nuestras manos, puertas adentro de las organizaciones. La eficiencia ya no puede ser parcial: los bajos márgenes de rentabilidad exigen excelencia en cada proceso”, subrayó Petracci, quien también hizo hincapié en la necesidad de formar talento técnico especializado y desarrollar capacidades logísticas competitivas.
El IPA® invita a todos los actores del sector químico y petroquímico –empresas, instituciones, universidades y profesionales independientes– a sumarse a este espacio estratégico para será construir una agenda compartida que potencie el desarrollo de una petroquímica sustentable y con visión de futuro.
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El gobierno de Chubut llegó a un acuerdo con Cammesa para el pago de la deuda que ésa provincia tiene con la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista.
Las partes acordaron el pago de la deuda pendiente por parte de la Dirección General de Servicios Públicos (DGSP) a Cammesa, por el término de 72 meses, con un período de gracia de 12 meses desde la suscripción del acuerdo, y con una tasa de interés preferencial para el total de pesos 6.477.587.452,42.
El acuerdo de pago se enmarca en el Decreto de Necesidad y Urgencia 186/2025 a través del cual el Poder Ejecutivo Nacional estableción los Regímenes Especiales de Pago y Crédito en el sector de Energía Eléctrica.
El ministro de Economía de Chubut, Miguel Arnaudo, mantuvo una reunión con el gerente general de Cammesa, Eduardo Hollidge, y el subsecretario de Energía de la Nación, Damián Sanfilippo, en el marco de las gestiones llevadas a cabo por la Provincia y que permitieron encaminar el pago de la deuda.
Al término de la reunión, el ministro Arnaudo precisó que actualmente la DGSP “se encuentra sin deuda y afrontando el pago del corriente con Cammesa”.
MetroGAS, principal distribuidora de gas natural por redes del país, reafirmó su compromiso con la sostenibilidad mediante una estrategia basada en la articulación con actores sociales, públicos y privados.
La compañía desarrolló diversas actividades en el marco del Día Internacional del Medio Ambiente, que se conmemora el 5 de junio, bajo el lema “Sin Contaminación Plástica”.
En las últimas semanas se impulsaron acciones vinculadas al reciclaje y la reutilización de materiales para promover la economía circular y reafirmar el compromiso de la empresa con la gestión responsable de residuos. Se recolectaron CDs, DVDs, radiografías y cables, que se destinaron al programa de reciclado de Fundación Garrahan, del cual MetroGAS participa hace más de 25 años.
Además, se llevó adelante una actividad conjunta con “Marote”, una empresa que desarrolla proyectos de triple impacto como las “recicletas”. Se trata de bicicletas que son pedaleadas -en este caso- por colaboradores de distintas áreas de MetroGAS y trituran plástico que luego es utilizado para la fabricación de ladrillos multicolores para niños y niñas.
Esos juguetes serán entregados en el marco de la campaña del Día de la Niñez y la iniciativa forma parte del programa de Voluntariado Corporativo, vigente desde hace más de 20 años. También se organizaron trivias internas para sensibilizar al equipo sobre el cuidado del ambiente y fomentar la participación activa.
Viviana Barilá, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad, destacó que “La colaboración es clave para un presente y un futuro sostenibles. En MetroGAS promovemos y desarrollamos todos los años iniciativas junto a organizaciones y comunidades para generar un impacto positivo en la sociedad y el medioambiente”.
Estas acciones se enmarcaron dentro de los lineamientos que la compañía mantiene para contribuir al Desarrollo Sostenible. Entre las iniciativas vigentes se destaca la campaña “El Bosque MetroGAS”, con más de 600 árboles plantados y la proyección de incorporar otros 446 en 2025, gracias a la adhesión de clientes a la factura digital y al voluntariado corporativo, se indicó.
Además, desde 2024, todos los establecimientos que posee MetroGAS en la Capital Federal cuentan con el “Sello Verde” por su gestión de residuos, otorgados por la Dirección General de Desarrollo Sostenible y Economía Circular del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires.
En 2003, MetroGAS obtuvo la certificación ISO 14001 de Sistema de Gestión Ambiental por sus actividades operativas y administrativas de la Dirección de Operaciones y la Dirección de Riesgos y Calidad, y desde entonces logró recertificar esos procesos.
La empresa desarrolla también diversos programas de vinculación comunitaria. Uno de ellos es “Instalaciones Solidarias”, que ha beneficiado a más de 8.000 familias, llevando gas natural a comedores y merenderos dentro de su zona de distribución. El programa “Hogar Cálido Hogar” alcanzó a más de 33.000 estudiantes, con la promoción de uso seguro y responsable del gas natural, y el posicionamiento de los más jóvenes como agentes de cambio.
En tanto, “Instalando Calor Seguro” brindó formación técnica a 7.374 alumnos de escuelas secundarias, a quienes preparó para su futura inserción en la industria del gas. El programa de Voluntariado Corporativo integra los esfuerzos de la empresa, su personal y la comunidad para generar transformaciones significativas.
MetroGAS continúa fortaleciendo alianzas estratégicas con organizaciones como Cáritas, Banco de Alimentos, Ingeniería Sin Fronteras, Fundación Aguas, la Dirección de Escuelas Técnicas de CABA y PBA, municipios, el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, Casa del Encuentro, Multipolar, Plantarse, entre otras.
Estas sinergias permiten ampliar el alcance y la efectividad de cada proyecto, y contribuyen a afianzar las relaciones del entramado social.
A partir del 2024, al cálculo de huella de carbono se sumó la cuantificación de las emisiones de gas del efecto invernadero (GEI), que se generan a partir del mantenimiento de la red de distribución por parte de las empresas contratistas. Este indicador es un complemento al inventario de emisiones de GEI propio de MetroGAS y amplía la visión del impacto ambiental generado.
MetroGAS reafirma que el desarrollo sostenible es un camino donde la colaboración se vuelve una herramienta clave para impulsar una energía más segura, eficiente y que genere impacto positivo en las generaciones presentes y futuras.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su área de cobertura abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
La petrolera canadiense Crown Point anunció la adquisición del 95% de participación operativa en las concesiones hidrocarburíferas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut, con las cuales incrementa su producción y reservas en el país donde ya opera en las cuencas del Golfo San Jorge, Austral, Neuquina y Cuyana.
La compañía con sede en Cagary comunicó hoy la firma de acuerdos con Tecpetrol, YPF y Pampa Energía para adquirir sus participaciones en los tres bloques convencionales en la cuenca del Golfo San Jorge, a unos 40 kilómetros de Comodoro Rivadavia.
Las áreas convencionales, en las cuales la empresa provincial de energía Petrominera se reserva el 5% de participación, tiene una producción actual de estos yacimientos es de 5.400 barriles diarios.
La concreción de la desinversión de las tres petroleras que tienen particular foco en el no convencional de Vaca Muerta, ratifica la diversificación del mapa de operadores petroleros, ya iniciado hace dos años con un proceso similar encarado por Vista y luego por YPF con el Plan Andes.
Además de los activos productivos, Crown Point incorporará ductos, infraestructura y una participación del 4,2% en Terminales Marítimas Patagónicas S.A., operadora de la terminal offshore por la que se exporta el crudo de la zona.
La petrolera precisó que las negociaciones con cada una de las empresas terminarán de concretarse con los detalles restantes. Así, se estima que la operación con Pampa se cierre en junio, mientras que las de YPF y Tecpetrol concluirían en el tercer trimestre del año, con fecha efectiva retroactiva al 1° de diciembre de 2024.
El anuncio de la operadora
Casi en simultáneo, Tecpetrol informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) el acuerdo para la transferencia de su participación en las áreas convencionales, acordadas por un monto de casi US$ 50 millones.
Así, la petrolera del Grupo Techint se desprende del 69% de su participación en la Concesión de Explotación sobre las Áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga que tienen vigencia con la provincia hasta el 14 de noviembre de 2047.
También se acordó la transferencia de su participación en las concesiones de transporte de hidrocarburos sobre el gasoducto El Tordillo/Rada Tilly; el oleoducto El Tordillo/Caleta Córdova; el gasoducto El Tordillo/Gasoducto Gral. San Martin; el oleoducto El Tordillo/Puesto Quiroga; y las acciones equivalentes al 4,2% de Termap.
En el caso del acuerdo con Tecpetrol, Crown Point abonará US$ 49,2 pagaderos con un anticipo de US$ 8 millones y el saldo restante, considerando los ajustes correspondientes y habituales para este tipo de transacciones se pagará al cierre de la transacción.
