El ex ministro de Energía del gobierno de Mauricio Macri obtuvo cuatro campos convencionales en la provincia de Neuquén y se posiciona como nuevo actor en el sector energético argentino. Bentia Energy, la petrolera recientemente fundada por Javier Iguacel, exministro de Energía del gobierno de Mauricio Macri, firmó su primer contrato significativo en el sector energético argentino. La compañía, presentada en sociedad el lunes, selló su entrada a Vaca Muerta con la adquisición del Clúster Neuquén Norte de YPF. Este acuerdo, que Bentia Energy describe como un hito en su trayectoria, le permitirá a la joven empresa hacerse con áreas […]
David Mottura, periodista especializado en energía, analizó en Radio Vanguardia el presente del sector petrolero y las expectativas que despierta en Santa Cruz el posible traslado de trabajadores hacia Neuquén. En diálogo con el programa “Mucho por Hacer” que conduce Carlos Simos por Radio Vanguardia, el periodista neuquino David Mottura, referente en el sector energético, brindó un panorama detallado del estado actual de la industria del petróleo y el gas en la Patagonia. Durante la charla con Marcelo del Valle Romero, columnista del programa, Mottura se refirió especialmente al interés de muchos trabajadores santacruceños por migrar a Añelo, en busca […]
La demanda de litio, cobre, níquel, cobalto y tierras raras, entre otros, representa una oportunidad para el país. Electromovilidad, energías renovables, inteligencia artificial, centros de datos, smartphones, satélites, drones -y también armamento-: las industrias estratégicas del siglo XXI requieren cantidades sin precedentes de litio, cobre, níquel, cobalto y tierras raras, entre otros “minerales críticos”. Para estos minerales, las proyecciones de demanda industrial contrastan con la evolución esperada de la oferta a mediano y largo plazo: según la Agencia Internacional de Energía, para 2035 la producción proyectada de litio y cobre solo cubrirá el 50% y el 70% de la demanda, […]
Cinco bloques productores de cada segmento concentran más del 65% de la actividad no convencional, de acuerdo a los datos de febrero último. Si bien Neuquén tiene 51 concesiones de explotación no convencional con objetivo Vaca Muerta, el fuerte de la actividad está concentrado en un puñados de bloques productores que sorprenden mes a mes con su actividad. Pese al contexto global de incertidumbre, debido a que cayó el precio del crudo, la foto actual muestra cuáles son los bloques más destacados que contribuyen al motor económico del shale argentino. Un informe de la consultora Economía y Energía (E&E), que […]
La expectativa de Javier Milei, expresada por la web Infobae, es que el lunes 14/04 el secretario del Tesoro de USA, Scott Bessent, llegue a Ciudad de Buenos Aires con un refuerzo de financiamiento para la Argentina a través de una línea de crédito especial. Quizás por el antecedente del mensaje del delegado personal de Donald Trump para Latinoamérica, Mauricio Claver-Carone, quien dijo que la asistencia estadounidense estaba supeditada a que la Argentina tomara distancia de China apareció el rumor. Horas atrás, el Gobierno chino reivindicó la asistencia financiera al Banco Central argentino en forma de swap como un ejemplo […]
En los últimos 10 años la producción de petróleo crudo a nivel nacional se expandió un 31 % de una forma totalmente despareja. Por un lado se observa un crecimiento extraordinario en la Cuenca Neuquina del 123,6 % impulsada por el desempeño notable de Vaca Muerta, pero a la vez una «caída generalizada y catastrófica» en resto de las cuencas argentinas que tiene sus efectos en varias provincias, de acuerdo al informe anual del Instituto Argentino de Energía (IAE). Es que en el resto de las cuencas productivas la película de la última década refleja que la Cuenca Austral registró […]
La reciente evolución de la política comercial mundial y en la producción de petróleo reducirán el crecimiento de la demanda mundial de crudo y combustibles hasta 2026, indicó el jueves la Administración de Información de Energía de Estados Unidos en su informe mensual de perspectivas energéticas a corto plazo. El brazo estadístico del Departamento de Energía recortó sus previsiones anuales de crecimiento de la demanda local de petróleo y en todo el mundo, tanto para este año y el próximo, y destacó la significativa incertidumbre en los mercados derivada de un crecimiento económico mundial posiblemente menor y de una mayor […]
La tecnología, conocida como PyroCo, utiliza altas temperaturas sin oxígeno para convertir las aguas residuales tratadas (biosólidos) en un producto rico en carbono llamado Biochar, que puede actuar como un catalizador para producir bio-aceite rico en fenol. La tecnología australiana desarrollada en la Universidad de RMIT podría permitir una producción más sostenible y más barata de bio-olos para reemplazar los productos a base de petróleo en aplicaciones electrónicas, de construcción y automotriz. La tecnología, conocida como Pyrocotm, utiliza altas temperaturas sin oxígeno para convertir las aguas residuales tratadas (biosólidas) en un producto rico en carbono llamado Biochar, que puede actuar […]
Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC) en el Complejo Industrial La Plata. La sala funciona las 24 horas los 365 días del año. Trabaja un equipo de once ingenieros, cuya responsabilidad es mantener las unidades en su punto óptimo de performance.
Con toda la información disponible, sumada a la utilización de elementos de Inteligencia Artificial (IA), los operadores de la sala puedan tomar – minuto a minuto- las mejores decisiones, midiendo con precisión cuándo se generan desvíos en algún eslabón de la cadena de la cadena de producción.
Revolucionamos la producción del Complejo Industrial La Plata con la nueva sala de Real Time Intelligence Center (RTIC) pic.twitter.com/xLLcne4Sps
El RITC constituye un pilar clave de la estrategia 4×4 de la compañía que tiene como objetivo, entre otros, aprovechar todo el potencial de las operaciones de YPF
Este centro permitirá a la petrolera optimizar los procesos de producción de combustibles, lubricantes y especialidades petroquímicas, optimizando costos y mejorando la productividad.
“El Real Time Intelligence Center es el primero de su tipo en el downstream en la Argentina. Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, ¿por qué no?, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para nuestro país”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Desde la sala RTIC, ubicada en el tercer piso del edificio de Administración del Complejo Industrial, se pueden observar en tiempo real las operaciones de todas las unidades con la finalidad de corregir desvíos para optimizar la producción y obtener mejores rendimientos por barril procesado.
El RTIC constituye un hito para el sector Downstream de YPF ya que permitirá lograr mayores niveles de eficiencia en la producción y llevar las operaciones a un nivel superior.
El intendente de General Alvear, Alejandro Molero, informó que mantuvo una reunión con el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, donde se abordó la conclusión de la obra del gas para el sur de la provincia de Mendoza. Esta obra, largamente prometida, es considerada fundamental para el desarrollo de General Alvear y San Rafael.
“Me reuní con el gobernador Alfredo Cornejo para plantearle una preocupación compartida por los habitantes del sur mendocino: enfrentaremos otro invierno sin la puesta en marcha del gasoducto del sur, una infraestructura necesaria que ha sido postergada”, expresó el intendente.
El gobernador manifestó su voluntad de que la Provincia aporte los fondos restantes para su finalización. “Este compromiso marca un paso fundamental hacia la solución de un problema histórico para General Alvear y todo el sur provincial”, destacó Molero.
En este contexto, queda claro que el compromiso gubernamental es un avance significativo para el desarrollo de la región.
La construcción del gasoducto que beneficiará a unos 28 mil usuarios de San Rafael y General Alvear fue anunciada en noviembre de 2020 y desde entonces exhibió avances significantes. Sin embargo, en diciembre de 2023 las labores fueron paralizadas, cuando se había ejecutado el 89,04% del proyecto, y desde entonces entró en un punto de incertidumbre.
En el marco del Plan de Gasoductos para el Desarrollo, el gobierno de la Provincia de Santa Fe presentó esta semana el inicio de obras de tres nuevos proyectos de infraestructura energética que consolidan una inversión histórica para el interior productivo. Este viernes se firmará la adjudicación del Gasoducto Ruta Provincial 14 – 17s (tramo que conecta Fuentes, Coronel Arnold, Muñoz, Arminda y Villa Mugueta). El martes se hizo lo propio con el Gasoducto Sudoeste Lechero (tramo que conecta San Guillermo y Arrufó) y el sábado con el correspondiente a la Ruta N°34 (el tramo que conecta Luis Palacios y Lucio V. López).
Además, semanas atrás, el gobernador Maximiliano Pullaro y el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, firmaron los comienzos de las obras en el Gasoducto de la Ruta Provincial 20 para Tortugas, Montes de Oca, Bouquet, María Susana, Piamonte, Landeta, Schiffner, Las Petacas, Castelar y Crispi, y el correspondiente a la ruta provincial N°93 y N°33, Troncal TGN (Arteaga) – Berabevú. Las obras permitirán llevar gas natural a más localidades, mejorar la competitividad industrial y reducir los costos energéticos en vastas regiones del territorio santafesino. “Estamos trabajando fuertemente en equiparar las condiciones de producción. Para que Santa Fe se siga potenciando como el motor del cambio del país, la infraestructura a gran escala es clave”, sostuvo Puccini.
Las cinco obras se integran a un proyecto más amplio de 610 kilómetros distribuidos en 6 gasoductos -5 ejecutados por el Gobierno de Santa Fe y 1 por Litoral Gas-, con una inversión superior a los 196 mil millones de pesos, que beneficiará a más de 120 mil habitantes, 250 industrias y 45 localidades. Estas obras se distribuirán a lo largo y ancho de toda la provincia, en una apuesta por reducir asimetrías y generar las condiciones necesarias para el arraigo, la producción y el empleo.
La implementación de estos proyectos refleja una visión de futuro basada en la sostenibilidad y la equidad. “Al priorizar obras que alcancen tanto a las áreas urbanas como rurales, se promueve un desarrollo equilibrado que reduce las desigualdades y fortalece el tejido social. Los gasoductos no son sólo infraestructura; son una apuesta por un futuro más próspero y conectado para todos los habitantes de Santa Fe”, consideró por su parte el presidente de Enerfé, Rodolfo Giacosa.
Ruta Provincial 20: conectando comunidades
El gasoducto de la Ruta Provincial 20, con una inversión de 7.830 millones de pesos, llegará a más de 19.000 habitantes de localidades en los departamentos Belgrano y San Martín, como Tortugas, Montes de Oca, Bouquet y María Susana. La obra será ejecutada por la unión transitoria de empresas Peitel SA-Rovial SAl.
Ruta provincial N°93 y N°33: Troncal TGN (Arteaga) – Berabevú
En este caso, la primera etapa implica una inversión de 8 mil millones de pesos, 5 localidades (Berabevú, Chañar Ladeado, Los Quirquinchos, Godeken y Cañada del Ucle), 14500 habitantes y 29 empresas.
Departamento Iriondo: energía para el corredor productivo
La primera etapa del Gasoducto Ruta N°34 unirá a las localidades de Luis Palacios y Lucio V. López y generará mejoras en el servicio de un total de 11 localidades del departamento Iriondo. En total, esta acción mejorará el suministro de gas a 45 mil personas y a 88 empresas de la región. Se colocarán 15.100 metros de cañerías nuevas, significando una inversión de más de 7.660 millones de pesos.
Departamento San Cristóbal: desarrollo para el noroeste santafesino
En el departamento San Cristóbal, la primera etapa del Gasoducto del Sudoeste Lechero conectará a las localidades de Arrufó, Villa Trinidad y San Guillermo, generando beneficios también a las vecinas Colonia Rosa y Suardi. Esta obra de 7400 millones de pesos mejorará el suministro a 24.600 santafesinos y alcanzará a 55 empresas de la zona. El nuevo gasoducto se proyecta en una de las zonas lecheras más importantes del país y tendrá un impacto inmediato en la producción regional.
Departamento San Lorenzo: más oportunidades para el sur santafesino
En el sur de la provincia, el gasoducto que incluirá a la localidad de Fuentes forma parte del corredor sobre la Ruta Provincial 14 – 17s, que también contempla a Coronel Arnold, Arminda, Muñoz y Villa Mugueta. En este caso, 8900 santafesinos y 14 empresas alcanzadas serán alcanzadas por una obra con inversión de 8.900 millones de pesos.
La Corte Suprema de Justicia de la Nación rechazó un recurso presentado por la defensa del exdirector de la AFIP Ricardo Echegaray, condenado a cuatro años y ocho meses de prisión por administración fraudulenta en perjuicio del Estado en la causa conocida como “Oil Combustibles”.
El expediente judicial tuvo su origen en una denuncia presentada por la dirigente Elisa Carrió, que apuntó a un supuesto favorecimiento por parte de la AFIP a la empresa Oil Combustibles S.A., propiedad del empresario Cristóbal López, para que pudiera eludir el pago del impuesto a la transferencia de combustibles líquidos entre 2013 y 2015, mediante planes de pago otorgados de manera indebida.
El 16 de diciembre de 2021, el Tribunal Oral en lo Criminal Federal N° 3 de la Capital Federal condenó a Echegaray por su rol en la maniobra. La sentencia incluyó, además de la pena de prisión, la inhabilitación especial perpetua para ejercer cargos públicos.
Tras la condena, la defensa del exfuncionario intentó diversas vías de impugnación, incluyendo un recurso de casación y una nulidad, ambos rechazados por la Sala I de la Cámara Federal de Casación Penal. Posteriormente, acudió a la Corte Suprema con un recurso de queja, que también fue desestimado.
El fallo del máximo tribunal, firmado por los ministros Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, rechazó el planteo al considerar que no se trataba de una sentencia definitiva ni de una resolución equiparable a tal.
Tres sismos sacudieron esta semana la zona de Vaca Muerta, con epicentro en la localidad de Añelo, ubicada a unos 100 kilómetros al noroeste de Cipolletti. Esta madrugada, el Instituto Nacional de Prevención Sísmica registró un nuevo movimiento a una profundidad de siete kilómetros.
En esta ocasión, el sismo ocurrió a la 1:46 de la madrugada de este viernes y se trató de un temblor de 2.5 en la escala de Richter.
El miércoles se habían detectado otros dos, de similares características y en la misma zona. Los tres sismos se produjeron a 1.700 metros de distancia de un equipo de fractura para la extracción de petróleo no convencional.
Ese equipo está siendo operado por la empresa Pluspetrol en el área La Calera, cuya propiedad comparte con YPF, la petrolera de mayoría estatal.
Según la estadística del Observatorio, “en el territorio de la provincia de Neuquén han ocurrido 18 sismos en lo que va del 2025; 13 de ellos están asociados a la extracción de hidrocarburos en Vaca Muerta, y solo 5 han ocurrido naturalmente en el área cordillerana”.
El Gobierno de la Provincia de Neuquén aprobó la cesión del clúster Neuquén Norte a la UTE conformada por Bentia Energy (70%) e Ingeniería SIMA (30%), en el marco del Proyecto Andes impulsado por YPF.
Las áreas correspondientes son Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas y Señal Cerro Bayo. La información fue confirmada por la empresa, en una publicación en sus redes sociales.
Hoy empieza una nueva etapa para nosotros. La Provincia de Neuquén aprobó la cesión del clúster Neuquén Norte del Proyecto Andes.
Las áreas correspondiente son Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas y Señal Cerro Bayo. pic.twitter.com/vVjf1Ha63g
Bentia Energy fue fundada por Javier Iguacel, Lucas Logaldo y Lisandro Garmendia con una visión enfocada en la reactivación de campos maduros a través de innovación, eficiencia y compromiso con el entorno. Diego Manfio socio de Ingeniería SIMA, aporta la experiencia de una compañía con profundo arraigo en la Cuenca Neuquina.
“Desde nuestra nueva base en el Polo Tecnológico de Neuquén Capital, iniciamos esta nueva etapa con entusiasmo y responsabilidad”, expresaron a través de Linkedin.
Cabe recordar que Bentia Energy ha sido adjudicataria de siete áreas en Neuquén tras la decisión de YPF de enfocarse en Vaca Muerta y retirarse de yacimientos más maduros.
En Neuquén, contará con siete áreas adjudicadas a Bentia Energy incluyen Clásico Rincón, Clásico Norte, Volcán Auca Mahuida, Señal Cerro Bayo, Don Ruiz, Las Manadas, Octógono Dadín y Dorsal. Estas áreas están ubicadas cerca de Rincón de los Sauces, Cutral Co y Plaza Huincul.