El cierre de la Transacción se encontrará sujeto -entre otras cuestiones- que las empresas participantes de la UTE no ejerzan su derecho de adquisición preferente y presten su consentimiento a la cesión de las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga; a que se obtenga la autorización a las cesiones por parte de la provincia de Chubut; y a la aprobación de la auditoría de cierre ambiental y del plan ambiental específico.
El ministro de Economía y Producción, Daniel Abad, informó que la petrolera mendocina WICO analiza realizar inversiones en Tucumán con el fin de ampliar el cupo de bioetanol en sus combustibles, así como desarrollar una cadena de estaciones de servicios de bandera propia en suelo tucumano y en la región NOA. Estas gestiones se impulsan con apoyo del Gobierno de Tucumán, en el marco de las prioridades establecidas por el gobernador, Osvaldo Jaldo, da acompañar a la iniciativa privada para el desarrollo de la economía provincial.
Así lo manifestó Abad, tras reunirse con Fernando Riccomi, presidente de WICO Combustibles; Jorge Rocchia Ferro, presidente de la Compañía Azucarera Los Balcanes ─que maneja los Ingenios La Florida y Cruz Alta─ y de la Unión Industrial de Tucumán; Mariano Santillán, director de Biocombustibles y Bioenergía de Córdoba y el gerente del Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (IPAAT), Jorge Etchandy.
Abad dijo: “hemos recibido gratamente a la petrolera WICO que quiere hacer inversiones en Tucumán” y dijo que estas gestiones son de importancia dado que la provincia es una de las más grandes productoras de biocombustibles a nivel país.
“Tenemos en Tucumán una provincia productora de bioetanol que es lo que hoy se entrega a otras petroleras para el consumo de naftas. La idea de WICO es venir a hacer inversión e instalarse en Tucumán con su propia bandera” y evaluó: “nosotros estamos en el camino de favorecer las inversiones privadas. En todo aquello que genera valor agregado económico a través de inversión y valor agregado social que es la contratación de manos de obra”.
Abad también declaró: “bienvenida sea esta primera reunión. Se han armado equipos de trabajo para poder seguir adelante. Estimo yo que en el corto plazo vamos a poder hacer algún tipo de convenio que permita que esta petrolera se instale en Tucumán con el asesoramiento de –Gobierno de- Córdoba, ya que WICO está instalada en la provincia mediterránea”.
“Estuvo presente un funcionario de la provincia de Córdoba, con el aporte y el apoyo del productor –Jorge- Rocchia Ferro que está representando hoy a toda la cadena del biocombustible. Es una muy buena noticia y esperamos avanzar”, cerró.
El representante de la petrolera cuya refinería se encuentra en Luján de Cuyo, Mendoza; Fernando Riccomi, explicó: “En Argentina existen solamente siete empresas con capacidad de refinación habilitadas por Secretaría de Energía de la Nación para poder ser refinadores primarios de petróleo, esto es la transformación de petróleo crudo en combustibles líquidos y Wico es una de ellas”.
“Como toda petrolera, WICO tiene una necesidad de incluir un corte de biocombustibles. El acuerdo que estamos tratando de buscar con Tucumán es un modelo exitoso que se aplicó en la provincia de Córdoba donde básicamente el corte de biocombustibles es mucho mayor y se busca que en principio lo utilice la flota pública pero que sea realmente para toda la sociedad”.
“Para esto hace falta inversiones. Encontramos una excelente recepción en el Gobierno de Tucumán. Ante esto, como buen empresario privado, cuando hay recepción de la parte pública, siempre la articulación entre lo público y lo privado es lo que funciona, es ahí donde nosotros vamos a invertir en Tucumán”, analizó.
El petrolero informó que su empresa tiene operaciones en provincias del centro del país y Cuyo: “La planta refinadora está en Luján de Cuyo, Mendoza. Estamos trabajando en Córdoba, Rosario (Santa Fe) y Buenos Aires, obviamente tenemos distintas estaciones de servicio en distintos lugares. La intención es radicarnos fuerte en Tucumán”.
En cuanto al corte de etanol y su empleo en motores convencionales, Riccomi sostuvo: “los vehículos que van con E17, que es decir, nafta con 17% de bioetanol o B20 que es gasoil con 20% de biodiesel, están funcionando con estos E17 y con este B20 en la Provincia de Córdoba hace más de un año. En la ciudad de Córdoba existe una estación de servicio que expende este biocombustible para el público en general, lo usó muchísima gente, nadie tuvo ninguna clase de problema en todo este tiempo. Lo cual demuestra con total claridad que los combustibles son perfectamente compatibles”.
El empresario destacó el valor de Tucumán dentro de la industria nacional de biocombustibles: “son grandes productores de bioetanol de caña de azúcar. Es una de las dos formas del bioetanol que surge de maíz, que por eso Córdoba, o surge de caña de azúcar, por eso Tucumán”.
“Entonces esto lo que permite básicamente el desarrollo de una zona productiva muy grande del país, donde a partir de eso, haciendo pie en Tucumán, uno puede ir a todo el NOA y estableciendo una planta acá en Tucumán”, dijo.
En cuanto a los volúmenes de inversión, detalló que se podrían establecer plantas de blendeo para poder producir combustible en suficiente volumen y calidad para abastecer a toda la región: “esta es la inversión que queremos hacer más las inversiones en todas las estaciones de servicio que queremos desarrollar acá. No solamente son inversiones en cuanto a lo económico, sino son inversiones que van a distribuir trabajo, porque obviamente todo esto no funciona solo y hace falta gente pueda operar todo este tipo de plantas”.
En cuanto a la inversión en números, ejemplificó: “hay un un piso de 100.000 dólares a 400.000 dólares por cada estación de servicio” y dijo que son muchas las estaciones de servicio que podrían incorporar la bandera de WICO.
“La planta de blendeo son muchos millones. Todo depende del volumen que se vaya a aplicar. Nuestra expectativa es grande, tenemos que hacer ahora el estudio de factibilidad, queremos que la provincia nos ayude en todos los sentidos posibles, desde el punto de vista impositivo, de desarrollo y de apoyo. Por la conversión que tuvimos –con el ministro Abad-, todo esto se va a llevar adelante. Es un lindo puntapié para arrancar”, detalló.
El repunte de abril se vinculó con factores estacionales y con un mayor dinamismo en la demanda interna, aunque los precios internacionales más bajos moderaron el impacto neto en la balanza. Vaca Muerta aportó el 58,84% de la producción petrolera. La meta del Gobierno para este año. Argentina sigue sacando provecho de su potencial hidrocarburífero: en abril registró un superávit energético de U$S 573 millones, lo que elevó el acumulado del primer cuatrimestre de 2025 a USD 2.684 millones. El dato confirma que la balanza energética no solo se mantiene en terreno positivo, sino que se consolida como una de […]
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El Enargas espera los informes técnicos para elevar la recomendación al Poder Ejecutivo de que prorrogue las licencias de las compañías hasta 2047. La importancia de la revisión tarifaria y la baja del riesgo país son claves en la salida de la petrolera estatal de la firma de distribución más grande del país. El Gobierno de Javier Milei se prepara para dar en las próximas semanas un paso clave en la extensión de la concesión de tres distribuidoras de gas natural por 20 años. En el caso de Metrogas la concreción de esa prórroga implica cumplir con la última condición […]
San Joaquín Combustibles, la empresa argentina dedicada a la distribución mayorista de combustibles, lanzó “Tu Nuevo Combustible”, una campaña que propone una mirada renovada sobre la relación con el cliente. “No se trata solo de lo que se entrega, sino de cómo se entrega: con empatía, escucha activa y una comprensión profunda de las necesidades particulares de cada cliente mayorista”, precisaron desde la empresa.
El objetivo que se han fijado desde la empresa consiste en estar más cerca de sus clientes. “Esta campaña nace de una convicción: nuestro trabajo no termina en el despacho de combustible. Empieza en el vínculo con el cliente, en entender lo que necesita, acompañarlo en sus desafíos y brindarle un servicio que realmente le sirva y le simplifique su operación”, explicó Nicolás Reartes, gerente comercial de San Joaquín Combustibles.
La campaña
Según indicaron desde la empresa: “la iniciativa busca reflejar el estilo de trabajo que San Joaquín viene construyendo: cercano, ágil, transparente y comprometido”. Con foco en la atención personalizada y la mejora continua, la empresa se posiciona como un socio estratégico para transportistas, industrias, flotas y operadores que requieren una solución confiable y humana.
“‘Tu Nuevo Combustible’ también representa una nueva energía en nuestra forma de hacer las cosas. Estar cerca no es solo una frase: es una decisión diaria, una actitud”, agregó Reartes.
Por último, desde la empresa destacaron: “Con esta campaña, San Joaquín reafirma su propósito de crecer junto a sus clientes y de transformar la experiencia de abastecimiento mayorista en una verdadera relación de confianza”.
Comenzaron a llegar al predio de Cementos Avellanada, ubicado en la localidad de Olavarría, los componentes de los aerogeneradores del Parque Eólico CASA, de acuerdo con la planificación y tiempos estipulados.
El transporte de las partes requiere de camiones especializados que viajan con seguridad privada delantera y trasera, a velocidad reducida. El ingreso al predio empezó recientemente, con arribos nuevos todas las semanas y está previsto que concluya a fines de junio para luego iniciar con la etapa de montajes. La logística de transporte no implica cortes de ruta o accesos, y se realiza con todos los permisos correspondientes para circular, otorgados por Vialidad Nacional y/o Vialidad Provincial.
El parque es el primer proyecto in-situ que YPF Luz construye en las inmediaciones de un cliente, marcando un nuevo hito en el desarrollo de energías renovables que se adaptan a la necesidad de cada industria. De esta manera, tendrá dos funcionalidades: por un lado, 4 de los 9 aerogeneradores (con un total de 28 MW de capacidad instalada) estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía que generen los otros 5 (de 35 MW de capacidad instalada) se comercializarán por YPF Luz en el Mercado a Término de Energías Renovables.
Características de cada aerogenerador
Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una, y tecnología Nordex Delta 4000.
Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar a la altura de tres Obeliscos.
Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz.
Área de barrido de las hélices: 163 metros de diámetro.
Parque Eólico CASA
Generará 63 MW de potencia de fuente renovable.
Energía equivalente a más 72.000 hogares argentinos.
Superficie: 450 hectáreas.
Factor de capacidad: 47.2%.
Energía generada: 260.487 MWh/año.
Inversión: más de USD 80 millones.
Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra.
La inscripción al “Diplomado en Energía Nuclear: usos, beneficios y desafíos” ya está abierta. Se trata de una propuesta virtual, gratuita y con cupos limitados, impulsada por el Gobierno de Río Negro junto al Instituto Balseiro.
La propuesta formativa que se lanzó este fin de semana en ocasión del Día de la Energía Nuclear busca acercar esta tecnología estratégica a la comunidad. El cursado comienza el 23 de junio y será 100% virtual.
La capacitación es gratuita, tiene cupo para 100 personas y está orientada a estudiantes, docentes, técnicos, periodistas, funcionarios y público general interesado en entender cómo funciona la energía nuclear, qué usos tiene en el mundo actual y cuáles son sus desafíos en un contexto de transición energética global.
El diplomado ofrece una aproximación integral con clases dictadas por profesionales del sector nuclear argentino. Aquellas personas que completen y aprueben el primer trayecto formativo podrán postularse a una segunda instancia presencial más técnica, que incluye prácticas de laboratorio en el Centro Atómico Bariloche.
Esta propuesta se enmarca en el trabajo conjunto entre la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro y el Instituto Balseiro, con el objetivo de democratizar el conocimiento sobre energía nuclear y posicionar a la provincia como referente nacional e internacional en la temática.
“Como rionegrinos, tenemos que estar muy orgullosos de lo que nuestra provincia implica en todo lo que es la actividad nuclear”, expresó el ingeniero Mariano Cantero, director del Instituto Balseiro, quien destacó que Río Negro es pionera en este campo, con instituciones clave como INVAP y el Centro Atómico Bariloche.
Charlas abiertas de la UNRN sobre energía nuclear
En paralelo, la Universidad Nacional de Río Negro promueve dos charlas abiertas a la comunidad que también abordan el rol estratégico de la energía nuclear. Las actividades se realizarán el martes 3 y jueves 5 de junio a las 15 en Anasagasti 1463 (Bariloche) y están a cargo del ingeniero Cantero.
Estas charlas se desarrollan en el marco de la Diplomatura en Sustentabilidad Minera y tratarán temas como el aporte de la energía nuclear a la reducción de emisiones de carbono, su potencial en la transición energética y las oportunidades que genera en la cadena de valor del uranio.
Para obtener mayor información en torno a estas charlas, se puede consultar en el siguiente enlace: https://acortar.link/xOKL3B
Ambas iniciativas forman parte de una política pública que busca ampliar el acceso a la formación técnica y científica en energía, reforzando el compromiso de Río Negro con una matriz energética limpia, soberana y sustentable.
En una nueva etapa del proceso de desregulación impulsado por el presidente Javier Milei, la Secretaría de Energía oficializó las primeras tres estaciones de servicio habilitadas para operar con sistema de autodespacho de combustible.
Las estaciones que integran el listado oficial del Ministerio de Economía son:
YPF en Figueroa Alcorta y Echeverría (Ciudad de Buenos Aires).
YPF en 27 de Febrero y Ovidio Lagos (Rosario).
Shell en Avenida Córdoba 3710 (Ciudad de Buenos Aires).
Gracias a la desregulación del Gobierno Nacional en el mercado de los combustibles, ya son tres las estaciones de servicio que ofrecen la modalidad de autodespacho.
Más servicios para los usuarios. Más libertad para el sector privado.
— Secretaría de Energía (@Energia_Ar) May 30, 2025
Este esquema, basado en experiencias internacionales, permite que el conductor realice la carga y el pago sin asistencia de playeros, a través de tótems electrónicos conectados con tarjetas de débito, crédito o billeteras virtuales. Las estaciones deben contar con sensores de seguridad, corte automático, supervisión remota y personal capacitado para emergencias.
YPF firmará este viernes un acuerdo con ENI, la mayor empresa energética italiana, para exportar GNL desde Argentina. Tal como se había anunciado desde Presidencia, la noticia fue confirmada por el titular de la empresa estatal, Horacio Marín. Se trata de un proyecto por 12 millones de toneladas de gas por año, que incluye la construcción de dos barcos en las costas de Río Negro. Se estima que estará vigente entre 2028 y 2029.
“Es un documento muy importante, venimos trabajando muy bien con la empresa Eni y luego de este acuerdo seguramente va a entrar otra empresa muy importante que todavía no puedo decir quién. A mí me gusta que siempre lo comunique la otra compañía, no nosotros”, adelantó Marín sobre proyecto “Argentina GNL”.
Según le adelantó a Ámbito Debate, la iniciativa incluye la producción de gas natural desde Vaca Muerta, como así también el transporte, la licuefacción y la exportación. Todo será desde las dos unidades flotantes de GNL por 6 millones de toneladas por año cada una.
Marín anticipó que se trata de un contrato “para 50 millones de metros cúbicos de exportación, el cual venimos trabajando bien con la empresa” y aclaró que para fin de este año se espera firmar el acuerdo final. “Van a ser dos barcos, cada uno de 6 millones de toneladas, que son los más grandes que se están construyendo en el mundo”.
“ENI es nuestro socio estratégico que tiene muchísimo conocimiento en el offshore y estaba trabajando con esta compañía, así que se se dio, como se dice, que se alinearon todos los planetas”, sumó el titular de YPF, quien indicó que “el GNL hace 16 meses nadie pensaba que podía ser una realidad y la verdad que estamos muy avanzados.
La firma del acuerdo se llevará a cabo en Italia con la presencia del presidente de YPF, Horacio Marín, y del CEO de Eni, Claudio Descalzi, quienes en el mes de abril habían sellado Memorando de Entendimiento (MOU) entre las empresas. También estarán presentes el presidente Javier Milei y la primera ministra de Italia, Giorgia Meloni.
ExxonMobil Guyana reportó ganancias por US$ 4.700 millones en 2024, frente a los 2.900 millones de 2023. La compañía registró en su Estado de Resultados de 2024 una disminución en los costos de exploración respecto al año anterior cuando alcanzó US$ 108 millones pero tuvo mayores costos de producción.
Esto último, que subió de US$ 195 millones en 2023 a 291 millones en 2024, se debe a la incorporación del buque flotante de producción, almacenamiento y descarga Prosperity.
“ExxonMobil Guyana , que opera el gran yacimiento petrolero Bloque Stabroek, junto con sus socios invirtió 40.000 millones de dólares hasta la fecha y solo recuperó 33.000 millones, por lo que la recuperación de costos está en curso”, consignaron desde la compañía. Las cifras El Informe Anual 2024 de la compañía enumeró varios hitos importantes, incluyendo la producción acumulada de 500 millones de barriles de petróleo, superando los 645.000 barriles diarios producidos en el bloque Stabroek.