Guatemala se prepara para dar un paso decisivo en su camino hacia la transición energética. La próxima licitación de largo plazo, PEG-5, se perfila como el hito más importante del país en materia de descarbonización, con una convocatoria que, según el Gobierno, buscará contratar en el orden de los 1500 MW.
“Esta es la licitación clave para la transición energética”, expresó Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas de Guatemala, al destacar la magnitud y el enfoque renovable de la nueva subasta.
El proceso, que se lanzará oficialmente tras Semana Santa, prevé adjudicar alrededor de 700 MW de energía de base de bajas emisiones y dejar el resto abierto a propuestas de cualquier tipo de energía renovable. Además, el gobierno busca fomentar activamente la participación de proyectos geotérmicos, fuente que, según Ventura, “requiere un trato especial”.
“Guatemala estaría dando un salto hacia la descarbonización”, remarcó el ministro, quien explicó que esta transformación no será inmediata. “No será una salida de un día para otro [de centrales a carbón], será un retiro paulatino que solamente se podrá hacer si se tiene una tecnología que pueda efectivamente suplir y suministrar la firmeza que representa esa generación termoeléctrica”, sostuvo.
La PEG-5 no solo apunta a mejorar la matriz energética, sino también a resolver desafíos estructurales. La licitación incluirá un bloque renovable con almacenamiento, en respuesta a los cambios que ha experimentado la curva de carga del país.
“Ya en los últimos años cada vez es más importante el pico de la mañana, la punta de la mañana, que casi está acercándose a la hora punta que ocurría antes a las 7 u 8 de la noche”, indicó Ventura. Este cambio en la demanda obliga a ampliar la cobertura del pico diario, que ahora abarca entre 4 y 6 horas, lo que va a representar un gran desafío y oportunidad “para la participación del almacenamiento en esta licitación”.
En el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean, el minsitro Ventura brindó detalles sobre el contexto técnico y político favorable que envuelve la licitación. La nueva convocatoria incluirá también una licitación de transmisión eléctrica, con tres grupos de líneas estratégicas para el desarrollo del país: aquellas que sustentarán el crecimiento de la demanda industrial; las que permitirán la conexión de renovables; y las orientadas a tener un impacto social favorable.
“Pensamos en la importancia que esa transmisión eléctrica haga ese enlace fuerte con la generación, con la demanda y con el desarrollo económico e industrial”, planteó el funcionario.
El ministro explicó que el proceso de la PEG-5 se sustenta además en el historial positivo de subastas anteriores. En particular, destacó que la PEG-4 fue “una licitación prácticamente renovable en la cual se alcanzaron los mejores precios para ese momento” (ver detalle). La expectativa es replicar ese éxito con una propuesta aún más ambiciosa.
Este compromiso se enmarca dentro de una política energética que prioriza una transición energética justa, que no solo considera la transformación de la matriz sino también la universalización del servicio eléctrico, especialmente en las zonas más aisladas del país.
“Tenemos una deuda con alrededor de 2 millones de guatemaltecos que no cuentan con energía eléctrica y es ahí donde estamos haciendo también un gran trabajo”, reconoció Ventura. Para estas regiones, el gobierno apuesta por “soluciones aisladas con energías renovables, con pequeñas redes, microrredes, con pequeños aprovechamientos hidroeléctricos”, especialmente en áreas protegidas y de difícil acceso.
Además, enfatizó que “la transición energética justa fue reafirmada por nuestro gobierno y también conlleva el gran esfuerzo de considerar integral a todo el sistema energético, desde la oferta hasta la demanda”.
Ventura también abordó uno de los principales desafíos: el rezago en materia de infraestructura de transmisión y el cumplimiento con el Convenio 169 de la OIT. En ese sentido, señaló que “ahí es donde necesitamos mucho la complementación social, la socialización y el tema también de ponernos al día con el punto de la consulta social”, particularmente en los proyectos con presencia de pueblos originarios.
Con este enfoque integral, el Gobierno pretende que la actual administración sea recordada como “el gobierno que encaminó al sector hacia la transición energética justa, hacia la universalización del servicio de energía eléctrica y sobre todo a la accesibilidad y a la seguridad energética”.
Ventura rememoró que “el año pasado nos tocó a nosotros justo al inicio […] declarar una emergencia ante la inminente crisis que representaban los fenómenos climáticos”, en un contexto de “sequía quizá de las más grandes” y “las temperaturas más altas”. Esta situación disparó la demanda eléctrica y agotó incluso “los inventarios de aires acondicionados”, sin que se produjeran racionamientos.
“Fue Guatemala uno de los países que pasó sin racionamiento esa crisis”, resaltó el ministro, quien atribuyó el resultado a la coordinación institucional y la buena respuesta del sistema ante el crecimiento de la demanda doméstica .
Finalmente, ante un auditorio de más de 500 profesionales del sector energético de la región en el marco de Future Energy Summit Central America & The Caribbean, Ventura envió una señal clara a los inversionistas: “Guatemala representa una estabilidad en todos los sentidos: estabilidad política, estabilidad económica”, señaló, destacando además que el país cuenta con una moneda fuerte y un tipo de cambio estable durante los últimos 25 años.
“Guatemala es la segunda frontera más grande terrestre del área de México, Estados Unidos y Canadá […] tiene acceso tanto al océano Atlántico como al océano Pacífico y es la puerta, diría yo, de la integración energética mesoamericana y ojalá latinoamericana, pronto”, concluyó Ventura, al presentar a su país como una plataforma ideal para el desarrollo energético sostenible, durante un panel de debate junto a otras autoridades del sector energético regional.
El ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, reveló que la ordenanza para la primera subasta de almacenamiento en baterías del país se publicará a finales de mayo y se espera que la licitación se lleve a cabo hacia finales del corriente año.
La convocatoria se denominaría “Subasta de capacidad de reserva – LRCAP Almacenamiento” y la ordenanza N° 812 / 2024 que estuvo en consulta pública a finales del año pasado planteaba que el inicio del suministro sea en julio de 2029 por un contrato a 10 años.
“Viajaré a China, incluso para hablar con empresas como Huawei y muchos otros actores con los que estamos en conversaciones en todo el mundo para atraer inversiones para baterías”, afirmó Silveira durante un evento.
De acuerdo a la pasada consulta pública, los proyectos contratados en la LRCAP Almacenamiento 2025 deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW).
Y si bien se desconocen los pormenores de la convocatoria, entre ellas la definición de la tarifa CUST/D aplicable, las reglas para el otorgamiento de licencias, o bien la cantidad de capacidad a subastar, la intención sería contratar entre 1 y 2 GW en sistemas de baterías, números cercanos a lo estimado por el sector renovable del país.
Además, se esbozó la posibilidad de que los sistemas BESS deberán entregar la máxima disponibilidad de energía igual a 4 horas diarias, definidas por el Operador Nacional del Sector Eléctrico (ONS) durante la etapa de programación diaria o de operación en tiempo real, garantizando el tiempo de recarga del proyecto.
Como también que, debido a la disponibilidad de la potencia contratada, el titular del proyecto tenga derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podría reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores.
Durante el mismo evento, el titular de la cartera energética también confirmó que enviará una propuesta de reforma del sector eléctrico a la Casa Civil de la Presidencia hacia fines de abril.
El objetivo del cambio regulatorio será seguir fortaleciendo la infraestructura nacional para la generación de energía renovable, modernizar los contratos de distribución y realizar las subastas para asegurar capacidad firme y almacenamiento BESS
De igual modo, mencionó medidas como la inversión de más de R$ 60000 millones en transmisión para la integración total del país al Sistema Interconectado Nacional (SIN), especialmente en la zona de la Amazonía, en pos de reducir el uso de combustibles fósiles.
Entre las iniciativas mencionadas también están la reducción de tarifas para contener la inflación, la liquidación de deudas relacionadas con la cuenta COVID-19y el desabastecimiento de agua, además del fin de disputas legales que “comprometen los intereses estratégicos del país”.
La Licitación “AlmaGBA” avanza en el mercado argentino. Esta convocatoria pública lanzada por la Secretaría de Energía para incorporar 500 MW de Battery Energy Storage Systems (BESS) en redes operadas por Edenor y Edesur busca resolver los cuellos de botella energéticos del AMBA y evitar cortes en temporadas de alta demanda.
En este contexto, José Luis Blesa, Latam Director de Seraphim, aseguró que se abre una oportunidad única para avanzar en almacenamiento energético si se permite que “el mercado realmente fluya como debe, naturalmente, con la oferta y la demanda”.
En el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina) el referente empresario sostuvo: “ ya hemos visto lo que ha pasado con el mercado con excesivo intervencionismo y el Estado presente ahí”. Por ello, consideró que reducir estas barreras será fundamental para que la tecnología BESS se consolide como parte del mix energético.
Desde la óptica de fabricante, Seraphim observa con optimismo el impulso que puede generar la licitación AlmaGBA, que apunta a proyectos con entre 10 MW y 150 MW de potencia, con capacidad de almacenamiento por cuatro horas consecutivas. Según el cronograma oficial, el proceso cierra el 19 de mayo con la apertura de sobres A, sigue el 18 de junio con los sobres B y prevé adjudicaciones el 27 de ese mismo mes.
“Justamente el hecho de que el BESS ya pueda conformarse como una realidad en la Argentina elimina la cuestión esta de la ecuación de oferta igual a demanda en el mercado eléctrico”, remarcó el ejecutivo. Esto permitiría mayor flexibilidad frente a la intermitencia y aleatoriedad propias de las fuentes renovables, uno de los principales desafíos de la transición energética.
Diferenciación tecnológica y capacidad instalada
Consultado sobre las ventajas competitivas que ofrecen al generador más allá de la tecnología, Blesa destacó la confiabilidad y el respaldo del grupo Seraphim y sus partners. “Nuestro equipo que trabaja en BESS en China tiene un track record muy importante, de hecho, tiene el track record más importante de China”, aseguró.
Actualmente, la empresa tiene una capacidad de producción de almacenamiento que supera los 25 GWh anuales y ya ha instalado más de 28 GWh en China. Además, opera 6 GWh en mercados fuera de ese país, lo que consolida su presencia internacional. En Argentina, sus proyectos en curso rondan los 600 GWh, sin incluir los que participarán en la actual licitación.
Costos, márgenes y el momento ideal
En cuanto a la energía solar, Blesa pone énfasis en la importancia del know-how y la ingeniería para el desarrollo de soluciones, y advirtió sobre un fenómeno clave en los precios. “Hoy por hoy los paneles están prácticamente en el suelo de su costo, incluso muchos de los fabricantes manifiestan estar trabajando a pérdidas”, señaló.
El directivo observa fluctuaciones en el mercado internacional que generan incertidumbre. “Hoy he visto algunas noticias en China que hablan de que puede irse a 12 o 14 centavos el vatio pico. Francamente, me costaría un poco creer que eso pueda pasar en función del conocimiento del mercado global de oferta y demanda”, comentó.
En contraste, los costos de los sistemas BESS siguen una curva descendente: “Perfeccionamiento en cuanto a capacidad tecnológica y reducciones de costo por mejora de eficiencia fabril”, indica. Esta convergencia de factores económicos y tecnológicos lleva a Blesa a subrayar: “Si hay un buen momento para cerrar proyectos es este”.
De allí, y para concluir su intervención en el Future Energy Summit Argentina, Blesa dejó un mensaje directo a potenciales participantes de la Licitación “AlmaGBA”: “Siéntanse tranquilos y libres de contactarnos. Los invito a que se animen. Estamos a su disposición”.
Genneia continúa consolidando su expansión renovable en Argentina. Actualmente, la empresa tiene en operación más de 1.600 MW, de los cuales más de 1.200 MW corresponden a generación renovable, y apunta a duplicar su capacidad instalada en los próximos años.
El portfolio renovable está compuesto en un 65% por tecnología eólica y un 35% por solar, pero la balanza se equilibrará próximamente con la puesta en operación de varios proyectos fotovoltaicos que hoy en día están en construcción.
“Los parques solares en marcha suman alrededor de 500 MW, con lo cual el portfolio pasará a ser 50-50. Además, el objetivo a 2030 es ser 100% renovables y estamos haciendo la reducción de huella propia de carbono para llegar a ser carbono neutral en 2030”, sostuvo el director de Negocio y Desarrollo de Genneia, Gustavo Anbinder, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Para ello, la compañía tiene una cartera de proyectos eólicos y solares que suman alrededor de 3000 MW de potencia, de los cuales 1700 MW estarán ready to build dentro de este año o en el segundo trimestre del 2026”, detalló.
En línea con ese crecimiento, Genneia presentó tres nuevos proyectos en la última ronda del Mercado a Término (MATER), que totalizaban 256 MW, pero de los cuales sólo vio adjudicación para 79,2 MW del parque fotovoltaico Agua del Toro – San Rafael etapa III, en la provincia de Mendoza.
“Nos convertimos en la primera empresa del país en superar 1 GW de renovables en operación, y ahora apuntamos a duplicar nuestra potencia verde”, aseguró Anbinder ante más de 500 líderes del sector que se congregaron en FES Argentina.
En un contexto donde el mercado de capitales local aún no cuenta con la escala suficiente, Genneia ha construido una estrategia financiera centrada en el acceso a financiamiento internacional, especialmente en banca de desarrollo.
“El mercado de capitales local no tiene tamaño suficiente para financiar parques utility scale o una línea de transmisión, sino que se debe salir al mercado internacional”, afirmó el directivo.
En ese sentido, la compañía ha obtenido más de USD 1200 millones de financiamiento internacional en los últimos años, apalancada en PPA de largo plazo y en el cumplimiento riguroso de sus compromisos financieros y proyectos en marcha.
“Hemos liderado el mercado de bonos verdes con más de 650 millones de dólares, y somos una de las compañías que más barato está financiando en el mercado. Por ello no vemos una limitación en el acceso al financiamiento internacional y en particular de banca de desarrollo, porque el 99% de nuestros ingresos están en contratos de largo plazo”, explicó el director de Negocio y Desarrollo de Genneia.
Por otro lado, Anbinder fue consultado sobre el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y planteó una visión crítica respecto de su aplicabilidad para el sector de la generación renovable, principalmente porque el cuello de botella aún es la falta de capacidad de transmisión eléctrica para conectar proyectos de gran escala a la red.
Si bien reconoció que el instrumento es interesante, aclaró que su impacto depende del tipo de financiamiento y apreció la estabilidad fiscal que otorga el régimen, ya que “los bancos internacionales y de desarrollo lo valoran mucho”.
Propuestas al Gobierno para escalar la transición energética
Desde el sector privado, Genneia considera que una política activa de inversión en infraestructura de transmisión es fundamental para permitir el ingreso de más renovables al sistema eléctrico nacional, y contar un esquema adecuado para recuperar la inversión en la ampliación de la red.
A su vez, insistió en que la libertad de negocio y la estabilidad de las reglas de juego a nivel nacional son condiciones esenciales para atraer nuevas inversiones y avanzar en la instalación de más parques ERNC.
“Los proyectos no deberían estar sujetos a que cada jurisdicción tenga la potestad de cambiar alícuotas o agregar gravámenes”, concluyó.
La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), la Red de Mujeres en Energía Renovable de República Dominicana (MER-RD) y Nature Power Foundation (NPF) han firmado un acuerdo de colaboración con el objetivo de fomentar la participación de mujeres jóvenes en el sector de las energías renovables a través de formación y oportunidades laborales.
El convenio establece un marco de cooperación para garantizar el acceso a pasantías en empresas del sector energético, dirigidas a mujeres de entre 18 y 35 años en situación de vulnerabilidad, como parte del programa Chicas Solares, liderado por NPF con el respaldo de MER-RD y otros aliados.
Durante el acto de firma, Laura Amelia Rojas, Directora Ejecutiva de NPF, destacó que «este acuerdo es un paso esencial para cerrar la brecha de género en el sector energético y proporcionar herramientas clave para la empleabilidad de mujeres jóvenes».