Por su parte, su presidente, Alistar Routledge, estimó que la compañía, sus socios y contratistas inyectaron más de 800 millones de dólares en la economía de Guyana a través de empresas y proveedores locales. El Gobierno de Guyana anunció el pasado abril que la llegada del buque ‘One Guyana’ de producción, almacenamiento y descarga flotante marcará el hito de generar casi un millón de barriles de petróleo en alta mar para fines de este año. Las reservas de Guyana ascienden a más de 11.000 millones de barriles. En este contexto, se aproxima la puesta en marcha del proyecto de explotación Yellowtail de ExxonMobil en el bloque Stabroek, tras arribar la nueva planta petrolera, construida por SBM Offshore.
Se acerca la presentación de ofertas de la licitación de almacenamiento “AlmaGBA”. En menos de un mes (3 de julio) está pautada la apertura de ofertas administrativas y técnicas de aquellos proyectos que competirán por los 500 MW de potencia en sistemas BESS en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
Desde el sector hay altas expectativas sobre el llamado que movilizará inversiones mayores a USD 500 millones, pero también una serie de incertidumbres, retos y oportunidades que encuentran en la convocatoria destinada a proyectos de 10 MW a 150 MW de potencia (de acuerdo a los nodos de conexión) que deberán entrar en operación entre 2027 y 2028.
Y si bien se aplaude que el gobierno tome esta iniciativa y se lleve adelante la primera licitación BESS del país y de Sudamérica, y una de las pioneras en Latinoamérica tras lo recientemente hecho en Puerto Rico y Honduras, todavía hay interrogantes sobre los plazos manejados, como por ejemplo que se especulaba por una nueva prórroga, confirmada el pasado viernes por CAMMESA (es la segunda ya que inicialmente la apertura de sobres estaba prevista para el 19 de mayo) y, la presentación de ofertas pasó del 10 de junio al 3 de julio.
Además, profesionales consultados por Energía Estratégica indicaron sobre la complejidad que presenta de cara a la presentación de algunas ofertas, debido a que el marco regulatorio nacional está en vías de cambios tras los lineamientos publicados por la la Sec. de Energía a fines de enero del 2025,
Por tanto, los especialistas sugirieron que el modelo de contrato de almacenamiento requiere una serie aclaraciones o mejoras para lograr proyectos a costos competitivos en un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses presente gobierno) y que ha tenido dificultades para lograr financiamiento externo o resolver la falta de pagos dentro de la industria eléctrica.
El punto más mencionado está vinculado a que la licitación sólo cuenta con la garantía de última instancia por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA); la cual se activa sólo en caso de que el comprador (Edenor o Edesur) se vea imposibilitado, de trasladar -total o parcialmente- a sus usuarios finales el costo asociado al contrato.
“Si dentro del plazo del vencimiento, el comprador no cancela la factura alegando una imposibilidad de trasladar a los usuarios finales el costo asociado al contrato, el vendedor y el comprador deben denunciar inmediatamente esta situación ante la Secretaría de Energía y ante CAMMESA, quien deberá requerir los fondos necesarios a la Secretaría de Energía para poder efectuar el pago de la factura vencida”, detalla el modelo de contrato.
“CAMMESA sólo queda obligado a transferir los fondos al vendedor en la medida en que la Secretaría de Energía le remita los fondos suficientes para cancelar la factura vencida”, agrega el documento.
Los profesionales consultados por este portal de noticias pusieron en foco la importancia de contar con un instrumento similar a la “TripleGarantía” que se aplicó en el Programa RenovAr con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial.
Este mecanismo fue clave para mejorar el rating crediticio de los contratos PPA, atraer ofertas competitivas y garantizar la viabilidad de las rondas del exitoso Programa RenovAr, el cual adjudicó más de 5 GW a lo largo de más de 150 parques renovables a lo largo de todas sus llamados llevados a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri.
Incluso, la cantidad de ofertas de la primera ronda fue cinco veces mayor a lo adjudicado, hecho que marcó un hito en el sector ya que hasta ese momento, el mercado de subastas de renovables a mediana y gran escala a todavía era incipiente y no estaba tan consolidado como en la acualtidad, más allá de la experiencia del GENREN.
Es decir que uno de los desafíos para este mercado emergente de baterías en el país es la falta de mayores garantías, lo que podría afectar a la cantidad de oferentes, ya que se vislumbra mayor participación de players con más espalda financiera y que no suceda lo mismo que lo acontecido en el el Programa RenovAr o la licitación RenMDI donde sí hubo múltiples titulares de proyectos.
Por otro lado, desde el sector denunciaron ciertas demoras de las distribuidoras ante consultas por la capacidad disponible en las subestaciones del AMBA, lo que dificulta la correcta preparación de los proyectos que competirán en la primera licitación de sistemas BESS en Argentina.
Y cabe recordar que en la última circular aclaratoria publicada en la web de CAMMESA, se agregaron y/o modificaron algunos nodos de conexión y límites de asignación, lo que implica cambios en las ecuaciones para los oferentes interesados.
Se agregó el nodo 5368 CT Pilar 132 kV
Se añadió el nodo 5213 Oro Verde 132 kV
Se actualiza a 100 MW el límite conjunto del color Celeste Norte que involucra las estaciones Pilar, CT Pilar, Parque, Derqui y Manzone.
De todos modos, a pesar de los puntos mencionados, desde el sector también consideran que la convocatoria AlmaGBA es un gran paso para avanzar en la transición energética y brindar resiliencia al sistema en el corto plazo sin la necesidad de comprar combustibles fósiles, considerando que se hay incentivos al temprano inicio de operación comercial tras la elevación del factor anual para los años 2027 y 2028 (ver nota).
Asimismo, de lograrse buenos resultados tras la adjudicación, el modelo se podría replicar en otros puntos del país, tanto para mitigar cortes eléctricos como para disminuir costos del sistema al reemplazar generación forzada a partir de hidrocarburos por baterías.
Lo cierto es que entre luces y sombras avanza la licitación AlmaGBA y, en los próximos meses del 2025, Argentina se tendrán los primeros adjudicados de una licitación pública para sistemas BESS stand-alone.
M4S, empresa de ingeniería, suministro y construcción del sector energético, acelera su crecimiento con una propuesta de soluciones energéticas integrales para clientes del sector comercial e industrial.
En apenas tres años, la compañía multiplicó casi por diez su facturación, y para 2025 espera cerrar con ingresos por tres millones de dólares, impulsada por una cartera cada vez más diversificada en generación distribuida y microrredes con baterías.
“El año pasado realizamos bastantes proyectos emblemáticos, el más importante es el sistema de generación fotovoltaica de mayor altitud de América Latina”, destaca José Armando Gastelo-Roque, Founder & General Manager de M4S, en diálogo con Energía Estratégica.
Ese proyecto de 603 kWp, instalado a 4.700 metros sobre el nivel del mar en la Unidad Minera de Cochacucho, departamento de Puno, marcó un hito para la empresa y consolidó su posicionamiento en sectores donde la autonomía energética es crítica.
Este año, M4S ya construyó 1 MW como suma de varios proyectos pequeños y acaba de suscribir contrato para el montaje de un proyecto de 1 MW, que será uno de los techos más grandes del país, y se instalará en Lima.
“Este año tenemos proyectado cerrar 5 MW de proyectos solares en EPC, entre solares y baterías, y en desarrollo 20 MW, para realizar la ingeniería, estudios y construcción a partir de 2026”, precisa Gastelo-Roque.
El sector industrial se ha convertido en un mercado clave para el modelo de negocio de M4S. La empresa trabaja con varios clientes de este perfil, que operan en ciudades y también zonas remotas.
Para atender esa demanda y facilitar la inversión de sus clientes, la empresa empezó a acompañarlos en la búsqueda de financiamiento. “Hemos cerrado una alianza con una financiera para poder ofrecer PPA a clientes industriales y comerciales, y también lo estamos empezando a ofrecer a algunos clientes del agro”, indica el ejecutivo.
Con agroindustriales la empresa ha comenzado a ganar protagonismo con casos de éxito como el de Driscoll’s, la firma internacional de producción de berries, que encargó a M4S la instalación de una microrred solar con baterías completamente autosuficiente. “Es una microrred pionera a nivel nacional”, afirmó Gastelo-Roque en conversación con este medio.
Pero aquello no sería todo, el equipo trabaja actualmente en el desarrollo de futuros proyectos en el segmento del mercado entre 50 kW hasta 10 MW a construir en distintas plazas estratégicas del país. El objetivo es seguir alimentando un pipeline robusto que permita mantener el ritmo de crecimiento en el mediano plazo. Una clave para lograrlo serán las mineras.
Microrredes en respuesta a la demanda en minería
La minería se presenta como un mercado clave para el crecimiento de M4S, no solo por sus altos consumos energéticos, sino también por el contexto de extracción local e internacional favorable.
“El precio del oro está muy alto”, señala Gastelo-Roque. “Eso genera un dinamismo importante en el sector y muchos mineros están dispuestos a invertir directamente en sus sistemas energéticos”.
Según explica, este tipo de cliente valora especialmente el retorno sobre la inversión, y por ello, en numerosos casos optan por esquemas de adquisición directa. “Muchos proyectos se están haciendo con equity. Cuando el retorno es claro, no dudan en poner el capital”, subraya.
La posibilidad de desarrollar microrredes híbridas solares más almacenamiento resulta cada vez más atractiva en este segmento. “El precio del almacenamiento bajó”, agrega Gastelo-Roque, y eso mejora la competitividad de las soluciones aisladas.
De hecho, en zonas de difícil acceso o sin conexión eléctrica, las tecnologías híbridas permiten reducir significativamente la dependencia del diésel, mejorar la estabilidad del suministro y reducir costos operativos a mediano plazo.
El contexto macroeconómico también juega a favor. “El precio del oro está bastante alto, eso hace que los proyectos mineros sean rentables y tengan una ventana de 3 o 4 años en la que pueden aprovechar el contexto actual para mejorar su matriz energética, y eso es lo que estamos viendo”, explica Gastelo-Roque.
Efectivamente, el precio del oro encontró un equilibrio este año en el orden de los US$ 3.000 Oz (XAU/USD), según datos del World Gold Council, y recientemente se elevó a US$ 3,375.30 Oz (XAU/USD) lo cual favorece inversiones estratégicas por parte de las mineras, incluida la incorporación de energías renovables en sus operaciones remotas.
M4S detecta una demanda creciente en este segmento. “La minería es un sector que tiene muchísimo potencial porque además está muy distribuido, está fuera de Lima, está en zonas aisladas, y eso hace que haya oportunidades para poder seguir creciendo ahí”, añade.
También, observa un cambio en el tipo de soluciones que buscan estas compañías. “Los proyectos ya no son solo de energía solar, sino más bien se está tratando de integrar energía solar con baterías”, detalla Gastelo-Roque.
“Suelen empezar haciendo un fuel saving solar más diésel o solar más gas, y luego empiezan a implementar baterías que representan un CAPEX más importante, casi duplicando la inversión. Si hablamos de US$ 600 kW o US$ 700 kW en solar, podemos hablar de US$1.500 kW o US$ 2.000 kW en microrred solar más BESS”, agrega.
Coral Energía, la empresa del Grupo Corven dedicada al desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica, anunció la firma de un préstamo sindicado por hasta 60 millones de dólares. El financiamiento, otorgado por un consorcio de bancos argentinos integrado por el Banco Nación, Banco Ciudad, Banco Provincia, BST y BIND, será destinado a la construcción y puesta en marcha de siete parques solares en las provincias de Santiago del Estero, Santa Fe, Corrientes y San Juan.
Esta inversión permitirá a Coral Energía acelerar su plan de expansión, como parte del proceso más amplio de diversificación de la matriz energética y la transición hacia fuentes de energía más limpias, sostenibles y eficientes.
“El préstamo sindicado representa un respaldo al modelo de negocios de Coral Energía y a nuestra estrategia de largo plazo. Con esta inyección de capital, estaremos listos para aprovechar la energía solar y generar un impacto positivo en las economías regionales, con creación de empleo y el desarrollo de cadenas de valor integradas por diferentes proveedores que ayudarán a consolidar nuestro rol en el mercado energético solar del país, con la innovación como parte del ADN que caracteriza a Grupo Corven», sostuvo Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energía.
Desde el sector financiero, las entidades participantes destacaron el valor de este tipo de iniciativas en el contexto de la transición energética. Claudio Saffirio, subgerente general de la Banca Mayorista del Banco Ciudad, indicó que “la financiación está orientada a promover fuentes renovables para mitigar el cambio climático y mejorar la sostenibilidad de los sectores productivos”. Además, remarcó que la entidad aplica su sistema de análisis de riesgos ambientales y sociales (SARAS) en este tipo de operaciones.
«Nos complace generar alianzas estratégicas con importantes actores del sector privado para impulsar conjuntamente proyectos de energías renovables que colaboren con el medioambiente», señaló Alejandro Tschudy, gerente ejecutivo Banca Empresas de BIND.
«Como integrantes de la Mesa de Finanzas Sostenibles de Argentina propiciamos este tipo de proyectos que colaboran con nuestro sistema de análisis de riesgos ambientales y sociales (SARAS) en la evaluación crediticia tradicional, tendiente a fomentar un mejor desempeño ambiental de nuestras empresas clientes y a alinear la gestión crediticia con las mejores prácticas internacionales», complementó ClaudioSaffirio, subgerente general de la Banca Mayorista del Banco Ciudad.
Coral Energía es una empresa argentina del Grupo Corven, dedicada al desarrollo, construcción y operación de proyectos de energía solar. Su portfolio se compone 850 Mw en desarrollo, 350 Mw listos para construcción, 280 Mw en licitación, y 45 Mw en contrucción.
Y cabe destacar que la empresa fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI 2023, adjudicándose ocho centrales por 110 MW, además de sumar los 20 MW en la convocatoria de la provincia de Santa Fe, posicionándose como un player activo del segmento solar en Argentina.
En la provincia de Santa Fe, los cuatro proyectos adjudicados en la convocatoria Generfe del 2023 (por un total de 20 MW) ya cuentan con todos sus componentes en destino. A ellos se suma una central de autogeneración industrial de 800 kW ubicada en la planta de Grupo Corven.
Además, para sus proyectos enmarcados en la licitación RenMDI la empresa ya tiene colocadas las órdenes de compra de los main components, lo que permitirá iniciar su construcción en aproximadamente dos meses.
El Ministerio de Energía de Chile impulsa un nuevo estudio de precios en sistemas solares térmicos como estrategia para diseñar políticas públicas informadas y efectivas. La iniciativa busca generar datos clave que permitan comprender los costos reales de estas tecnologías y facilitar la toma de decisiones en materia de normativas y programas de apoyo.
“Antes de crear cualquier política pública o normativa, necesitamos información y datos para tomar una buena decisión”, manifestó Fabián Bustos, analista en la Unidad de Recursos Energéticos de la División de Energía Sostenible del Ministerio de Energía de Chile, durante un evento de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).
Bajo esa premisa, la institución ya comenzó el levantamiento de información técnica y económica que alimentará este nuevo diagnóstico nacional.
El estudio incluirá también un análisis paralelo de índices de precios en bombas de calor, lo que permitirá al Gobierno contar con una base de información más completa para avanzar en una hoja de ruta clara para el sector térmico. “Trabajamos fuertemente en el levantamiento y estándar de las instalaciones térmicas en Chile”, sostuvo Bustos.
El Ministerio articula esta línea de trabajo con el sector académico, generando sinergias para fomentar la investigación aplicada. Actualmente, participa como entidad asociada en un proyecto bajo el marco del Fondo de Fomento al Desarrollo Científico y Tecnológico (FONDEF).
“El Ministerio de Energía es entidad asociada para desarrollar nuevos módulos de sistemas solares térmicos con almacenamiento en la plataforma Explorador Solar, que contiene información pública relevante del sector. Tenemos mucho trabajo con la academia sobre el almacenamiento térmico”, destacó el funcionario.
Además del enfoque técnico, la estrategia ministerial contempla la transferencia de capacidades institucionales. La idea es que los resultados del estudio se conviertan en lineamientos que habiliten a organismos como la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) a implementar proyectos concretos.
“Con datos duros, buscamos generar políticas públicas que se traduzcan en presupuesto para transferir capacidades. Mientras que la segunda pata es mantener lazos con la academia y gremios para difundir el área térmica”, afirmó el analista, en alusión a la falta de visibilidad que aún enfrenta este sector respecto a otras tecnologías renovables.
“Si bien ya se desarrollaron varias iniciativas en el ámbito solar térmico, principalmente en el área sanitaria para calentamiento de agua, aún falta mucho más. Pero tenemos una gran oportunidad para desarrollar, generar nuevas normativas y crecer como país”, agregó.