Por su parte, Paola Pimentel, Presidenta de MER-RD, enfatizó que «la inclusión de mujeres en las energías renovables no solo impulsa la equidad de género, sino que también fortalece el crecimiento sostenible de la industria».
A su vez, Alfonso Rodríguez, Presidente de ASOFER, resaltó que «desde ASOFER nos comprometemos a facilitar el acceso a 35 pasantías anuales en empresas del sector, asegurando que las participantes puedan aplicar sus conocimientos y adquirir experiencia práctica».
Entre las acciones contempladas en el acuerdo se encuentran:
Promoción de programas educativos y de responsabilidad social en favor del desarrollo de la mujer.
Facilitación de pasantías en empresas del sector de energías renovables.
Gestión de fondos para apoyar la formación técnica de las participantes.
Asesoramiento mutuo en capacitación técnica y habilidades blandas.
Este acuerdo, refuerza el compromiso de ASOFER, MER-RD y NPF con la equidad de género y el desarrollo sostenible en República Dominicana, apostando por una mayor participación femenina en el sector energético.
Solis Inverters tuvo una participación destacada en el Future Energy Summit Caribe 2025 (FES Caribe 2025), el evento energético más relevante de la región, que reunió a más de 500 líderes del sector de Centroamérica y el Caribe.
En este contexto, Sergio Rodríguez, CTO para Latinoamérica de Solis, formó parte del panel de discusión “Competitividad en el Sector Fotovoltaico”, donde presentó la nueva serie de inversores solares Solis Solarator.
Durante su intervención, Rodríguez explicó cómo la serie Solarator representa un nuevo estándar en tecnología de inversores solares. Con conversión energética de alta eficiencia, capacidades avanzadas para integración a redes inteligentes y diseño robusto para climas tropicales, ademas de aportar una ventaja clara en mercados como República Dominicana y el Caribe.
“La competitividad en el sector solar ya no se mide solo por el costo por watt. Hoy importa la confiabilidad, la adaptabilidad a las condiciones de red y el valor total a lo largo del ciclo de vida,” señaló Rodríguez. “Ahí es donde destaca la serie Solarator — está diseñada para la región, no simplemente instalada en ella.”
El debate tuvo lugar en un contexto de creciente competencia en el mercado fotovoltaico de República Dominicana y el Caribe. Con el aumento de proyectos tanto de generación distribuida como a gran escala, impulsados por incentivos regulatorios y mayor demanda energética, las empresas buscan soluciones más inteligentes, duraderas y rentables.
Solis Inverters está respondiendo a esta necesidad con una oferta adaptada a condiciones climáticas exigentes — alta humedad, temperaturas elevadas — y con funcionalidades para interactuar con redes eléctricas modernas. La serie Solis Solarator ya está captando el interés de EPCs y desarrolladores solares en toda la región, gracias a su rendimiento sostenido y bajo requerimiento de mantenimiento.
El FES Caribe 2025, desarrollado durante dos jornadas en Santo Domingo, incluyó paneles sobre almacenamiento energético, estándares de interconexión e integración regional, reforzando el papel estratégico del Caribe en la transición hacia energías limpias. La participación de Solis reafirma su compromiso con alianzas regionales y tecnología diseñada para las realidades locales.
Sobre Solis
Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y con más experiencia del mundo. Fundada en 2005, la compañía está dedicada a acelerar la transición global hacia energías limpias mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos.
Para más información, visita www.solisinverters.com o síguenos en redes sociales como Solis Latam.
Las industrias deberán comenzar a pagar a partir de mayo un 30% más por la electricidad que consuman en hora pico, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales. La medida alcanzará a los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDIs), aquellos con una demanda mayor o igual a 300 kW.
Grandes usuarios consultados por EconoJournal advirtieron que el encarecimiento de la energía impactará en sus costos y señalaron que la mejor forma de implementar el esquema es hacerlo gradual para que en el próximo invierno no haya un salto grande en el precio del kilovatio.
La Secretaría de Energía tiene avanzada la medida y la implementaría mediante una resolución que se publicaría este mes. La idea del gobierno es que esté vigente en mayo, cuando Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), establezca la programación estacional para el invierno.
En la actualidad, los grandes usuarios pagan el costo promedio de la energía, sin importar la hora del día en la que la consumen. Con el nuevo esquema, el kilovatio por hora para los grandes usuarios, que pueden ser desde grandes industrias electrointensivas hasta algunas pymes, sería más caro durante los picos de consumo.
En la actualidad, el horario pico de un día hábil es entre las 18 y las 23, mientras que la franja del día llamada resto es entre las 5 a las 18 y el valle entre las 23 y las 5.
Con la medida, el gobierno pretende aplanar la curva de demanda energética para evitar colapsos en el sistema eléctrico, que hace años opera estructuralmente al límite por falta de nueva infraestructura.
Una fuente industrial subrayó que «nosotros no tendríamos inconvenientes en pagar más cara la energía en el pico de consumo, sabemos que es un esquema que se aplica en otros países. Pero este año debería hacerse de manera gradual y que impacte a la noche y no a la tarde, porque hay muchas pymes que no pueden cambiar sus procesos productivos para evitar consumir a esa hora».
Fuentes de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (Aguerra) señalaron a EconoJournal que “la señal de diferenciación de precios de la energía es buena. Pero debería ir a la demanda del distribuidor, es decir, la residencial y comercial, que son los que generan volatilidades por la estacionalidad del consumo. Ahí debería ir la señal de precios. Los grandes usuarios somos el 25% de la demanda”.
Agueera agrupa a industrias como Acindar, Aluar, Papel Prensa, Bunge, Cargill, Cementos Avellaneda, Holcim, Siderca, Aeropuertos Argentina 2000, entre otros. “Si el esquema avanza, muchas empresas no van a poder modificar su producción”, agregaron a este medio desde la entidad.
Además, remarcaron que “el nuevo esquema no tendría nada de voluntario porque se están modificando los precios de la energía. Tampoco están claros los beneficios porque si nos aumenta el precio a los grandes usuarios, los tenemos que trasladar automáticamente al producto. Es decir, aumentaría el precio de los productos industriales”.
La medida estará dirigida específicamente a los grandes usuarios de la energía porque son los que tienen medidores que permiten diferenciar el consumo en distintas franjas horarias. Los usuarios residenciales quedarán excluidos de la resolución. Para poder contemplar el consumo de los hogares y pequeños comercios, primero habría que instalar millones de medidores inteligentes para poder, así, determinar no sólo cuánta energía demandan, sino cuándo la consumen.
Señal de precios
Un aspecto relevante del esquema es que se trata de la compra de energía por parte de los grandes usuarios a precio spot. En rigor, es la energía que consumen las industrias y los comercios, pero que no está bajo un contrato, como por ejemplo del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables), porque esa compra de energía ya está contractualizada.
Fuentes oficiales explicaron a EconoJournal que “la idea es hacer un consumo un poco más inteligente, más racional, para aplanar la curva de carga. La diferencia de precio entre pico y valle va a ser importante para que la señal de precios sea clara”.
Una fuente de una generadora de energía indicó este medio que la medida “es positiva” porque podría evitar los picos tan altos de consumo. En el sector de generación interpretan que la diferenciación entre pico y valle actuará como una señal de precios.
“Es para los grandes usuarios que no tengan contratos de energía por el ciento por ciento de su demanda. Quedarían comprando la porción sin contrato en el mercado spot al precio marginal. En el esquema actual todos pagan el costo promedio. El esquema marginalista da señales de precios”, explicó a este medio un generador.
La terminal de Oiltanking Ebytem en Puerto Rosales, ubicada en Bahía Blanca, se prepara para dar un salto estratégico en su infraestructura con una ampliación del 50% de su capacidad operativa. Esta decisión responde al fuerte crecimiento que experimenta el transporte de crudo desde Vaca Muerta, impulsado por los proyectos Duplicar Plus y Duplicar X, desarrollados por Oldelval. La compañía avanza en los últimos detalles del plan, que busca acompañar el nuevo ritmo de despachos de petróleo desde la Cuenca Neuquina. El objetivo es asegurar que la capacidad de almacenamiento y carga marítima esté a la altura del aumento en […]
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Es a partir de su incorporación al Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS), impulsada por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, mediante el que se detectan grandes emisiones de metano mediante imágenes satelitales, que luego son informadas por el Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS) a las autoridades provinciales. El Gobierno Provincial, a través de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería; y de la Secretaría de Estado de Ambiente, dependiente del Ministerio de Salud y Ambiente, forma parte – […]
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Un nuevo reporte de Irena muestra un aumento espectacular de la capacidad de generación de energías renovables en 2024 hasta alcanzar los 4.448 gigavatios (GW). La tasa de crecimiento anual alcanzó un nuevo récord (15,1%). Las Estadísticas de capacidad renovable 2025, publicadas por la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA por sus siglas en ingles), muestran un aumento espectacular de la capacidad de generación de energías renovables en 2024 hasta alcanzar los 4.448 gigavatios (GW). La adición de 585 GW en 2024 representa una proporción de la expansión de la capacidad total del 92,5% y una tasa de crecimiento […]
El director de la Fundación YPF, Gustavo Schiappaccase, dio detalles de la institución que busca ser una clave de la inserción laboral del futuro en Vaca Muerta. Vaca Muerta se prepara para dar un paso clave en su desarrollo: la creación del Instituto de Formación Técnica de Vaca Muerta. Impulsado por la Fundación YPF y en colaboración con empresas líderes del sector, este ambicioso proyecto apunta a capacitar entre 2000 y 3000 personas por año en los perfiles técnicos más demandados por la industria. En una entrevista con Mitre Patagonia, Gustavo Schiappaccase, director ejecutivo de la Fundación YPF, adelantó detalles […]
Francisco Sánchez asumirá un rol de enlace entre el Ministerio de Seguridad y los actores locales para la implementación del Comando de Seguridad Productiva. La ministra de Seguridad de la Nación, Patricia Bullrich, avanzará en la designación del neuquino Francisco Sánchez como coordinador para asuntos vinculados a Vaca Muerta. El cargo formará parte del esquema operativo del Comando de Seguridad Productiva creado por el Gobierno nacional para intervenir en situaciones que afecten la actividad en la cuenca neuquina. La confirmación oficial aún no fue publicada, pero según indicó el medio LMN fuentes cercanas al exdiputado nacional aseguran que la decisión […]
YPF Luz, la compañía de generación eléctrica controlada por el Estado, inauguró su quinto parque renovable en General Levalle, a 380 kilómetros de la ciudad de Córdoba. El nuevo parque cuenta con un total de 25 aerogeneradores. Cada uno tiene una potencia de 6,2 megawatts (MW) y permite alcanzar una capacidad instalada total de 155 MW de energía renovable y eficiente; un 50% más que la media instalada (4 a 4,5 MW) en la mayoría de parque eólicos de Argentina que necesitan de aproximadamente 30 aerogeneradores o más para alcanzar la misma potencia total, según precisaron desde la firma.
La obra requirió de una inversión de más de 250 millones de dólares. La energía que produce el parque se comercializa a cliente industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Alianzas
Para este proyecto, se firmaron nuevos contratos de abastecimiento de energía (conocidos como PPA’s, por sus siglas en inglés) con 40 clientes.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Sentimos un gran orgullo al inaugurar un nuevo parque renovable en la provincia de Córdoba. Este parque demuestra nuestro compromiso con el crecimiento energético de la Argentina, al acompañar a las empresas e industrias del país con un abastecimiento energético confiable y costo-eficiente que les permite descarbonizar operaciones”.
Impacto
Con la inauguración del Parque Eólico General Levalle, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3,4 GW, de los cuales 652 MW corresponden a energía renovable. Durante 2025, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Eólico CASA, en
Olavarría, y el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, en Mendoza. De esta manera, superará los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
El acto de inauguración, que se llevó a cabo en las inmediaciones del parque, contó con la presencia del gobernador de la provincia de Córdoba, Martín Llaryora; la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano. Además, estuvieron presentes clientes de las industrias y empresas que ya operan con energía renovable del parque.
Parque Eólico General Levalle en números
• Inversión: más de US$ 250 millones.
• Factor de capacidad estimado: más del 50 por ciento.
• Capacidad instalada: 155 MW.
• Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares.
• Más de 300 personas empleadas durante la construcción.
• Tecnología de los aerogeneradores: Vestas.
• Potencia máxima de cada aerogenerador: 6,2 MW.
• Palas: 79,35 m (10 metros más altas que el obelisco).
• Área de barrido: 20.612 m2 (equivalente a la superficie de cuatro canchas de fútbol).
• Para la conexión de PEGL a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó una subestación eléctrica y un edificio de control, es decir, instalaciones que permiten conectar la energía del parque al sistema eléctrico.
La futura terminal en Punta Colorada, junto con la infraestructura asociada como el oleoducto y la monoboya, consolidará una nueva vía logística fundamental para el petróleo argentino con destino a los mercados internacionales. YPF comenzó las primeras obras en Punta Colorada para desarrollar la futura playa de tanques de almacenamiento de petróleo del Proyecto Vaca Muerta Oil Sur. La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro supervisó los trabajos iniciales para garantizar el cumplimiento ambiental. En el marco del inicio de estas actividades, un equipo técnico de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de la Provincia de […]
NUEVA YORK (enviada especial).- YPF, la petrolera bajo control estatal, llevará a cabo este viernes 11 de abril el ‘Investor Day‘ en la Bolsa de Nueva York.
En la jornada que se desarrollará por la mañana dentro de Wall Street, la compañía presentará su plan de inversión para el periodo 2025-2029, en busca de darle continuidad a su Plan 4×4, anunciado el año pasado por su CEO y presidente, Horacio Marín. Se trata de la estrategia que busca transformar a YPF en una compañía “shale de clase mundial” mediante la puesta en valor de Vaca Muerta, la formación no convencional de hidrocarburos de la cuenca Neuquina. El evento contará con una cobertura exclusiva de EconoJournal.
Apuesta
El objetivo de este plan impulsado por Marín consiste en batir récords en la producción de petróleo y gas para que la Argentina se convierta en un país exportador de hidrocarburos para el año 2030.
La firma apunta a consolidar tanto su producción como sus reservas en las próximas dos décadas. Es por esto que mañana expondrá su plan ante los accionistas para dar cuenta de la reconversión que estuvo atravesando en los últimos meses al focalizar su actividad en la producción no convencional y desprenderse de los yacimientos maduros que poseía en distintos puntos del país, bajo el paraguas del Plan Andes.
Posterior a la exposición, Marín acompañado por los principales integrantes del management de YPF participará de la tradicional ceremonia de cierre del mercado “Ring The Bell Ceremony” (toque de campana).
El gobierno nacional estableció, a través del decreto 263/2025, un plazo de QUINCE (15) días contados a partir del jueves 10 de abril para llamar al Concurso Público Nacional e Internacional para “la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las sociedades ALICURÁ HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A., CHOCÓN HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A., CERROS COLORADOS HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A. y PIEDRA DEL ÁGUILA HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A.
El concurso público referido fue dispuesto por el Decreto 718 del mes de agosto de 2024, modificado por el Decreto 895/2024, y comprende a esas usinas hidroeléctricas patagónicas que, realizadas por el Estado Nacional, fueron concesionadas por 30 años a operadores privados en la década del 90, y ya caducaron. La Administración Milei dispuso entonces ahora esta venta accionaria mayoritaria.
A través del decreto 718/24 se dispuso que dentro de los 180 días corridos siguientes a su entrada en vigencia, la Secretaría de Energía (en la órbita del ministerio de Economía) llamaría a Concurso Público Nacional e Internacional ” competitivo y expeditivo”, para la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de cada una de las Sociedades mencionadas. Energía fijará las pautas del mencionado concurso.
A través del Decreto 644/2024 se creó la “AGENCIA DE TRANSFORMACIÓN DE EMPRESAS PÚBLICAS” como Unidad Ejecutora Especial Temporaria, en el ámbito de Economía.
Mediante el Decreto 895/24 se estableció que dentro de los 180 días corridos siguientes a su entrada en vigencia la referida Agencia de Transformación de Empresas Públicas en coordinación con la S.E. llamarían al Concurso para vender el paquete accionario mayoritario de cada una de las hidroeléctricas.
También se dispuso su participación conjunta en la elaboración y aprobación de los Pliegos de Bases y Condiciones Generales y Particulares y demás documentación contractual necesaria para llevar adelante las privatizaciones.
Desde el momento en que estaban a punto de caducar las concesiones antes referidas los gobiernos de las provincias del Neuquén y de Río Negro -sobre cuyos ríos se construyeron las hidroeléctricas- plantearon al gobierno nacional anterior su interés en participar de la futura operación de estas Centrales. Incluso se analizó la creación de una Sociedad Nación-Provincias.
Con el cambio de gobierno esa alternativa fue descartada, pero con el compromiso de que el nuevo esquema privatizador sería puesto a la consideración técnica y económica de ambos gobiernos provinciales. Cuestiones tales como las regalías y los precios de la energía generada para sus provincias forman parte del menú en el análisis.
Por ello, en los considerandos de nuevo decreto ahora oficializado se hace hincapié en que “teniendo en cuenta lo solicitado en la Nota del 7 de abril de 2025 por los Gobernadores de las Provincias del Neuquén y de Río Negro (Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck), resulta pertinente establecer un nuevo plazo para llamar a Concurso Público Nacional e Internacional, de modo que dichas provincias cuenten con un término razonable para que sus equipos técnicos puedan hacer un análisis completo del proceso que se inicia y así poder transmitir al Estado Nacional una acabada respuesta sobre el tema”.
Entonces, Energía comunicó que “se prorrogan al 25/4 las concesiones de las 4 centrales hidroeléctricas del Comahue”. Y que “De esta forma, el 25/4 será la fecha en que se convoque a concurso público nacional e internacional para vender el paquete accionario mayoritario de cada una de las 4 sociedades y que continúen siendo operadas por empresas privadas”.
“El plan sigue siendo la concesión por 30 años”, Y “la prórroga es para poder seguir trabajando conjuntamente con las provincias de Rio Negro y Neuquén”, indicó la cartera a cargo de María Tettamanti.
Hay viajes que nos llevan lejos, y otros que nos acercan a lo esencial. En su cuarta temporada, “Bitácora de Viaje” vuelve para revelarnos esos relatos que laten en los rincones más sorprendentes de la Patagonia. Conducido por el escritor y periodista Leandro Vesco, este ciclo de Camuzzi nos invita a descubrir la magia de Río Negro a través de su gente y sus historias de esfuerzo, creatividad y transformación.
“Viajar es mucho más que moverse de un lugar a otro. Es escuchar, sorprenderse y emocionarse con cada historia. En esta nueva temporada, confirmamos una vez más que las mejores historias están donde menos te lo esperas”, destaca Leandro Vesco quien recorrió con su equipo 9.000 km de ruta y caminos para grabar esta producción.
En los primeros episodios, “Bitácora de Viaje” nos sumerge en cuatro destinos de Río Negro, donde la realidad supera la ficción y cada relato deja huella: Las Grutas – Sillas anfibias: inclusión en el paraíso del Golfo San Matías
Las Grutas es mucho más que el balneario más importante de la Patagonia. Es un oasis de aguas cálidas y arenas doradas, un lugar donde el mar abraza con su oleaje templado. Pero el verdadero tesoro de este episodio no está solo en sus playas, sino en el espíritu de inclusión que las recorre: una escuela técnica, con el apoyo de Camuzzi, diseñó y donó sillas anfibias para que todas las personas puedan disfrutar del mar sin barreras. Un homenaje a la creatividad y la empatía que redefine lo que significa veranear en libertad.
San Antonio Oeste – Una vida dedicada a ayudar
San Antonio Oeste es una joya en la costa rionegrina, famosa por su puerto de aguas profundas y sus productos de mar. Pero detrás de la brisa salina y las postales de ensueño, se esconde una historia de sacrificio y solidaridad. Mónica Sosa ha convertido su vida en un puente hacia el bienestar de los demás. Junto a su hija, administra el parador Caribe Patagónico en la idílica playa Punta Perdices, donde el mar es tan cristalino que parece un espejo del cielo. Aquí, los viajeros no solo encuentran buena comida, sino un refugio donde cada plato cuenta una historia de amor y esfuerzo
Viedma – El secreto de los mejores dulces y frutos secos
A orillas del majestuoso río Negro, Viedma despliega su encanto entre chacras y frutales. Es aquí donde la tierra fértil da vida a uno de los emprendimientos más fascinantes de la Patagonia: Zopilote. Detrás de cada frasco de dulces caseros y cada puñado de nueces se esconde un secreto familiar que ha trascendido generaciones. Este episodio nos invita a recorrer el alma de una tradición que combina el sabor, la paciencia y el amor por lo auténtico.
Las Grutas – Rocas Coloradas: el misterio de una biblioteca frente al mar Hay lugares que parecen sacados de un sueño, y Rocas Coloradas es uno de ellos. A solo cinco kilómetros de Las Grutas, el tiempo se detiene entre formaciones rojizas de feldespato que emergen como testigos milenarios de la historia geológica de la Tierra. En este escenario místico, Mailén Hughes ha construido una biblioteca de adobe donde los viajeros pueden perderse en la lectura con el mar como telón de fondo. ¿Qué secretos esconden estas páginas abiertas al viento? Un episodio que nos recuerda que la cultura y la naturaleza pueden fusionarse para crear algo extraordinario.
La cuarta temporada de “Bitácora de Viaje” promete despertar emociones y revelar la esencia de la Patagonia como nunca antes. No te pierdas esta travesía única: seguí los episodios en las redes sociales de Camuzzi (@camuzzigas) y suscribite a su canal de YouTube para descubrir cada historia en primera persona.
Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
La Secretaría de Energía de la Nación oficializó la prórroga por diez años de la concesión de explotación sobre el lote Aries Norte, ubicado en la Cuenca Marina Austral, a partir del 7 de noviembre de 2027 y hasta el 6 de noviembre de 2037. La medida alcanza al consorcio conformado por Total Austral S.A. Sucursal Argentina (37,5 %), Wintershall Dea Argentina S.A. (37,5 %) y Pan American Sur S.A. (25 %).
El yacimiento Aries Norte, geológicamente vinculado con el área Aries, enfrenta una etapa de producción declinante, afectada por inestabilidad en los pozos horizontales Ari.PH-2 y Ari.PH-3. No obstante, las empresas titulares presentaron un plan de inversiones por 27 millones de dólares, aprobado como condición para la vigencia de la concesión.
Durante 2024, la producción promedio fue de 1,5 millones de metros cúbicos diarios de gas y 63 metros cúbicos diarios de petróleo, con reservas estimadas al cierre de 2023 de 2.775 millones de metros cúbicos de gas y 193 mil metros cúbicos de petróleo.
En el nuevo esquema aprobado, las empresas abonarán al Estado nacional un porcentaje del quince por ciento (15 %) en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos extraídos. Este porcentaje se ajusta a lo previsto por la Ley 17.319 y sus normas complementarias.
La resolución confirma además que las firmas no registran deudas líquidas ni exigibles en materia de canon ni de regalías, y que han cumplido con los requisitos ambientales vigentes.
Regalias
Si bien la ley establece como regla general una regalía del doce por ciento (12 %), los acuerdos de prórroga o nuevas concesiones pueden incluir porcentajes superiores —como el quince por ciento (15 %) dispuesto en este caso— siempre que exista acuerdo expreso con el Estado y se respeten los marcos legales vigentes
Por su parte, el canon es un pago periódico y fijo que los concesionarios deben abonar por la mera tenencia del derecho de explotación sobre un área determinada, independientemente de que exista o no producción efectiva. Su función es evitar el acaparamiento especulativo del recurso, garantizar la ocupación activa del subsuelo y reflejar un compromiso mínimo con el desarrollo del área.
Las regalías, por su parte, constituyen un porcentaje sobre el valor comercial de los hidrocarburos efectivamente extraídos. Funcionan como una retribución económica al Estado por la transferencia temporal del recurso natural. El porcentaje base fijado por ley es del doce por ciento (12 %), aunque puede elevarse hasta el quince por ciento (15 %) o más en función de acuerdos específicos o del régimen que se aplique, como se observa en este caso.
Ambos instrumentos son esenciales para equilibrar el incentivo a la inversión privada con la captación pública de renta petrolera. En yacimientos maduros como Aries Norte, donde los costos unitarios tienden a subir, el anticipo de las prórrogas puede permitir extender la vida útil del campo mediante técnicas de recuperación mejorada, al tiempo que se asegura la continuidad fiscal del ingreso por regalías.
En suma, la decisión oficial busca preservar la sostenibilidad productiva del área y al mismo tiempo asegurar una renta razonable para el Estado, en un escenario energético que requiere previsibilidad y estímulo a la inversión de largo plazo.
Una cadena de estaciones de servicio se declaró en quiebra y cerró todas sus sucursales tras no poder recuperarse de su bancarrota, a pesar de los esfuerzos de reestructuración en medio de la crisis en el sector minorista en Estados Unidos.
Se trata de la reconocida cadena de gasolineras y tiendas de conveniencia Mega Co-op, que anunció el cierre definitivo de todos sus locales.
Medios como Daily Mail, confirmaron la noticia, y especificaron que la compañía, que llegó a operar 31 establecimientos en el Medio Oeste, no logró sostener su modelo de negocio.
Mike Buck, CEO de Mega Co-op, explicó que los desafíos económicos fueron insostenibles, incluso después de bajar la persiana de 13 tiendas y salir temporalmente del proceso de quiebra en junio de 2024.
Mega Co-op fue fundada como cooperativa, y logró vivir tiempos de bonanza antes de la pandemia de coronavirus.
Pero tal como pasó en otros rubros, la crisis sanitaria, la inflación y la transformación en los hábitos de consumo golpearon muy fuerte su actividad.
Por otro lado, la ruptura del acuerdo de franquicia con Holiday Stationstores buscaba una reestructuración profunda. Sin embargo, no arribó a buen puerto y llegó su inexorable final.
El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa decidió adherir al paro general convocado para este jueves 10 de abril por la Confederación General del Trabjo (CGT) tras una multitudinaria asamblea que se realizó en Añelo.
“Apostamos siempre al diálogo, a tratar de arreglar las cosas, pero la manifestación de la gente dice todo. Nos cansaron, la gente está harta, la gente está cansada de los atropellos. Esto es producto del avance que no tiene límite de las empresas”, manifestó Marcelo Rucci, secretario general del gremio, ante miles de trabajadores del sector.
El dirigente remarcó que la decisión de lanzar el paro se tomó luego de agotar todas las instancias de diálogo y advertir una falta de respuestas concretas por parte de las operadoras y empresas de servicios.
Entre los reclamos que llevaron a esta medida de fuerza se encuentran despidos masivos —como los más de 80 registrados en una arenera—, salarios impagos o abonados por debajo de lo estipulado, sobrecarga de tareas sin reconocimiento económico, y condiciones laborales que los trabajadores califican de inhumanas. “Hay compañeros que cobraron 500.000 pesos por todo un mes de trabajo, cuando saben perfectamente que la producción se ha triplicado. Es una vergüenza lo que están haciendo con los trabajadores”, apuntó Rucci.
Otro punto de las quejas sindicales es la seguridad, un tema de constante reclamos a causa de muchas muertes. “No somos un legajo, tenemos 28 mil trabajadores, pero nos faltan 84 que ya no están. ¿Hasta dónde nos quieren llevar”, cerró.
Córdoba inauguró este miércoles el nuevo Parque Eólico de General Lavalle, un hito en materia de energías renovables para el sur provincial. El proyecto, desarrollado por YPF Luz con una inversión de 260 millones de dólares, cuenta con los aerogeneradores más grandes de Argentina y permitirá abastecer de energía limpia a más de 190.000 hogares.
El acto oficial fue encabezado por el gobernador Martín Llaryora y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, además de contar con la presencia de funcionarios provinciales y autoridades locales. Durante su discurso, Llaryora aseguró que Córdoba debe convertirse en “la meca de la energía renovable” y destacó la infraestructura provincial como clave para futuras inversiones en el sector: “Tenemos 5.200 kilómetros para transportar energía y somos una de las provincias con más gasoductos del país”.
Córdoba se consolida en el liderazgo en materia de #EnergíasRenovables. Con la inauguración del Parque Eólico de la localidad de #GeneralLevalle, nuestra provincia es protagonista al estrenar el parque eólico con los aerogeneradores más grandes de #Argentina.
El parque está conformado por 25 aerogeneradores de última generación, cada uno con una potencia de 6,2 megavatios (MW), una altura de 204 metros y un peso de 395 toneladas. La capacidad total instalada es de 155 MW, lo que permitirá abastecer no solo a General Levalle, sino también a industrias y grandes usuarios de energía eléctrica en toda la región.
Además de su impacto productivo, la obra también representa un avance ambiental: se estima que evitará la emisión de 350.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) por año, en comparación con una central termoeléctrica de igual capacidad.
“El objetivo principal de esta iniciativa es generar energía eficiente y sustentable para que las industrias cordobesas puedan crecer y generar más trabajo”, expresó Mandarano. En la misma línea, la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes, afirmó que el parque “va a mejorar el futuro de nuestra región” y destacó el orgullo de la comunidad por ser parte de este proyecto.
La provincia de Neuquén aprobó la creación del “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”, una herramienta que obligará a las empresas petroleras que operan en la Cuenca Neuquina a informar las emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso y contar con un registro de lo que emiten. A posteriori, buscarán lograr el armado de una legislación específica sobre el tema.
La nueva norma aprobada bajo la resolución 285/25 fija un período de prueba piloto de 12 meses que le permitirá al gobierno de Neuquén establecer una línea base que contenga la cantidad y el tipo de emisiones producida por cada empresa. Este primer reporte se generará, en principio, a través de un cuestionario que la Secretaría de Ambiente brindará a cada compañía.
El Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero para el sector era una propuesta que la gestión de Rolando Figueroa trabajaba hace tiempo, sin embargo, la dificultad para acceder a datos homogéneos relentizó los planes de la provincia que finalmente diseñó el programa de forma articulada con la industria a través del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).
En paralelo, el bloque de diputados del Movimiento Popular Neuquino había trabajado en un proyecto que apuntaba a la creación de un mercado de bonos de carbono que finalmente no prosperó.
Hasta ahora, las empresas no estaban obligadas a brindar esta información que se había trabajado durante el 2024 de forma voluntaria y a través de los reportes de sustentabilidad de cada una. En esta recopilación hecha desde la cartera de Ambiente, se detectó que los tipos y formas de mediciones eran dispares entre cada compañía, lo que impedía armar un registro homogéneo.
Objetivos
El martes pasado el Boletín Oficial de Neuquén oficializó la resolución 285/25 de la Secretaría de Ambiente que lidera Leticia Esteves y que establece las funciones del nuevo programa con el fin detectar, cuantificar, controlar, y verificar la reducción las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en las actividades de exploración, explotación, transporte, almacenamiento, procesamiento, e industrialización de hidrocarburos en la provincia.
El objetivo principal de la norma es el de reducir el impacto ambiental asociado a la actividad hidrocarburífera como así también “contribuir a los compromisos provinciales y nacionales en materia de cambio climático”. El programa funcionará bajo la órbita de la Subsecretaría de Cambio Climático que depende de Santiago Nogueira.
Durante el Vaca Muerta Insights que organiza EconoJournal junto a LMNeuquén y Más Energía, Esteves había adelantado que la agenda de Ambiente este año apuntaría a contar con una línea de base acerca de las emisiones de gases en Vaca Muerta que les permitiera el año próximo avanzar en “exigencias por parte de la provincia”.
“Las emisiones son un gran tema. El programa de emisiones lo estamos construyendo junto a la industria porque entendíamos que no podíamos sacar una normativa y pedir que se reporte sin entender cómo es la realidad de cada empresa, que muchas estan avanzadas otras vienen demoradas”, había dicho.
El programa había sido creado el 29 de febrero. Sin embargo, fue publicado el pasado 1 de abril debido a que necesitaba ser refrendado por el ministro de Energía, Gustavo Medele, ya que parte de la resolución hace referencia a la Ley 2175 conocida como “ley de venteo”, cuya autoridad de aplicación es ese ministerio.