Durante la última sesión de directorio, el capítulo local del World Energy Council (WEC Chile) eligió a Javiera Vásquez como nueva Vicepresidenta de la entidad, reconociendo su trayectoria en sostenibilidad, asuntos públicos y rol activo en los desafíos de la transición energética.
Vásquez, embajadora de Women in Energy, es actualmente Gerenta de Asuntos Públicos & ESG en EnfraGenChile, donde ha impulsado la incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) en proyectos de infraestructura energética con foco en el territorio, las comunidades y el desarrollo local.
Con experiencia en comunicación estratégica y relacionamiento institucional, Javiera ha liderado procesos de posicionamiento que vinculan el negocio con objetivos de largo plazo en sostenibilidad.
Desde WEC Chile destacaron su visión colaborativa y capacidad para articular a distintos actores dentro del sector energético. En esa línea, la nueva vicepresidenta señaló que el rol le plantea una oportunidad relevante, no solo desde lo técnico, sino también desde una mirada más amplia.
“Asumir la Vicepresidencia de WEC Chile es una oportunidad que me inspira profundamente, tanto a nivel profesional como personal. Desde mi rol en EnfraGen y a lo largo de mi carrera, he buscado construir puentes entre la energía, la sostenibilidad y las personas. Hoy, reafirmo mi compromiso con una transición energética justa y con un liderazgo más diverso e inclusivo, aportando en este proceso, no solo desde lo técnico, sino desde una mirada más integral, empática y transformadora”, comentó.
Este nombramiento se enmarca en una etapa clave para WEC Chile y el sector energético nacional, donde avanzar hacia una matriz más limpia requiere también de liderazgos con experiencia, enfoque territorial y compromiso con los procesos de transformación.
Diversos actores de América Latina participaron en la gira de negocios por Alemania y los Países Bajos. Organizada por el Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp), implementado por GIZ por encargo del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania (BMWE), la cual ofreció una intensa plataforma para fortalecer la cooperación entre productores latinoamericanos y actores europeos en los sectores de hidrógeno renovable y Power-to-X (PtX).
El viaje incluyó una agenda de visitas técnicas, diálogos público-privados y sesiones bilaterales de matchmaking. Las delegaciones visitaron sitios industriales como Thyssenkrupp Steel y el Parque Químico de Marl, y participaron en un evento de vinculación en Duisport, que destacó los avances de Alemania en la construcción de una cadena de valor integrada en hidrógeno y PtX, además de explorar oportunidades de colaboración con socios latinoamericanos.
Uno de los hitos clave fue la participación en el evento “Oportunidades de negocio en hidrógeno renovable en América Latina”, realizado durante la World Hydrogen Congress and Exhibición en Róterdam. Este evento fue organizado conjuntamente por las Embajadas del Reino de los Países Bajos en América Latina y su equipo Regional de Desarrollo de Negocios (RBD), el Programa H2Uppp del BMWE y GIZ, con el apoyo de la Agencia Empresarial de los Países Bajos (RVO), Holland House Colombia y las Cámaras de Comercio Alemanas en el Extranjero (AHK).
A lo largo del día, desarrolladoras de proyectos, offtakers, bancos de desarrollo y otras instituciones compartieron experiencias y exploraron oportunidades para escalar el desarrollo del hidrógeno renovable en la región. Se llevaron a cabo más de 150 reuniones de matchmaking entre actores latinoamericanos y europeos, sentando las bases para nuevas asociaciones estratégicas y cooperación tecnológica.
Un momento destacado fue la firma de un Memorando de Entendimiento entre Hydrogen Europe y LAC Clean Hydrogen Action, que refuerza el compromiso con una colaboración transatlántica más sólida.
El Dr. Christian Storost, jefe de la División Internacional para el Despliegue del Hidrógeno del BMWE, destacó el valor estratégico de estos esfuerzos: “El evento paralelo en Róterdam y la gira han sido una plataforma valiosa para conectar a actores clave del ecosistema del hidrógeno renovable en América Latina y Europa. En BMWE creemos firmemente que la transición energética global no puede tener éxito sin asociaciones internacionales fuertes y estratégicas.
«Alemania ve a América Latina como una región con un enorme potencial para convertirse en un socio confiable en la cadena de suministro de hidrógeno verde, y eventos como este demuestran el compromiso creciente y concreto de gobiernos, industrias y sociedad civil. Seguiremos trabajando activamente —junto a socios como GIZ y nuestras contrapartes en la región— para convertir el diálogo en proyectos, inversión y soluciones tecnológicas que aceleren una economía del hidrógeno sostenible e inclusiva», agregó.
Por su parte KhrystynaKasyanova, Business Development Hydrogen de RP Global, comentó: “La gira organizada por GIZ fue un gran espacio de intercambio entre empresas de América Latina y Europa sobre proyectos de hidrógeno verde. Conocimos a colegas con quienes trabajamos en alianzas público-privadas, proveedores de tecnología y equipos, visitamos instalaciones innovadoras de hidrógeno verde en Alemania y tuvimos encuentros muy útiles con otras instituciones públicas y privadas. También tuvimos la oportunidad de participar en el panel sobre hidrógeno renovable y compartir nuestra experiencia aplicando altos estándares ambientales, sociales y de calidad como una vía para superar desafíos en el desarrollo de proyectos”.
En tanto Renato Marques Cabral, gerente de E-Fuels en Eletrobras (CMNSC) ROM Brasil, destacó su impacto: “La gira por Alemania y los Países Bajos, del 18 al 23 de mayo, fue muy importante para Eletrobras, ya que permitió profundizar las discusiones en torno a la cadena de valor de generación y distribución de hidrógeno/PtX. Las visitas a Thyssenkrupp Steel, al Parque Químico de Marl, y la actividad de matchmaking en Duisport demostraron cómo se está construyendo la cadena de uso del hidrógeno verde y PtX, y su potencial de aplicación en Alemania. Las reuniones con socios comerciales potenciales fueron clave para madurar las posibilidades de iniciar la producción de hidrógeno verde y PtX”.
Finalmente, Andrea Arrobo, Hydrogen Business Manager de TW Solar de Colombia, concluyó: “La experiencia ha sido muy enriquecedora al poder interactuar de cerca con actores europeos relevantes. Pudimos conectar con quienes se encuentran en toda la cadena de valor del hidrógeno, y eso fortalece nuestra visibilidad y capacidad de acción. Ser parte de la delegación de la gira nos permitió replantear nuestra estrategia corporativa para poner los pies sobre la tierra respecto al enorme mercado colombiano, sobre el cual hay que actuar en una primera instancia».
YPF oficializó esta semana su salida de Santa Cruz al cederle las diez áreas que controlaba a Fomicruz, la empresa provincial de energía. Uno de los puntos clave del acuerdo firmado el lunes es el compromiso que debió asumir la petrolera bajo control estatal para sanear los pasivos ambientales que deja luego de operar ocho décadas en la provincia patagónica. Lo que está ocurriendo en esa jurisdicción es seguido con atención en el sector porque podría constituir un caso testigo que sentará jurisprudencia para el resto de la industria.
YPF está terminando de cerrar un acuerdo con la Universidad de Buenos Aires y el Conicet para precisar cuáles son esos pasivos ambientales. Fuentes de la provincia confirmaron a EconoJournal que la petrolera pondrá a disposición seis equipos durante los próximos dos años, y cuatro durante los dos años siguientes, para llevar adelante las tareas de cierre de pozos. Cada uno de esos equipos especiales puede cerrar unos seis pozos por mes y el costo estimado que demanda el cierre de cada pozo es de alrededor de US$ 200.000, aunque esa cifra podría reducirse por cuestiones de escala, según detallaron fuentes empresarias. Se estima que en los próximos cuatro años, podrían abandonarse definitivamente unos 1000 pozos improductivos.
El gobierno de Santa Cruz tiene previsto licitar en pocas semanas las áreas revertidas y se presentarían las mismas empresas que estuvieron negociando con YPF, es decir, Clear, Crown Point, Roch, Ingeniería Alpa y Patagonia Resources.
Horacio Marín, CEO de YPF, y Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz, firmaron el lunes el acuerdo que sella la salida de YPF de la provincia.