Visto bueno
El programa neuquino tuvo el visto bueno de las autoridades de Nación que reportan al secretario de Coordinación de Minería y Energía, Daniel González.
Además de elaborar un registro, desde Ambiente apuntan a desarrollar nuevos marcos regulatorios que impulsen la mitigación de emisiones de gases GEI e «incentivar la adopción de mejores prácticas operativas, tecnologías y estándares internacionales para la gestión de emisiones de GEI, priorizando la mitigación de las emisiones de metano». Los resultados del programa serán de alcance público.
El año pasado, Chubut presentó en la Cámara de Diputados un proyecto propio para regular las emisiones por parte de la industria petrolera, alegando que representan un 83% del total. Sin embargo, la norma en este caso solo apunta a regular las emisiones de metano, que si bien son los más contaminantes, deja afuera otros gases de efecto invernadero.
El precio internacional del petróleo se derrumba a menos de 60 dólares por primera vez desde principios de 2021, en medio de la creciente guerra comercial y el anuncio del aumento de la producción para mayo.
De esta manera, el barril del crudo Brent retrocede más de un 6% cotizando este miércoles a US$58,86. La misma tendencia sigue el West Texas Intermediate (WTI) al desplomarse un 7%, para operar en torno a los US$55,37.
El barril de crudo Brent acumula un retroceso de 27,11% en los últimos siete días, al pasar de casi US$75 a US$58,8 por barril, tocando el menor valor en cuatro años.
El descenso está vinculado a la política arancelaria de Donald Trump, que se profundizó en las últimas jornadas y a la decisión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de aumentar su producción.
Ante la agudización del conflicto comercial, que produce incertidumbre en los mercados a nivel global, el impacto se traslada cada vez con mayor fuerza a distintos activos de la economía como es el caso del petróleo.
Además, la decisión de la OPEP de añadir 411.000 barriles diarios al mercado, adelantando parte del proceso de normalización de la oferta que venía llevando a cabo de forma gradual, también presionó a la baja la cotización.
El Gobierno fijó un nuevo plazo para convocar a un concurso público que permita avanzar en la privatización de cuatro empresas hidroeléctricas, respondiendo a un pedido de los gobernadores patagónicos involucrados en el proceso.
La decisión fue formalizada este jueves en el Boletín Oficial mediante el Decreto 263/2025, estipulando “un plazo de 15 días contados a partir de la publicación del presente para llamar al Concurso Público Nacional e Internacional”.
En agosto del año pasado se había establecido un periodo de seis meses para concretar la convocatoria, siendo renovado desde cero en octubre, cuando se designó a la Agencia de Transformación de Empresas Públicas como organismo encargado de efectuar la venta de la porción mayoritaria de las acciones que transitoriamente está bajo control estatal. El plazo venció este 10 de abril, por lo cual se procedió a la extensión.
La mencionada instancia se busca llevar a cabo con el fin de proceder a la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las sociedades Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A, Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A, Cerros Colorados Hidroeléctrica S.A y Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A.
La nueva prolongación del lapso determinado para avanzar con el concurso se debe a una solicitud formal de los gobernadores patagónicos que tienen injerencia en el proceso al estar emplazadas las represas hidroeléctricas en sus territorios.
Al respecto, en la normativa se detalló que “teniendo en cuenta lo solicitado en la Nota del 7 de abril de 2025 por los Gobernadores de las Provincias del Neuquén y de Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, respectivamente, resulta pertinente establecer un nuevo plazo para llamar a Concurso Público Nacional e Internacional”.
Al justificar la determinación, se expresó que está vinculada a que “dichas provincias cuenten con un término razonable para que sus equipos técnicos puedan hacer un análisis completo del proceso que se inicia y así poder transmitir al Estado Nacional una acabada respuesta sobre el tema”.
Asimismo, se remarcó que “en pos de la satisfacción del interés público comprometido y del resguardo de los intereses de la Nación y de las Provincias del Neuquén y de Río Negro, la referida solicitud resulta atendible en términos de razonabilidad, por lo que corresponde fijar un plazo de 15 días contados a partir de la publicación del presente, con el fin de que las mencionadas provincias y todos los organismos interjurisdiccionales involucrados en esta materia tomen la debida participación en el proceso”.
La actividad de las hidroeléctricas ubicadas en la región Comahue continúa a cargo de las firmas concesionarias que tenían contrato vigente hasta finales del 2023, al ser prorrogado hasta avanzar con la nueva licitación, pero el titulo de propiedad pasó a estar transitoriamente bajo la tutela estatal para concretar el correspondiente concurso.
La guerra comercial global volvió a escena con fuerza. A partir de las 0 horas del miércoles 9 de abril, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, oficializó un paquete de aranceles “recíprocos” que afecta a casi un centenar de países, elevando las tarifas de productos importados a EEUU a niveles inéditos desde antes de la Segunda Guerra Mundial.
China, segunda economía mundial, es el principal blanco del paquete: sus exportaciones a EE.UU. enfrentarán un arancel del 104% o más. Pero la Unión Europea, los países del sudeste asiático, México y las naciones del Mercosur también figuran entre los afectados.
Para LATAM, el nuevo esquema arancelario implica un sobrecosto genérico del 10%, aplicable a prácticamente todas las exportaciones con destino a Estados Unidos. Mientras que en el caso de la UE, el incremento es del 20%, mientras que para Vietnam, Laos y Camboya, los nuevos aranceles superan el 45%.
El impacto directo para las renovables será doble: por un lado, la presión arancelaria sobre insumos y minerales estratégicos importados; y por el otro, la disrupción logística provocada por la volatilidad en el precio del petróleo que influye en el costo de los fletes.
“Toda crisis de comercio y económica impacta en los proyectos que requieren de insumos importados, porque hace que los valores arancelarios y logísticos se encarezcan y suban” sostuvo María Florencia Zanikian, consultora de negocios especialista en comercio internacional, en diálogo con Energía Estratégica.
“Los fletes son una de las principales cuestiones que tienden a dispararse cuando hay crisis de algún tipo, en este caso por la volatilidad del precio del petróleo y la tensión comercial en general, impactando tanto a los exportadores como a los importadores. Si a esto le sumamos que hay una guerra comercial entre los dos máximos productores comerciales, el alcance que eso puede tener realmente hoy no lo podemos dimensionar”, agregó.
Asimismo, las decisiones internas del Gobierno estadounidense profundizan el sesgo anti ambiental. Ni bien regresó a la Casa Blanca, Trump declaró una emergencia energética nacional, eliminó restricciones a la extracción de combustibles fósiles, a la par que decidió retirar a Estados Unidos del Acuerdo de París y quitó incentivos fiscales a las energías renovables.
Mientras que días atrás firmó decretos para que centrales eléctricas a carbón obsoletas sigan operando, dio prioridad a nuevos arrendamientos para minería de carbón en tierras federales.
“Todo ello puede dar una ventaja competitiva a esas industrias hidrocarburífera frente a las ERNC, y más si consideramos que éstas últimas vienen corriendo de atrás”, subrayó Zanikian.
“A eso se le suma que muchos mandatarios, no creen en la crisis climática y no están dispuestos ni a invertir dinero ni tiempo en su mitigación. Por lo que las medidas pueden afectar los compromisos ambientales a nivel regional o mundial”, añadió.
Aunque la gran pregunta es qué harán el resto de países, si se pondrán firmes en avanzar con los compromisos climáticos o no, o si estarán más centrados en desviar recursos y atención hacia la reconfiguración de sus cadenas de producción, en lugar de acelerar sus transiciones verdes.
LATAM frente al nuevo orden comercial: amenazas y oportunidades
El contexto de inestabilidad bursátil que acompaña la entrada en vigor de los aranceles también impacta directamente en las inversiones en energías limpias. La consultora de negocios especialista en comercio internacional advirtió que “el mercado bursátil está en caída y eso hace que las empresas replanteen sus estrategias”.
Y en un contexto donde las decisiones comerciales se politizan, los proyectos —especialmente los que dependen de financiamiento externo o importación de equipos— enfrentan mayores riesgos de postergación o cancelación.
Sin embargo, en medio del ruido comercial, pueden surgir oportunidades para América Latina, como la aceleración de un acuerdo en el MERCOSUR y mayores negociaciones entre los países de la región ante la dificultad de ingresar productos a Estados Unidos de manera competitiva.
“En algún momento las renovables deberían observar un poco la industria automotriz del MERCOSUR y la integración vertical que tienen Brasil y Argentina, en donde entre los dos países construyen todo el proceso para armar los autos y abastecer a sus mercados locales y exportarlos”, sugirió Zanikian.
Según la experta, una estrategia compartida en ERNC permitiría alcanzar economías de escala y reducir costos, distribuyendo etapas del proceso entre distintos países de la región para llegar a precios competitivos.
“Cuanto más se pueda reducir la dependencia que tiene a mercados sujetos a aranceles elevados, es más fácil encontrar a quién le vende el producto a menor arancel y menor costo logístico de llegar”, aconsejó la especialista, a la vez que remarcó la necesidad de revisar integralmente las cadenas de suministro, desde la compra de insumos, la logística hasta que llega a destino y el proceso de pago al exterior.
Además, el sector, en este nuevo entorno, deberá mantener una vigilancia activa sobre las políticas comerciales, invertir en innovación tecnológica y promover asociaciones regionales para robustecer su autonomía operativa, dado que el giro de Trump no solo plantea un desafío coyuntural, sino que puede redefinir las normas para la transición energética a escala global.
“Podemos ir desde que sea simplemente una crisis en el comercio a directamente que sea una crisis económica con una recesión mundial por el cambio de las reglas de juego”, concluyó Zanikian.
YPF Luz inauguró su quinto parque renovable en la localidad de General Levalle, a 380 kilómetros de la ciudad de Córdoba. Cuenta con tecnología de vanguardia y dimensiones sin precedentes, al tener los aerogeneradores de mayor potencia en el país.
Con un total de 25 aerogeneradores, cada uno tiene una potencia de 6,2 MW y permite alcanzar una capacidad instalada total de 155 MW de energía renovable y eficiente; un 50% más que la media instalada (4 a 4,5 MW) en la mayoría de parque eólicos de Argentina que necesitan de aproximadamente 30 aerogeneradores o más para alcanzar la misma potencia total.
Es una de las obras de mayor envergadura para YPF Luz, que requirió de una inversión de más de 250 millones de dólares. La energía que produce el parque se comercializa a clientes industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Para este proyecto, se firmaron nuevos contratos de abastecimiento de energía (conocidos como PPA’s) con 40 clientes, demostrando la confiabilidad que tienen las empresas argentinas en YPF Luz.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Sentimos un gran orgullo al inaugurar un nuevo parque renovable en la provincia de Córdoba”. Y agregó: “Este parque demuestra nuestro compromiso con el crecimiento energético de Argentina, al acompañar a las empresas e industrias del país con un abastecimiento energético confiable y costo-eficiente que les permite descarbonizar operaciones. Agradezco a todos los que nos acompañaron en este camino para ver materializado este nuevo hito”.
El acto de inauguración, que se llevó a cabo en las inmediaciones del parque, contó con la presencia del gobernador de la provincia de Córdoba, Martín Llaryora; la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano. Además, estuvieron presentes clientes de las industrias y empresas que ya operan con energía renovable del parque.
Con la inauguración del Parque Eólico General Levalle, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3,4 GW, de los cuales 652 MW corresponden a energía renovable. Durante 2025, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, en Mendoza. De esta manera, superará los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Parque Eólico General Levalle en números
Inversión: más de 250 MMUSD.
Factor de capacidad estimado: más del 50%.
Capacidad instalada: 155 MW.
Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares.
Más de 300 personas empleadas durante la construcción.
Tecnología de los aerogeneradores: Vestas.
Potencia máxima de cada aerogenerador: 6,2 MW.
Palas: 79,35 m (10 metros más altas que el obelisco).
Área de barrido: 20.612 m² (equivalente a la superficie de cuatro canchas de fútbol). • Para la conexión de PEGL a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó una subestación eléctrica y un edificio de control, es decir, instalaciones que permiten conectar la energía del parque al sistema eléctrico.
El Operador Nacional del Sector Eléctrico (ONS) de Brasil, la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) presentaron la primera revisión trimestral de previsiones de carga para la planificación anual de las operaciones de energía – 2025-2029.
Para 2025, el crecimiento proyectado es de 3,7% en la carga global, alcanzando un promedio de 82.871 MW. Mientras que para 2029 se prevé que el valor medio sea de 94.573 MW, considerando la micro y mini generación distribuida (MMGD) y la integración del estado de Roraima al sistema interconectado en enero de 2026.
De acuerdo al documento publicado por las instituciones brasileñas, los sistemas de hasta 5 MW conectados en redes de distribución jugarán un papel central en la expansión, ya que se espera que totalicen 64 GW en 2029 (9 GW más que el cálculo realizado a fines del 2024).
Cabe recordar que la micro y mini generación distribuida solar actualmente suma 37,2 GW de capacidad instalada (según datos de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica – ABSOLAR), por lo que el incremento sería de alrededor de 26,8 GW.
¿Por qué? Se proyecta que los proyectos MMGD aumenten entre 6613 MW hasta 9856 MW durante el próximo lustro, promediando un crecimiento medio anual de 12,8%.
Ello se debería gracias a la reducción de precios de los sistemas fotovoltaicos, aumento de la demanda y la expansión de vehículos eléctricos, políticas de Minha Casa Minha Vida (MCMV) y el Programa Social de Energías Renovables (PERS), incremento de los sistemas “red cero”, beneficios y exenciones del Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI) y los sistemas flotantes sin límite de capacidad.
Aunque el lado negativo marcado por ONS, CCEE y EPE son el aumento del impuesto de importación de módulos solares y de las tasas de interés (sólo el 50% de los sistemas están financiados), denegaciones de dictámenes de acceso por inversión de flujo, posibles incertidumbres después de 2028, volatilidad del mercado financiero y la migración de usuarios hacia el mercado libre de energía.
¿Cómo avanza la GD a nivel estatal?
El sudeste de Brasil continúa dominando el mercado, gracias a que cuatro entidades federativas de dicha región son las principales responsables del gran impulso a la distribuida, siendo Sao Paulo el estado de mayor potencia operativa en la materia (5372,1 MW – 14,4% de toda la capacidad), seguido por Minas Gerais (4609,5 MW – 12,4% del total).
En tanto que Paraná (3306,5 MW – 8,9%) y Río Grande do Sul (3291,5 MW – 8,8%) aparecen como las otras dos entidades federativas de la zona sur de Brasil que se consolidan en tercer y cuarto lugar respectivamente bajo dicho segmento.
Por lo que no sorprende que la mayor parte del crecimiento previsto hacia el año 2029 para los sistemas de micro y mini generación distribuida provengan de esa región, ya que incorporaría 5271 MWmed de los 9856 MWmed totales en el sistema interconectado de Brasil.
Primero, hábleme de Black & Veatch y su negocio en Latinoamérica.
Black & Veatch es una empresa global de ingeniería, adquisiciones, consultoría y construcción con una sólida cultura empresarial, que lleva más de 30 años trabajando en Latinoamérica. Somos 100 % propiedad de nuestros empleados, lo que significa que todos tenemos un interés personal en cómo resolvemos los desafíos de infraestructura más complejos de nuestros clientes. Esto se manifiesta en todo lo que hacemos, desde un compromiso inquebrantable con la seguridad hasta nuestra visión de ser EL líder en infraestructura sostenible.
¿Qué proyectos están transformando el mercado energético actual?
Proyectos de almacenamiento de energía. O, más específicamente, el almacenamiento de energía renovable para abordar su problema de intermitencia. La implementación del almacenamiento de energía está mejorando la resiliencia, la confiabilidad y la sostenibilidad de nuestras redes a medida que nuestra capacidad de energía renovable continúa aumentando en Latinoamérica, y el hidrógeno verde también está teniendo un papel emergente en este ámbito.
¿Puede contarme más sobre el papel del hidrógeno en el almacenamiento?