Santa Cruz constituyó uno de los casos más complejos porque la petrolera no pudo conseguir compradores para sus campos y terminó negociando con la gobernación de Santa Cruz, que dirige Claudio Vidal, la reversión de las áreas a la provincia.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF reconoció en marzo de este año la relevancia que adquirió esa negociación durante una exposición que realizó en el CeraWeek en Houston. “El traspaso de campos maduros es un proceso gigante, el primero que se lleva adelante desde la reforma constitucional de 1994. Santa Cruz y Tierra del Fuego van a ser el leading case (caso testigo, en inglés) que de ahora en más apliquen las empresas cuando quieran quieren devolver áreas a las provincias, en especial cuando los pasivos son más altos que los activos, como nos pasó a nosotros. En Tierra del Fuego, hicimos una licitación y nos pidieron la hermana, la tía, el scalextric y poner plata encima (sic). Lo que marca eso es que salimos tarde (de las áreas) y eso no se puede hacer. Entonces, estamos negociando con las provincias para hacer lo que hay que hacer, que es abonar los pozos secos y revertir”, explicó.
Las áreas que deja
El acuerdo sellado el lunes oficializó la cesión de diez bloques: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida – Las Heras. A su vez, el convenio incluye las concesiones de transporte asociadas a las áreas. El siguiente paso es la publicación del decreto provincial que ratificará el acuerdo.
“Quiero agradecer al gobernador y a su equipo de trabajo por la comprensión y el avance de esta negociación que fue ardua pero muy honesta respecto a las posiciones de cada una de las partes. De esta manera YPF viabiliza los activos de Santa Cruz para que la empresa provincial continúe con el desarrollo de la industria convencional santacruceña y nuestra compañía pueda enfocarse en las áreas no convencionales en el marco de la estrategia 4×4”, dijo Marín el lunes.
“La salida de YPF no es un retroceso, como algunos quieren hacer creer. Es, en realidad, una oportunidad única para impulsar un modelo de gestión más eficiente, transparente y enfocado en el desarrollo local. Desde el gobierno provincial vamos a trabajar para garantizar la continuidad de la actividad, proteger los puestos de trabajo y asegurar que los beneficios de la producción hidrocarburífera se traduzcan en mejoras concretas para los santacruceños”, sostuvo el jefe de Gabinete del Gobierno de Santa Cruz, Daniel Álvarez.
Vista Energy, la segunda operadora de shale oil en la Argentina fundada por Miguel Galuccio, concretó la emisión de un nuevo bono por US$ 500 millones en el mercado internacional. La emisión cuenta con una tasa de interés de 8,5% y un vencimiento promedio de siete años.
Según detallaron desde la petrolera, de los fondos recaudados, US$ 300 millones se destinarán a cancelar un crédito puente otorgado por el Banco Santander para la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica.
Se trata de una de las áreas estratégicas de Vaca Muerta que le permitieron a Vista convertirse en el mayor productor independiente de petróleo de Argentina, con una producción actual superior a 110.000 barriles equivalentes por día, de los cuales exporta el 50%. La empresa pagó US$ 900 millones en efectivo a Petronas y transfirió a la petrolera malaya 7.297.507 acciones, equivalentes a otros US$ 300 millones.
Es el segundo campo de shale oil de Vaca Muerta en términos de producción, con unos 80.000 barriles equivalentes de petróleo diarios. El área está ubicada entre Aguada Federal y Bajada del Palo Oeste, dos bloques operados por Vista. Además cuenta con infraestructura de tratamiento por 160.000 barriles diarios (bbl/d) de crudo.
Inversión
Desde Vista precisaron que los US$ 200 millones restantes se orientarán a inversiones en otros bloques que posee Vista en la formación no convencional. El objetivo de la firma es llegar a exportar al menos el 60% de su producción para 2026.
En línea con esas metas, a fin de 2024 la compañía había realizado su primera emisión de un bono internacional. En esa oportunidad fue por un total de 600 millones de dólares, con una vida promedio de diez años y una tasa de 7,6 por ciento.
Esa operación registró órdenes por 2.400 millones de dólares, lo que representó una sobresuscripción de cuatro veces el monto emitido.
«Alentando al Deporte«, la iniciativa de Vista Energy y Fundación Laureus Argentina que cuenta con el acompañamiento de las provincias de Neuquén y Río Negro, cerró una nueva edición en la que se anunciaron los ganadores que recibirán apoyo económico y técnico por parte de ambas entidades.
El encuentro se llevó a cabo en la sede de Vista Energy en Neuquén en el cual fueron reconocidos los ganadores que recibirán acompañamiento para fortalecer sus carreras y proyectos deportivos e incrementar su impacto en las comunidades.
En la jornada participaron el gobernador Rolando Figueroa; el fundador, presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio; y el presidente de la Fundación Laureus Argentina, Hugo Porta.
Sinergia
En el encuentro se destacó el compromiso conjunto del sector privado, el tercer sector y los gobiernos provinciales en el fortalecimiento del deporte como herramienta de transformación social.
“Este es un claro ejemplo del trabajo conjunto entre el sector público, el sector privado y el tercer sector, uniendo capacidades para generar más y mejores oportunidades. El trabajo se hace en equipo, tratando de buscar las soluciones para la ciudadanía. De esta manera, la neuquinidad se trabaja y se defiende todos los días», destacó Figueroa.
Galuccio sostuvo: “Hoy celebramos y reconocemos a quienes se animan a darlo todo para llegar más lejos. Cada atleta y cada organización que acompañamos representa el espíritu que nos moviliza: compromiso, trabajo en equipo y una vocación profunda que los lleva a realizar esfuerzos extraordinarios”.
El ejecutivo de Vista expresó que “es una enorme satisfacción compartir esta iniciativa con Hugo (Porta), y con el gobernador Figueroa, con quienes compartimos la convicción de que el deporte tiene el poder de cambiar realidades”, sumó.
“Es fundamental trabajar en equipo con el objetivo de permitir el desarrollo del deporte y sus beneficios. Alentando el Deporte es un ejemplo de cómo la alianza entre el sector público, el sector privado y la sociedad civil puede generar cambios más profundos y sostenidos en el tiempo”, afirmó Porta.
Impacto
El encuentro también contó con la presencia de Julieta Corroza, ministra de Desarrollo Humano, Gobiernos Locales y Mujeres de la provincia del Neuquén; María Fernanda Villone, secretaria de Deportes, Cultura y G. Ciudadana; Luís Sepúlveda, intendente de la localidad de Huinganco; Luis Bertolini, intendente de Plottier; Lucas Páez, intendente de Senillosa; entre otras autoridades.
En Neuquén, se postularon 44 atletas de 24 disciplinas deportivas diferentes, y 17 organizaciones sociales de 20 localidades de la provincia.
Este jueves se reconocerá a los ganadores de Río Negro, en una jornada que se realizará en las oficinas de Vista Energy en el Paseo de la Costa. Participarán autoridades provinciales y municipales, junto a representantes de la empresa y Fundación Laureus Argentina. En esa provincia, se presentaron 15 atletas, 8 disciplinas y 4 organizaciones sociales.
Acompañamiento
Alentando el Deporte busca identificar y acompañar a jóvenes atletas y organizaciones sociales que promueven la inclusión, el desarrollo comunitario y la formación de valores a través del deporte.
Ganadores individuales – Provincia de Neuquén:
• Abril Garzón, 19 años, ciclismo – Huinganco
• Lautaro Aguilar, 29 años, atletismo adaptado – Neuquén
• María Paz Rondo, 11 años, gimnasia artística – San Martín de los Andes
• Felipe Bruni, 13 años, gimnasia artística – Villa La Angostura
• Catalina Herrera, 16 años, squash – Neuquén
• Oriana González, 18 años, tiro con arco – Neuquén
• Lucía Monje, 18 años, patín carrera – Senillosa
• Esteban Silva, 19 años, tiro con arco – Plottier
• Ignacio Rettig, 15 años, bádminton – Neuquén
Ganadores individuales – Provincia de Río Negro:
• Martina Escudero, 29 años, atletismo – Cipolletti
• Iara Figueroa, 20 años, judo – Cipolletti
• María Pía Frullani, 16 años, patín artístico – Cipolletti
• Lautaro Lisanti, 17 años, beach handball – Cipolletti
• Axel Rosales, 17 años, boxeo – Cipolletti
• Mila Sophié Celescinco, 14 años, judo – Cipolletti
Organizaciones sociales deportivas ganadoras – Provincia de Neuquén:
• Fundación SOMOS (Taekwondo) – Chorriaca, Taquimilán, Las Ovejas, Varvarco
• Club Stábile (Vóley) – Centenario
• Club Social y Deportivo Petrolero Argentino (Básquet) – Plaza Huincul
• Club Andino (Escalada y Parkour) – Villa La Angostura
• Hualas Patagónico (Hockey) – San Martín de los Andes
• Club Atlético Cumbres (Vóley) – San Martín de los Andes
• Asociación de Rugby y Hockey Los Conejos – Plottier
Organizaciones sociales deportivas ganadoras – Provincia de Río Negro:
• Círculo Italiano (Fútbol) – Villa Regina
• Alas del Alma (Fútbol, Boccias, Atletismo y Newcom) – Cipolletti
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que el próximo viernes (6/6) firmará en Italia, con la energética Eni, un acuerdo preliminar a la decisión final de inversión (FID) en el proyecto de producción de GNL en Argentina con objetivo en la exportación. Esta iniciativa constituirá la Fase III del proyecto Argentina LNG (2030/2031).