El hidrógeno verde se produce a partir de la conversión de agua ultrapura y fuentes de energía renovables. Un caso de uso emergente para el hidrógeno verde es el almacenamiento de energía a largo plazo, que actúa como una “batería química” fungible. Uno de los proyectos que estamos construyendo, por ejemplo, producirá hidrógeno verde a partir de energías renovables, lo almacenará en una gran caverna de sal adyacente y luego lo despachará para la generación de energía a escala de servicios públicos.
Black & Veatch es una de las pocas empresas de ingeniería y construcción que diseña y construye esta primera ola de proyectos de hidrógeno verde. No solo hemos participado en más de 200 estudios de carga inicial a nivel mundial, sino que, al trabajar a lo largo de todo el ciclo de vida del proyecto, hemos guiado a un número selecto hacia la financiación. Hoy tenemos 245 MW de proyectos de hidrógeno verde completados o actualmente en construcción.
¿Siguen siendo relevantes los sistemas de almacenamiento de energía en baterías?
Sin duda. Seguirán desempeñando un papel cada vez más importante en la estabilización de la red y la atenuación de las variabilidades de la energía solar y eólica. Las economías de escala, la química de las baterías y la optimización de la ingeniería siguen reduciendo los costos y haciendo que este desarrollo sea atractivo. Hace menos de 10 años, las estimaciones de costos para las baterías de iones de litio oscilaban entre 300 y 500 dólares estadounidenses por kWh. En 2024, estos paquetes de baterías alcanzaban precios tan bajos como US$115 por kWh.
¿Cuál es su estrategia de crecimiento en la región?
Nuestro enfoque en aportar valor a lo largo de toda la cadena de valor de la energía y el agua en el desarrollo de proyectos nos ha permitido mantener nuestra sólida presencia en Chile y generar crecimiento en ubicaciones como Puerto Rico, México y Perú. Nos alineamos con clientes que comparten nuestros valores y los apoyamos durante todo el ciclo de vida del proyecto, desde la asesoría estratégica hasta la ingeniería, las adquisiciones y la construcción, y más allá, con servicios de operación y mantenimiento.
Atlas Renewable Energy y Colbún SA han firmado un contrato de compraventa de energía para un innovador proyecto de almacenamiento con baterías (BESS).
El acuerdo, que se extenderá por un período de 15 años, contempla que Atlas construya el sistema de almacenamiento con baterías (BESS) y que Colbún adquiera el suministro de energía proveniente del proyecto, estimados en hasta 335 GWh anuales, equivalentes al consumo eléctrico de aproximadamente 140.000 hogares .
Esta energía permitirá a Colbún dar continuidad al suministro renovable de sus clientes.
El proyecto BESS Stand-Alone, ubicado en María Elena, Región de Antofagasta, dispondrá de baterías independientes y autónomas, diseñadas para almacenar energía eléctrica del sistema.
Contará con una capacidad instalada de 230 MW y un almacenamiento de 920 MWh diarios (cuatro horas de almacenamiento). La energía será inyectada a la Subestación Crucero 220 kV y se espera que entre en operación comercial en 2027.
Este contrato representa un paso clave en la integración de sistemas de almacenamiento en la matriz energética del país, permitiendo una gestión eficiente de la energía renovable producida durante el día para su utilización en periodos de mayor demanda. De esta manera optimiza el uso de la energía renovable excedentaria durante el día, gestionándola intertemporalmente e incrementando la eficiencia del sistema.
“Estamos muy orgullosos de concretar este acuerdo con Colbún, reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo de soluciones innovadoras para una transición energética más eficiente y sostenible para Chile. Este proyecto BESS, que es el segundo de este tipo desarrollado por Atlas en la región, se suma a nuestro portafolio de centrales de almacenamiento en diferentes etapas, permitiendo optimizar el uso de energía renovable, asegurando su disponibilidad en los momentos de mayor demanda y fortaleciendo la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional”, destaca Alfredo Solar, gerente regional de Atlas Renewable Energy para Chile y el Cono. Sur.
Por su parte, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún , destacó: «Para consolidar una transición energética responsable, como país necesitamos contar con sistemas de almacenamiento que subsanen la intermitencia de las energías renovables. El acuerdo que hoy firmamos es un importante avance en ese sentido, que viene a sumarse a otros proyectos de batería de Colbún y a nuestros embalses hidroeléctricos, que históricamente también han desempeñado un importante rol en almacenamiento de energía».
Este acuerdo entre Colbún y Atlas Renewable Energy, dos actores clave en la generación energética de Chile, contribuirá significativamente a la eficiencia del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), permitiendo una transición energética responsable y optimizada en Chile, a través del desarrollo de sistemas de almacenamiento que complementan la amplia cantidad de recursos renovables presentes a lo largo del territorio nacional.
YPF Luz inauguró su quinto parque renovable en la localidad de General Levalle, a 380 kilómetros de la ciudad de Córdoba. Cuenta con tecnología de vanguardia y dimensiones sin precedentes al tener los aerogeneradores de mayor potencia en el país.
Con un total de 25 aerogeneradores de 6,2 MW de potencia totaliza 155 MW de energía renovable y eficiente; un 50 % más que la media instalada (4 a 4,5 MW) en la mayoría de parque eólicos de Argentina, que necesitan de aproximadamente 30 aerogeneradores o más para alcanzar la misma potencia total.
Es una de las obras de mayor envergadura para YPF Luz, que requirió una inversión de más de 250 millones de dólares.
La energía que produce el parque se comercializa a clientes industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Para este proyecto, se firmaron nuevos contratos de abastecimiento de energía (conocidos como PPA’s) con 40 clientes, demostrando la confiabilidad que tienen las empresas argentinas en YPF Luz.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Sentimos un gran orgullo al inaugurar un nuevo parque renovable en la provincia de Córdoba”. Y agregó: “Este parque demuestra nuestro compromiso con el crecimiento energético de Argentina, al acompañar a las empresas e industrias del país con un abastecimiento energético confiable y costo- eficiente que les permite descarbonizar operaciones. Agradezco a todos los que nos acompañaron en este camino para ver materializado este nuevo hito”.
El acto de inauguración, que se llevó a cabo en las inmediaciones del parque, contó con la presencia del gobernador de la provincia de Córdoba, Martín Llaryora; la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
Además, estuvieron presentes clientes de las industrias y empresas que ya operan con energía renovable del parque.
Con la inauguración del Parque Eólico General Levalle, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3,4 GW, de los cuales 652 MW corresponden a energía renovable.
Durante 2025 continuará con la construcción de proyectos como el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, en Mendoza. De esta manera superará los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Parque Eólico General Levalle en números
Inversión: más de U$S 250 MM.
Factor de capacidad estimado: más del 50 %.
Capacidad instalada: 155 MW.
Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares.
Más de 300 personas empleadas durante la construcción.
Tecnología de los aerogeneradores: Vestas.
Potencia máxima de cada aerogenerador: 6,2 MW.
Palas: 79,35 m (10 metros más altas que el obelisco).
Área de barrido: 20.612 m2 (equivalente a la superficie de cuatro canchas de fútbol).
Para la conexión de PEGL a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó una subestación eléctrica y un edificio de control, instalaciones que permiten conectar la energía del parque al sistema eléctrico.
Bentia Energy, la operadora petrolera creada por el ex ministro de Energía Javier Iguacel, pone en marcha su plan para encarar en simultáneo el desafío de cuatro áreas convencionales en Neuquén con una inversión de US$ 45 millones, y a la vez comenzar, ahí mismo, la exploración de Vaca Muerta que de resultar exitosa le debería permitir en menos de dos años definir un nuevo plan de inversión y producción.
El Gobierno de Neuquén aprobó recientemente la cesión del clúster Neuquén Norte a la UTE conformada por Bentia Energy (70%) e Ingeniería SIMA (30%), luego del retiro YPF. Así, las áreas Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas y Señal Cerro Bayo marcan el ingreso operativo de Bentia en la provincia.
Bentia fue fundada por Iguacel, Lucas Logaldo y Lisandro Garmendia con la visión enfocada en la reactivación de campos maduros como operador de un consorcio con SIMA Investment, subsidiaria de Ingeniería SIMA liderada por Diego Manfio y especializada en mantenimiento e infraestructura, y TB Cargo dedicada a logística, insumos y servicios.
La propuesta de trabajo para las cuatro áreas cuenta con tres fases bien diferenciadas. Iguacel, en diálogo con Econojournal, explicó que “la primera etapa es de eficiencia operativa y ahorro de costos que implica cambios en la manera de producir, desde cómo manejar la compresión, de poner disponibilidad del gas que hoy se está reinsertando para abastecer a Rincón de los Sauces o para generar energía eléctrica adicional al sistema hasta sumar tecnología y cambiar la modalidad de trabajo a nivel de yacimiento”.
La segunda fase es la de inversión en el convencional, donde los socios delinearon un plan para hacer reparaciones y reactivaciones de pozos que con la nueva modalidad de trabajo y reducción de costos deberían pasar a ser viables económicamente. “El trabajo inicial va a permitir vencer la curva de declino del campo de convencionales y mantener por un tiempo más o menos prolongado una producción estable”, aseguró.
“Después se pasará a la perforación con algunos pozos exploratorios convencionales, sobre todo en la zona de Volcán Auca Mahuida y en Las Manadas que es una zona de reserva difícil pero que permitirían producir en un flanco que tiene su dificultad geológica”, explicó el ex ministro al detallar que el proceso demandará una inversión de US$ 45 millones con 24 pozos de reparación, 11 nuevos pozos y otros cuatro exploratorios, en los tres próximos años.
La tercera ya excede el convencional y enfoca en la exploración de Vaca Muerta, con la particularidad de que hay segura presencia no convencional pero con una complejidad que la formación no registra en otras zonas, al menos inicialmente, por la presencia de fallas que para algunos puede dificultar el aprovechamiento del recurso.
“Con tecnología y con mucho trabajo de geología creemos que se puede desarrollar -agregó-, y con los estudios de análisis de la sísmica volver a armar los modelos y a partir de ahí entrar de lleno en la fase tres para hacer algunos pilotos como para probar esta idea y buscar romper otro paradigma respecto de las fallas que esperamos encontrar, tal como hicieron Phoenix hacia el borde de cuenca o Vista en Bajada del Palo Este, Tecpetrol al sur o Capex que extienden los límites hacia donde se pensaba hace años que no iban a poder ser productivas y hoy lo son”
Ese trabajo inicial en Vaca Muerta debería demandar entre uno y dos años, por eso se solapa con la ejecución del trabajo convencional, de reparaciones y perforaciones. En un contexto de fuerte baja de precios internacionales del crudo, Iguacel expuso la necesidad de avanzar con “eficiencia operativa para tener continuidad en el convencional y poder producir y generar nuevas inversiones con un barril de 55 a 60 dólares. Después el desarrollo de Vaca Muerta puede ir más rápido o más lento en función de la señal de precios con un desarrollo que se puede ralentizar, pero que se va a dar”.
En cuanto a los niveles de producción Bentia recibe los cuatro bloques del cluster Norte con unos 2.500 barriles equivalentes al día, algo que con las reparaciones y las primeras perforaciones podría escalara a los 3.500 barriles, a lo que se podrá sumar el eventual aporte por decena de miles resultado de una exploración exitosa en el no convencional.
En estos bloques, Iguacel reconoció que “YPF hizo un trabajo a conciencia en cuanto a integridad de instalaciones y un muy buen manejo medioambiental, sin grandes pasivos a pesar de que hay pozos abandonados que forman del acuerdo con la provincia y que son parte de un programa de abandonos que arranca el año uno. No vamos a esperar hasta el final, que es lo que históricamente se hizo, y eso es un cambio de paradigma que también demoró un poco toda la discusión”.
Por el contrario, sí advirtió que “hay casos de tecnología muy antigua como la de compresión o en exceso con máquinas que no se necesitan y por las cuales se paga mantenimiento. Ahí es donde es necesario incorporar mucha más flexibilidad a la hora de intervenir los pozos en estas áreas”.
En ese sentido Bentia buscará la agilidad con un proveedor local de servicios de pozos, mientras que la parte de operación y mantenimiento se concentrará en el socio Sima, en funciones que antes estaban dispersas en ocho contratistas, lo que se espera genere más sinergia y ayudar en el uso de tecnología de telesupervisión y telemedición que ya estaba instalada pero no se utilizaba en toda su dimensión.
“Contrastan mucho estos campos convencionales con lo que hizo el YPF en inteligencia artificial y control de todo Vaca Muerta -ejemplificó-, donde obviamente puso todo su su energía, pero que en estos campos no se ve porque la rentabilidad o el volumen de negocio no le rendía, pero que a nivel de convencional se puede hacer porque están los datos, están los registros y hay que poner un poco de desarrollo”.
Bentia también espera la aprobación para su ingreso a la concesión del Cluster Neuquén Sur, que forma parte del Plan Andes de YPF, también en producción de petróleo y gas y cuya definición se demoró un poco más por la extensión en las negociaciones de la que participaron otros oferentes. Se trata de tres bloques convencionales en la zona de Plaza Huincul que terminarán de conformar el 100% de la cartera de la nueva compañía.
“En el sur este también tenemos planes similares en la misma lógica eficiencia operativa. Primero enfocados en el desarrollo convencional, con la necesidad de ir muy rápido a reactivar pozos, porque hace bastante que no se hace mantenimiento y hay muchos pozos parados que hay que poner rápido en producción”, explicó. Pero a diferencia del Clúster Norte, el plan de desarrollo de los campos incluye aplicar tecnología de Vaca Muerta al convencional con pozos horizontales de larga extensión.
El informe mensual, confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante febrero de 2025 las exportaciones aumentaron un 65% respecto del mes anterior.En cuanto a la variación interanual, se observó un incremento aún más marcado del 108%, impulsado por subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. Por su parte, en el acumulado del año, se registró una suba del 90% en comparación con el mismo período del año anterior.
Los datos relevados por la Cámara resaltan que la producción del sector en febrero mostró una baja del 9% respecto a enero de 2025, afectada principalmente por paradas estacionales y un menor nivel de actividad. Sin embargo, en términos de variación interanual, la producción presentó una caída más significativa del 14%. A pesar de estos descensos, el acumulado del año arrojó un resultado levemente positivo, con un crecimiento del 4 por ciento.
Por otra parte, el Informe de la CIQyP® indicó que las ventas locales continuaron en descenso, con caídas en las tres variables analizadas: en la mensual, en la interanual y en el acumulado.
El reporte confeccionado por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) correspondiente a febrero de 2025 evidenció el buen desempeño de las exportaciones, que registraron un crecimiento del 49% respecto al mes anterior, un incremento del 56% en la comparación interanual y una suba acumulada del 55% en lo que va del año. En contraste, la producción mostró una caída del 2% mensual, un descenso interanual del 1% y una baja acumulada también del 1%. Por su parte, las ventas locales retrocedieron un 3% respecto a enero, cayeron un 7% en la comparación con febrero de 2024 y acumularon una disminución del 9 por ciento.
Balanza comercial
Durante febrero de 2025, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 21,47% menor al mismo mes del año anterior, con variación negativa del 2% en las importaciones y positiva del 26,13% en las exportaciones.
Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta presentó que durante febrero de 2025 tuvo un uso promedio del 66% para los productos básicos e intermedios y del 81% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante febrero 2025, fueron de 278 millones de dólares, acumulando un total de US$ 534 millones en el primer bimestre del año.
“A pesar de caídas interanuales/intermensuales de producción y ventas internas siguiendo la tendencia del mercado industrial en general, el aumento de exportaciones, con mucho esfuerzo de las empresas, demuestra la competitividad del sector que permite recuperar actividad. Sin embargo, reiteramos el pedido a las autoridades nacionales de la eliminación de los aranceles de exportación a Materias de Origen Industrial (MOI) para que permita mejorar y aumentar sensiblemente esta alternativa”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
TGN fue reconocida recientemente por Great Place to Work entre las empresas que ponen a las personas en el centro de su estrategia, privilegiando el bienestar laboral. El ranking evaluó a 340 empresas argentinas y, en la categoría de 251 a 1000 colaboradores, TGN fue reconocida entre los Mejores Lugares para Trabajar (GPTW).
La encuesta realizada por la prestigiosa ONG arrojó óptimos resultados que reflejan las experiencias y emociones de quienes integran el plantel de TGN:
89% de sus empleados considera que es un excelente lugar para trabajar, un porcentaje superior al promedio de las empresas del mercado que se sitúa en el 85%;
92% de los empleados considera que los líderes de Transportadora de Gas del Norte gestionan el negocio de manera honesta y ética;
89% valora la flexibilidad para equilibrar su vida personal y profesional;
90% del personal percibe un trato justo sin importar su posición dentro de la empresa;
93% se siente orgulloso de trabajar allí;
89% asegura que puede mostrarse tal cual es en su lugar de trabajo.
Estos guarismos adquieren mayor relevancia si se tiene en cuenta que en la plantilla de TGN conviven cuatro generaciones distintas con una vasta heterogeneidad entre sus colaboradores.
Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN, expresó: “Trabajamos en cultivar una mentalidad que impulse a las personas a pensar diferente y atreverse a probar ideas que nos lleven a un siguiente nivel como organización. Para esto, es clave que se sientan seguras de expresarse, opinar y cuestionar, estimulando la creatividad a través de la combinación de perfiles y experiencias. Es un win-win, en donde las personas tienen la oportunidad de aprender de otros y a la vez trabajamos para acompañar a la estrategia de la compañía”.
TGN recibe con orgullo este reconocimiento, que pone en valor la gestión diaria y las actividades que se llevan adelante para promover un buen clima laboral que potencie el crecimiento profesional de cada uno de los integrantes de la compañía.
Acerca de TGN
TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.
Opera y mantiene 11.256 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.
Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.
El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).
Emilia Calleja Alor, directora general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) expuso los avances del Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030 del Sistema Eléctrico Nacional. Fue durante la Conferencia «Mañanera del pueblo» de este miércoles 9 de abril del 2025 (ver).
Allí, a manera de resumen, recordó que el Plan establece como meta la adición de 29,074 MW de capacidad total al 2030 proveniente de centrales de CFE y de privados. Y, a partir de allí, señaló que tienen previsto primero concluir procesos iniciados con la administración anterior (unos 26 por un total de 7,228 MW) y luego avanzar con nuevas iniciativas (51 proyectos por un total de 22,674 MW), siendo de estas 7 de tecnología eólica que suman 2,470 MW, 9 fotovoltaicas por 4,673 MW, baterías 2,216 MW, entre otros proyectos térmicos.
«En 2025, 11 proyectos que venían de la administración pasada y que también iniciaron en esta administración entran en operación de manera inmediata, como la ya inaugurada central de ciclo combinado de Salamanca (2332 MW adicionales a la red) y en los próximos meses estamos acelerando la entrada de tres centrales de ciclo combinado (San Luis Potosí, El Sauz II y Mérida), además de siete centrales de generación hidroeléctrica que están en La Villita, Zimapán, Encanto, Portezuelos I y II, Minas y Santa María», reveló la directora general de la CFE.
Adicionalmente, anticipó que en el plan de expansión que han planteado para los próximos años están acelerando el inicio de cinco licitaciones para cinco proyectos de energía firme y dos proyectos fotovoltaicos, que en su conjunto aportarán 3585 MW.
«Vamos a salir a licitar cuatro plantas de ciclo combinado (Francisco Pérez Ríos, Salamanca II, Altamira y Mazatlán) y una central de combustión interna en Los Cabos que aportan 3386 MW adicionales de generación a la red; y dos plantas fotovoltaicas (Puerto Peñasco III y IV) para llegar a los 3,585 MW», detalló.
Y aseguró: «Todo esto será licitado este año e iniciaremos el próximo mes con las licitaciones».
De este modo, el sector público busca avanzar con nuevos proyectos para garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional con tecnologías firmes pero también con aquellas que permitan una transición energética sostenible, como las dos plantas de energía fotovoltaica que a su vez, señaló «estarán acompañadas de sus respaldos en baterías».
En detalle, las fechas propuestas para licitar los proyectos de acuerdo a la presentación de los avances del Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030 del Sistema Eléctrico Nacional son:
– Puerto Peñasco III (300 MW) – convocatoria el 12 de agosto – adjudicación en diciembre
– Puerto Peñasco IV (280 MW) – convocatoria el 21 de agosto – adjudicación en diciembre
Respecto al primero de estos llamados a licitación es preciso aclarar que el «Proyecto Central Fotovoltaica Puerto Peñasco Secuencia III (300 MW)» ya tenía un procedimiento de licitación abierto que fue suspendido el pasado 31 de marzo del 2025 e informado a potenciales contratistas de esta decisión vía correo electrónico. Con este nuevo anuncio de convocatoria a licitación para el 12 de agosto del 2025, resta aclarar si se retomará el procedimiento con las mismas condiciones antes propuestas o si la estatal presentará cambios en los próximos meses.
Fundación Potenciar surgió enagosto de 2006. Comenzó como una iniciativa de Francisco Rimmele, CEO de Clusterciar – un grupo de organizaciones neuquinas especializadas que brindan soluciones integrales para los sectores de energía, minería e industria – con el objetivo de involucrarse en el desarrollo de las personas a través de acciones que permitan canalizar la responsabilidad social de las empresas.
La Fundación comenzó a dar sus primeros pasos con un enfoque educativo y social, lo que luego se tradujo en dos proyectos destinados a la formación profesional. Uno de ellos fue el proyecto educativo Potenciar Educación Superior, reconocido como institución de educación terciaria por el Consejo Provincial de Educación de Neuquén. Se trata de una iniciativa que surgió con la propuesta de generar carreras nuevas que no existían hasta ese momento en la región. Luego se desarrolló el Programa Potenciar Valores (PPV), en el que se trabaja con niños y jóvenes de entre 12 y 17 años en ámbitos en el que se nuclean chicos motivados por alguna disciplina deportiva.
Es así que desde la Fundación siguieron apostando por la educación analizando las necesidades locales del Alto Valle – franja entre Neuquén y Río Negro- y evaluaron la posibilidad de crear un colegio técnico orientado a las necesidades de la industria. Fue así como surgió el Instituto Técnico Potenciar (ITP) que hoy cuenta con tres especialidades: Técnico en Tecnología de los Alimentos; Técnico Químico y Técnico en Energías Renovables.
En diálogo con EconoJournal, Francisco Rimmele, vicepresidente de la Fundación, contó: “Quisimos involucrarnos en la educación porque analizamos el escenario y nos dimos cuenta de que íbamos a tener problemas en el futuro respecto a la industria y el capital humano. Por eso, evaluamos formas de solucionarlo. Uno era diseñar una institución que pudiera abastecerse de nuestros docentes y que ellos capacitaran a personas para que salgan al mercado. La otra opción era armar un esquema interno de retroalimentación que nos permitiera abastecernos de recursos con todos los riesgos que eso implicaba. Esas fueron las dos cuestiones que movilizaron la creación de la Fundación”.
A su vez, agregó que: “Sabíamos que, si nosotros en algún momento no necesitábamos mucho recurso humano, la industria sí lo iba a requerir. Por eso, la Fundación, con sus instituciones, cumple el rol de contribuir al mercado de manera explícita y directa”.
Taller del colegio secundario Instituto Técnico Potenciar (ITP) en Cipolletti
Formación académica
Andrea Segovia, presidenta de la Fundación Potenciar, detalló que en 2008 se creó el terciario, que lleva el nombre Potenciar Educación Superior y que en 2010 comenzó a funcionar con tres tecnicaturas que estaban vinculadas a las necesidades que había por parte de las empresas del clúster.
“En la actualidad, cuenta con 14 tecnicaturas del área técnica, administrativa y de las Tecnologías de la Información y la Comunicación (TIC). Posee 360 alumnos regulares en la ciudad de Neuquén”, explicó Segovia.
Impacto social
La presidenta de la Fundación comentó que, con el objetivo de impulsar el desarrollo profesional, en 2019, el Club Cipolletti y Fundación Potenciar crearon un colegio para que los niños puedan aprender y formarse en valores a través del estudio, los deportes y la tecnología. Se trata del Instituto Potenciar Albinegro (IPA) que tiene como pilares principales la enseñanza transversal del idioma inglés como lengua extranjera y de las TIC como herramientas pedagógicas, taller en valores, deportes, arte y expresión corporal.
Con este antecedente, nació la idea de impulsar un colegio técnico. “En función de las necesidades locales de Alto Valle en cuanto a formación pensamos en desarrollar un colegio técnico con especialidades que no había hasta ese momento y creamos el Instituto Técnico Potenciar (ITP)”.
La institución se presenta como un lugar clave para lograr la vinculación con el mundo laboral gracias al relacionamiento que tiene Fundación Potenciar con las empresas de la industria, desde el área de Extensión. Esto es así porque además la Fundación cuenta con el apoyo de empresas multinacionales, nacionales y también con casas de altos estudioscomo UADE, Universidad de Quilmes, Universidad de Belgrano, UTN, Universidad de Morón, UCA Bs. As. y Universidad de Flores para la incumbencia de títulos superiores.
Articulación con la industria
Segovia indicó que en la actualidad la Fundación tiene una articulación con Fundación Pampa puesto que tienen becados y desde la Fundación Potenciar realizan un seguimiento para que los jóvenes puedan lograr su objetivo.
Además, comentó que con otras compañías como Shell han trabajado en conjunto a lo que refiere al desarrollo comunitario ya que impulsaron una campaña solidaria para brindar ayuda a la comunidad de Bahía Blanca tras el desastre ambiental y Shell decidió sumarse. “Esto nos llena de orgullo porque las empresas nos buscan a nosotros”, expresó la presidenta de la Fundación Potenciar.
Cubrir las necesidades de la industria
Respecto a la demanda de la industria del Oil & Gas y el aporte que puede hacer la Fundación a través de sus distintas instituciones, Segovia precisó: “Todos los colegios son ABP, es decir, de aprendizaje basado en proyecto. Algo innovador”.
“Lo más importante es acompañar a los chicos con el potencial que ellos tienen. Abrimos una institución en cinco saltos en una comunidad en la que no hay colegios, pero la demanda educativa es enorme”, expuso la presidenta de la Fundación.
Así surgió el nuevo proyecto entre Fundación Potenciar y la Asociación Civil Circulo italiano de la ciudad de Cinco Saltos, bajo el nombre de “Instituto Potenciar Italiano”, vinculando así a las dos instituciones sin fines de lucro.
Este nuevo proyecto educativo está construido con una visión integradora de la escolarización de los niños y preadolescentes. Se trata de un colegio bicultural y trilingüe. Para el ciclo 2025 se realizó la apertura del Nivel Inicial, Sala de cuatro y cinco años y primer ciclo de la Enseñanza Primaria, 1ro-2do y 3er grado.
“La idea es que estos chicos que egresen concluyan todos a la secundaria, al Instituto Técnico Potencial, para que se puedan seguir formando e insertarse en el mercado”, planteó Segovia.
“Obviamente ganaremos menos, pero no vamos a perder”, aseguró Horacio Marín, con el brent cerca de perforar el piso de los 60 dólares. La secretaria de Energía, María Tettamanti, también remarcó que el negocio sigue siendo viable: “El potencial no cambia”, dijo. La baja del precio internacional del petróleo volvió a agitar las aguas a nivel global y por supuesto, también entre las operadoras de Vaca Muerta. El escenario mundial, con tensiones comerciales entre Estados Unidos y China y un giro de la OPEP+ hacia una producción más flexible, disparó una caída brusca del crudo que puso en alerta a […]
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La minera Barrick ya no solo se dedicará al oro, motivo que la obliga a realizar un cambio. Además, una «casi» sanjuanina, en un puesto clave. La compañía minera canadiense Barrick, que opera la mina Veladero en San Juan, ha realizado dos cambios significativos en su estructura y liderazgo a nivel mundial. Por un lado, la empresa anunció que cambia su nombre de Barrick Gold a Barrick Mining, lo que refleja su expansión en proyectos de cobre y su diversificación en la industria minera. Por otro lado, la empresa ha renovado su junta de directorio, nominando a dos nuevos candidatos […]
“Lo primero que debe entenderse, a la hora de repensar la matriz productiva nacional, es que en la Argentina ninguna actividad económica sobra”, así lo expuso Flavia Royon, durante su participación en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía. “Al representar un problema estructural, el faltante de dólares que padece el país obliga a diseñar un fuerte programa de desarrollo exportador de alto impacto en todos los sectores, incluida la minería, que suele ser un rubro olvidado”, reflexionó.
Si bien es cierto que hoy la industria minera se encuentra en franca expansión, indicó, sus actuales exportaciones sólo suman unos 4.000 millones de dólares anuales. “Todavía estamos muy lejos de los US$ 43.000 millones que exporta Perú o de los US$ 57.000 millones de Chile. La curva de crecimiento es demasiado lenta”, describió.
Flavia Royon, ex secretaria de Energía.
Más allá de las inversiones anunciadas para seguir ampliando la capacidad de producción de litio en el Noroeste Argentino (NOA) y de los proyectos de cobre de clase mundial que se desarrollarán con epicentro en San Juan, advirtió, el principal recurso minero exportado por el país sigue siendo el oro. “Se trata de un segmento que está en declive, sobre todo en Santa Cruz. El último proyecto aurífero que se construyó fue Lindero, en Salta”, graficó.
El escenario sectorial, generalizó, invita al optimismo, pero quedan varios desafíos por resolver, especialmente desde lo ambiental y lo legal. “Si bien el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) está vigente, después de varios meses todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. No será menor despejar dudas sobre la Ley de Glaciares”, señaló.
Un emprendimiento cuprífero como Taca Taca, ejemplificó, sigue esperando por la aprobación de su estudio de impacto ambiental. “El RIGI ofrece todas las condiciones que los proyectos requieren para factibilizarse, pero el tiempo corre. Los argentinos no nos podemos perder la oportunidad que nos brinda el mundo en relación con los precios de los minerales”, sentenció.
Gigante dormido
En concreto, acotó Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, en estos momentos hay más de una decena de proyectos presentados en el marco del RIGI, de los cuales por ahora sólo dos resultaron formalmente aprobados. “Hay que tener en cuenta que se necesita una estructura muy importante dentro del Estado para realizar el trabajo técnico y burocrático que antecede a las aprobaciones formales de las iniciativas postuladas”, remarcó.
Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú
La minería todavía se halla rezagada, a criterio de Royon, en la discusión sobre cómo explotar los recursos naturales del país. “Su entramado legal es distinto al de los hidrocarburos. Tal lo planteé más de una vez, habría que repensar el Código Minero. Tenemos proyectos que llevan más de 50 años dormidos”, cuestionó.
Con este marco normativo, intervino Carbajales, las empresas provinciales se encuentran en un atolladero, al no saber exactamente cómo participar de las rentas. “Sería interesante emular lo que sucede con los hidrocarburos y llevar a cabo licitaciones estratégicas, donde el Estado pueda reservarse una mayor participación dentro del negocio”, sugirió.
Potestad provincial
De todos modos, opinó Royon, no hace falta un organismo supra-provincial que rija sobre la cuestión ambiental. “De hecho, el Código Minero fue pionero en la incorporación del cuidado del medio ambiente. Y las provincias funcionan bien como autoridad de regulación en el tema. Los problemas aparecen, en realidad, cuando surgen las intervenciones desde arriba”, aseguró.
Frente a la judicialización en la Corte Suprema de la Ley de Glaciares, subrayó, la resolución debería remitirse a la Constitución Nacional y al marco jurídico argentino. “La autoridad de aplicación son las provincias. Es un error creer que cuando los gobiernos provinciales aprueban la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de un proyecto determinado no contemplan la cuestión de los glaciales”, afirmó.
La Ley de Glaciares, desde su óptica, puede volver a discutirse o reglamentarse de una vez. “La pregunta es hasta qué punto seguirán dilatándose los tiempos. Los inversores necesitan seguridades más allá de la evolución de la macroeconomía. Y lo que le interesa al país y a las provincias es que los recursos mineros se pongan en producción y generen riqueza”, enfatizó.