Marín consideró a Eni “un socio estratégico” por su experiencia en la producción de GNL en barcos procesadores, y en tal sentido describió que este proyecto contempla la utilización de dos barcos con capacidad de producción de 6 MTPA (millones de toneladas anuales) cada uno, para una exportación de 50 millones de metros cúbicos día.
El directivo fue entrevistado (de manera virtual) en el marco del “Encuentro de Energía y Producción” que organizado por Ambito Financiero, tuvo lugar en Bariloche, y describió que “Son dos barcos de 6 MTPA, los más grandes que se están construyendo en el mundo”.
Y agregó que “Eni ya estaba trabajando con esta compañía (constructora), y entonces se alinearon todos los planetas” para avanzar más rapidamente en este nuevo proyecto, que viene a sumarse a otros dos protagonizados por YPF en asociación con otras importantes compañías productoras en Vaca Muerta.
Se refirió en este orden a los proyectos de producción para la exportación que encarará Southern Energy (PAE, Golar, YPF, Pampa, Harbour) con miras al procesamiento de GNL en los barcos Hilli Episeyo, en 2027, y MKII, en 2028. Se trata de la Fase I del Argentina LNG y suman 6 MTPA (25 millones de m3/día).
También a un acuerdo en ciernes con Shell y otros socios internacionales para tener operativos otros dos barcos de 6 MTPA cada uno hacia 2029/2030 (Fase II del proyecto Argentina LNG). “Se está trabajando en la ingeniería de detalle del proyecto, su financiamiento, y una licitación para los dos barcos”, comentó.
Con estos proyectos “Estamos considerando (los productores) exportaciones de GNL por hasta 15 mil millones de dólares hasta 2050”, enfatizó Marín. YPF acaba de crear la Vicepresidencia de LNG, remarcó.
En este contexto, el presidente de la petrolera de mayoría accionaria estatal hizo hincapié en la necesidad de avanzar con perforaciones de al menos 800 pozos adicionales en Vaca Muerta para desarrollar nuevos yacimientos y duplicar la producción actual hacia el 2031.
En otro orden, y con relación al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) para la producción, transporte y exportación de crudo desde Neuquén hasta la costa marítima de Río Negro (Punta Colorada), Marín confió en que el tendido del ducto, de 30 pulgadas de diámetro y 437 kilómetros de extensión, con 76 cruces especiales incluído el Río Negro, y la construcción de plantas compresoras se realizará en los plazos previstos.
No obstante, advirtió que la infraestructura portuaria podría significar un “cuello de botella” en el proceso de construcción completo.
El VMOS tiene como socios a YPF, PAE, Pampa, Vista, Pluspetrol, Shell y Chevrón. Marín preanunció la posibilidad de incorporación de otro productor (sería Tecpetrol). El Oleoducto tendrá una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles por día al entrar en operaciones a fines de 2026, y se espera que alcance los 550.000 barriles diarios para 2027.
Preguntado acerca del precio internacional del petróleo (en baja) y su incidencia en los proyectos inversión para la producción y la exportación (incluído el GNL), Marín recomendó “no entrar en pánico”, y consideró que “los valores lógicos del crudo Brent no son los actuales” y que deberáin ubicarse en torno a los 5 o 6 dólares adicionales.
“Si el precio del petróleo va a ser de 50 dólares el barril, entonces no habrá LNG en el mundo”, comentó. “Confío en que el mundo va a ir a los números lógicos”.
BARILOCHE.- «Sabemos que las boyas y los caños subterráneos son el cuello de botella del Vaca Muerta Sur (VMOS) «, aseguró Horacio Marín, presidente y CEO de YP, durante la entrevista que dio por Zoom en el Encuentro de Energía y Producción 2025 realizado este miércoles en esta ciudad.
El CEO de la empresa controlada por el Estado destacó que el proyecto es «la primera obra de infraestructura que no hace el ‘Estado bobo’ (sic), sino las empresas con los activos» y anunció que durante el mes de junio «van a entrar 1700 millones de dólares en préstamos sindicados de varios bancos internacionales»; un monto que representa más de la mitad de los cerca de US$ 3000 millones proyectados para el megaproyecto.
Marín planteó, a su vez, que el VMOS representa un puntapié clave para el desarrollo energético y minero del país. «Toda la industria está haciendo un aporte al país porque estamos siendo el cebador inicial para que en cinco años se desarrolle y consolide el petróleo, el gas, el litio y el cobre».
Más jugadores
Durante su exposición, Marín anticipó que «se sumarán nuevos jugadores» al meproyecto. No detalló posibles actores, pero aseguró que hay propuestas concretas y diálogos permanentes.
Horacio Marín participó de un evento organizado este jueves en Río Negro.
«Por ahora tenemos posición dominante porque somos los impulsores del proyecto y tenemos la gente para hacerlo; pero luego de finalizar la obra nosotros nos retiramos de los puestos relevantes de la compañía VMOS, porque no es nuestra importancia el poder, sino el hacer», agregó en relación a la política activa de sumar accionistas.
El cuello de botella de VMOS
El interés rionegrino está puesto en la nueva terminal de exportación que estará instalada en Punta Colorada, además de posicionar a la provincia como «la principal puerta de salida de Vaca Muerta», tendrá impacto económico a partir del canon fijo que percibirá mensualmente, además del desarrollo de prestadores locales y empleo del 80% de la mano de obra local.
Marín reconoció que la supervisión de la provincia y la alta calificación de las empresas contratadas para el proyecto —la mayor parte de las obras fueron adjudicadas a la UTE Techint-Sacde— aseguran que el oleoducto de 437 kilómetros de longitud esté completamente soldado hasta tres meses antes de lo previsto. Ayer, la Secretaría de Hidrocarburos provincial comprobó que el VMOS avanza 2,5 km por día con soldaduras automatizadas.
Sin embargo, las boyas y los caños subterráneos para la base portuaria en Punta Colorada son el foco de atención para «pelear el tiempo».
«En las obras siempre hay un cuello de botella. En nuestro caso sabemos que el cuello de botella es lo portuario», reconoció Marín. Además de la complejidad de la obra, «nueva para lo que estamos acostumbrados en Argentina», el CEO identificó que la llegada a tiempo de los materiales e insumos son uno de los factores clave. «Ya están llegando los materiales, que era nuestra preocupación», dijo, «pero en unos meses vamos a ver, yo creo que vamos bien y que vamos a sostener el ritmo».
GNL: Tercera Fase de GNL
Una de las grandes incógnitas que dejó la entrevista del evento barilochense fue el nombre de la firma que «inminentemente» formará parte de la tercera fase de Argentina GNL.
En pocas horas, una comitiva conformada por el presidente Javier Milei y también integrada por Marín, partirá a Roma. Allí, este viernes YPF y la empresa italiana ENI firmarán un acuerdo preliminar que representa un paso más en la concreción de la tercera fase del proyecto Argentina LNG.
«Luego de este acuerdo va a entrar una empresa muy importante que todavía no puedo decir quién es», anticipó el entrevistado. En este mismo marco, informó que hay «reuniones muy cercanas con ENI y muy pronto va a ingresar la nueva compañía. Es una muy importante y creo que para Argentina va a ser muy importante esa inversión». Y añadió que «podríamos cerrarlo con los tres y posiblemente alguna otra argentina con un porcentaje menor».
Respecto a la tercera fase del proyecto que avanza con la empresa italiana, aseguró que «la decisión final va a estar antes de fin de año». Respecto a las ventajas de este acuerdo y de la entrada de una nueva firma, es que ENI trabajará de manera directa con los nuevos actores. «Vamos a ir en directo con dos barcos con esta compañía y podemos ganar hasta un año de tiempo», aseguró. Los buques de esta tercera fase están planteados para comenzar a operar en 2030-2031.
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