Licencia social
Esta indefinición normativa, expuso Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, configura un gran déficit del sistema político argentino. “Hay dos o tres puntos en los que la política se tendría que poner de acuerdo. Y éste es uno de ellos”, sostuvo.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra
El gran problema, comentó Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear, es qué sucede con la sociedad civil. “El sistema político muchas veces se rehúsa a ordenar la agenda social. En ese sentido, a mí la Ley de Glaciares me parece una mala ley, ya que resulta antiproductiva. Hay que cuidar los recursos naturales, pero eso no significa impedir la producción y perjudicar la generación de empleo”, criticó.
Lo que se percibe de Mendoza hacia el norte, prosiguió, es que claramente hay mayor licencia social para la minería que en el sur del país. “El subsuelo de la Patagonia es riquísimo, y sin embargo hay muy poca actividad minera”, se lamentó.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
En palabras de Royon, se trata de una discusión que conviene dar con premura, informando con propiedad y revirtiendo una visión demasiado centrista del desarrollo nacional. “Claramente es más fácil hacer política izando la bandera antiminera en lugar de hacerlo con la bandera desarrollista. Pero la minería es perfectamente compatible con el medio ambiente”, concluyó.
Lo que no concluyó, no obstante, fue el debate sobre las mejores políticas de industrialización a implementar. Para conocer de qué manera continuó, pueden visitar este enlace.
El precio del Brent continúa este miércoles con su racha bajista y perforó los 60 dólares por barril de petróleo crudo. La guerra de aranceles desatada la semana pasada por el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, escaló en las últimas 24 horas por la perspectiva de un conflicto comercial extenso con China.
El Brent cotizaba a media mañana del miércoles a US$ 58por barril, marcando su precio más bajo desde enero de 2021. La Casa Blanca viene festejando la trayectoria bajista del crudo ya que sintoniza con el mandato del presidente Trump de bajar los costos energéticos, aunque el tema comienza a alertar a las petroleras en EE.UU. y en otros países que tienen costos de explotación por encima de los precios actuales.
La consultora noruega Rystad Energy predijo riesgos significativos para los operadores estadounidenses en el actual entorno de precios, que podrían verse obligados a reducir su ritmo de crecimiento de la producción.
«La realidad corporativa para las empresas que cotizan en bolsa implica que un crecimiento ya modesto podría verse en riesgo si los precios se mantienen cerca de los 60 dólares por barril. Rystad estima que el nuevo costo total de equilibrio para muchas empresas petroleras estadounidenses supera los 62 dólares, lo que incluye tasas de rendimiento mínimas más altas, pago de dividendos y costos del servicio de la deuda», afirmó la consultora en una nota.
Tensiones con China en ascenso
El arancel general del 10% anunciado por Trump comenzó a regir el fin de semana y este miércoles entraron en vigencia aranceles más altos contra decenas de países. Si bien el petróleo y el gas natural quedaron exentos, los precios de la energía están respondiendo a un escenario de creciente incertidumbre en torno a la actividad económica global. Un driver de las últimas horas es la escalada comercial entre EE.UU. y China.
Trump habia dispuesto un arancel de 34% sobre las importaciones provenientes de China. En respuesta, el gigante asiático anunció el viernes un arancel similar a todos los productos estadounidenses a partir del 10 de abril. En la jornada del martes también resaltó que respondería a cualquier nuevo aumento de aranceles por parte de EE.UU., después de que el presidente Trump amenazara con imponer un arancel adicional del 50% a las importaciones procedentes de China.
Rystad estimó que las represalias de China «reducen las posibilidades de un acuerdo rápido entre las dos mayores economías del mundo, lo que genera crecientes temores de recesión económica en todo el mundo».
La provincia de Río Negro alcanzó a fin de marzo los 100 usuarios generadores (UGER) que producen su propia energía a partir de fuentes renovables. El caso que marcó el hito fue el del galpón de empaque Frutas Vicente, en Ingeniero Huergo.
La generación distribuida es un sistema que permite a personas, empresas y organizaciones generar electricidad para autoconsumo, generalmente con paneles solares, e inyectar el excedente a la red eléctrica. En Río Negro, esta alternativa ya cuenta con 102 usuarios generadores activos, mientras que otros 8 están en proceso de conexión, según registros del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE).
Desde el techo del galpón al sistema eléctrico provincial
Frutas Vicente, una empresa familiar nacida en 1993 y dedicada al empaque, conservación y exportación de frutas, se convirtió en el UGER 100 de la provincia. Aunque ya contaban con paneles solares desde 2022, recién a fines del año pasado completaron los trámites para conectarse oficialmente al sistema de generación distribuida. Desde marzo ya comenzaron a figurar en los registros públicos como un nuevo usuario generador haciendo sus primeros aportes a la red eléctrica.
“Estuvimos un año produciendo en modalidad de inyección cero, y a partir de noviembre del año pasado nos presentamos como UGER para poder inyectar a la red el sobrante, que es mínimo, pero siempre algo sirve”, explicó Facundo Carbajo, gerente general de Frutas Vicente.
El parque solar instalado en sus techos tiene una potencia de 100 kilovatios y cuenta con unos 200 paneles. Toda la energía generada es destinada al funcionamiento de los galpones y cámaras frigoríficas. “Nosotros consumimos todo lo que generamos. La idea que tuvimos con los paneles solares era solamente cogenerar. No utilizamos baterías”, aclaró Carbajo.
Una decisión estratégica en tiempos de inflación
La empresa tomó la decisión de invertir en energía solar a mediados de 2022, luego de evaluar distintas propuestas. “Se me despertó la lamparita. Vi los números y estaba previendo cómo estaba la situación económica del país, con el dólar por disparar y sabiendo que las tarifas de energía estaban bajas”, relató el gerente.
Finalmente, optaron por trabajar con una empresa de Plottier. “Decidimos trabajar con ellos por la cercanía y el servicio que nos podían ofrecer”, señaló.
YPF comenzó las primeras obras en Punta Colorada para desarrollar la futura playa de tanques de almacenamiento de petróleo del Proyecto Vaca Muerta Oil Sur. La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro supervisó los trabajos iniciales para garantizar el cumplimiento ambiental.
En el marco del inicio de estas actividades, un equipo técnico de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de la Provincia de Río Negro realizó una recorrida por el predio. Durante la visita, se relevaron las instalaciones y las tareas que se están ejecutando, auditando el cumplimiento de las normativas ambientales y los permisos correspondientes.
Las tareas actuales, centradas en la preparación del sitio, instalación de obradores y movimientos iniciales de suelo, están siendo ejecutadas por la empresa Milicic S.A., contratista principal del proyecto. Estos trabajos constituyen la base para la construcción de la infraestructura de almacenamiento que permitirá acopiar el crudo proveniente de la formación Vaca Muerta antes de su exportación. El inicio de estas labores marca el puntapié inicial de un proceso de desarrollo que continuará avanzando en etapas sucesivas durante los próximos meses.
Esta supervisión se realiza en conformidad con lo establecido en la Resolución RESOL-2024-259-E-GDERNE-SAYCC# SGG y en el marco de la Ley Provincial N.º 3266 de Evaluación de Impacto Ambiental, asegurando que las primeras fases del proyecto se desarrollen de acuerdo con los estándares ambientales requeridos.
Horacio Marín, presidente de YPF, aseguró que la compañía está preparada para operar con precios del crudo mucho más bajos que los actuales. La estrategia se basa en el desprendimiento de campos maduros y una concentración total en el potencial de Vaca Muerta. Según explicó, “YPF puede resistir incluso con un barril a 40 dólares sin pérdidas operativas”.
Las recientes tensiones globales por la guerra arancelaria impulsaron una baja en el precio del crudo. El barril, que rondaba los 80 dólares, cayó hasta los 64 tras los anuncios de Donald Trump. El nuevo escenario genera preocupación, pero Marín cree que la compañía está preparada.
En declaraciones a Infobae en Vivo, el CEO destacó que YPF se ha transformado y escapaz de sostener su producción en Vaca Muerta a precios muchos más bajos: “Nos hicimos una compañía resiliente a menos de 40 dólares el barril, y a 45 podemos desarrollar todo Vaca Muerta“, aseguró. Y marcó: “Ganaremos menos, pero no vamos a perder plata“.
Esto se puede, según Marín, a dos factores clave: la curva de aprendizaje del sector en la última década y la decisión estratégica de concentrarse en activos no convencionales, dejando atrás los campos maduros “que no son para YPF”. Y sostuvo que la empresa busca competir con Permian, el principal polo de producción de shale oil en Estados Unidos.
Respecto a las expectativas de los consumidores sobre posibles bajas en el precio interno de los combustibles, Marín explicó que YPF utiliza un esquema de promedio móvil para suavizar las fluctuaciones. Y marcó que sólo si los precios del petróleo se mantienen bajos durante varios meses, esto se reflejará progresivamente en los precios de la nafta.
Las ciudades están experimentando un crecimiento sostenido. Según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), la población en la Argentina ha aumentado un 14% intercensal (2010-2022), lo que conlleva una expansión constante de la infraestructura en general y subterránea en particular.
Este crecimiento implica un despliegue masivo de servicios esenciales con redes de agua, electricidad, gas y comunicaciones que se entrelazan bajo nuestras calles. Y cualquier obra que se realice sobre ellas debe ejecutarse con conocimiento del terreno. Es por ello que conocer la ubicación de la red de cualquier servicio antes de realizar una obra no solo es oportuna, sino esencial.
Si hablamos de gas natural en particular, la realidad es que la mayoría de los incidentes que involucran cañerías son el resultado de una planificación deficiente. La falta de conocimiento sobre la ubicación precisa de la red subterránea de gas puede tener consecuencias devastadoras, desde interrupciones en el servicio hasta accidentes fatales.
Prevención de riesgos
Desde Naturgy tenemos un mensaje que entendemos debe difundirse por todas las vías posibles: antes de excavar, es obligatorio solicitar los planos a la empresa distribuidora. Esta medida —lejos de ser un mero trámite burocrático— es un acto de responsabilidad que puede salvar vidas y evitar daños materiales significativos.
Es crucial que tanto particulares como empresas tomen conciencia de los peligros que conllevan las excavaciones sin la debida precaución. No se trata solo de grandes obras de construcción; incluso tareas aparentemente sencillas como la reparación de una vereda, la instalación de un cesto de basura, o la conexión cloacal domiciliaria pueden desencadenar un accidente si no se toman las medidas preventivas adecuadas.
Además de solicitar los planos, es fundamental realizar un relevamiento del terreno con herramientas manuales y notificar a la distribuidora de gas sobre el inicio de la obra. Estas acciones demuestran un compromiso con la seguridad y minimizan los riesgos. La seguridad en las obras es una tarea que debemos incorporar todos.
La variedad de actividades que requieren excavaciones, desde la construcción de zanjas hasta la plantación de árboles, subraya la necesidad de una cultura de prevención arraigada en todos los niveles.
El Plan de Prevención de Daños de Naturgy Argentina es una herramienta invaluable para quienes realizan trabajos de movimiento de suelos. Su acceso y aplicación deben ser obligatorios en cualquier proyecto. La prevención de accidentes con la red de gas subterránea es una responsabilidad compartida que requiere el compromiso de todos: empresas, trabajadores y ciudadanos.
El físico y economista Demian Reidel será oficializado a la brevedad como nuevo presidente de Nucleoeléctrica, la empresa operadora de las centrales nucleares, según pudo saber EconoJournal. El jefe del Consejo de Asesores del presidente Javier Milei y responsable de elaborar un nuevo Plan Nuclear liderará un nuevo directorio que incluirá al presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle, que mantendrá el cargo y a la vez asumirá como vicepresidente de la empresa. También asumirá como director el titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, Diego Chaher.
El nuevo directorio será el tercero designado en la presidencia Milei. También supone un retroceso del asesor presidencial Santiago Caputo sobre el control que supo construir en los directorios de las empresas del área nuclear. Desde la presidencia de Nucleoeléctrica, Reidel buscará cimentar su propuesta de construir cuatro reactores modulares de 300 MW de diseño nacional en el complejo nuclear Atucha. Por otro lado, la designación de Chaher supone que se buscará avanzar con la apertura de la empresa al capital privado, finalmente habilitada en la Ley de Bases.
Además de Reidel, Guido Lavalle y Chaher, el directorio de cinco miembros se completará con el doctor en ingeniería nuclear, Axel Larreteguy, y el ingeniero nuclear Marco Campolonghi. A excepción de Chaher, un abogado sin relación con el sector nuclear, el resto son egresados del Instituto Balseiro.
La designación de Guido Lavalle generó sorpresa en algunas fuentes consultadas. La CNEA tiene una silla permanente en el directorio de Nucleoeléctrica, pero sería la primera vez que un presidente de la institución es a la vez vicepresidente en la empresa. “Esa designación no es irrelevante, porque por supuesto que Reidel no va a estar en el día a día (de la empresa)”, analizó una de las fuentes.
EconoJournal consultó a la CNEA sobre esta designación pero al cierre de esta nota no obtuvo una respuesta. También intentó contactarse con Reidel pero no obtuvo respuesta.
Demian Reidel la semana pasada en un evento de la Fundación TAEDA.
Por otro lado, habría cambios en las Gerencias General, Operativa y de Desarrollo, para las que suenan el doctor en física, Marcelo Famá y el ingeniero nuclear, Alegandro Sanda, ambos también egresados del Balseiro.
Punto final para Atucha III
El desembarco de Reidel se produce en un momento particular para la empresa y el gobierno nacional. El poder ejecutivo dejaría caer definitivamente el contrato comercial firmado entre Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) para la construcción de una cuarta central nuclear en el país con financiamiento de China. El proyecto original Atucha III de un reactor Hualong de 1200 MW sería descartado para liberar los terrenos para la eventual construcción de al menos un reactor modular diseñado por ex ingenieros del INVAP.
El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) firmado en febrero de 2022 fue prorrogado en dos oportunidades debido a la falta de avances concretos para firmar el contrato financiero. La última prórroga, que vence a fines del presente mes, fue rubricada con el visto bueno del entonces ministro de Economía Sergio Massa en octubre de 2023, en plena negociación con China para ampliar el swap de monedas.
Reidel y el director general del OIEA, Rafael Grossi, en el evento de la Fundación TAEDA, junto con Alejandro y Bettina Bulgheroni.
ACR-300
Desde que fue empoderado por Milei para encargarse de la agenda del sector nuclear, Reidel dijo en varias oportunidades que uno de los objetivos es la construcción de cuatro reactores modulares en Atucha. “Nosotros tenemos elACR-300, un reactor modular de 300 megavatios, desarrollado por ingenieros de INVAP, pero de capitales privados”, dijo el asesor del presidente.
El ACR-300 es un diseño conceptual de reactor modular revelado por EconoJournal en diciembre pasado. La patente es de INVAP, aunque el desarrollo del reactor es vehiculizado a través de Meitner Energy. “La fase 1 de nuestro Plan Nuclear es el desarrollo de estos reactores. La idea es construir una nueva planta nuclear con cuatro de estos módulos en lo que iba a ser Atucha 3”, añadió Reidel en una nota con Infobae.
Sin embargo, el plan para el sector nuclear aún no fue formalizado y solo están los lineamientos generales anunciados por Reidel en diciembre. En ese momento se anunció la conformación de un Consejo Nuclear Argentino para impulsar el desarrollo de reactores modulares pequeños de diseño y tecnología nacional y la minería de uranio con proyección de exportación de combustible nuclear. El desembarco en Nucleoeléctrica podría marcar el puntapié inicial de una propuesta más estructurada.
Se avecina el inicio de la Licitación Abierta PEG-5, el proceso competitivo que busca garantizar el suministro eléctrico de las distribuidoras de Guatemala con un enfoque sostenible y de largo plazo.
Durante una entrevista exclusiva concedida en el marco del evento Future Energy Summit Central America and the Caribbean 2025, el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, anticipó: «esperamos lanzarla los siguientes días después de la Semana Santa».
Esta declaración generó una ola de expectativas de stakeholders de las energías renovables, ya que promete ser la convocatoria de potencia y energía más ambiciosa del país.
“Para Guatemala es el proceso más grande de adquisición de energía… energía firme termoeléctrica de bajas emisiones y también hay un espacio para energías renovables”, aseguró el ministro Ventura.
Los contratos que se ofrecerán tendrán una duración de hasta 15 años para centrales nuevas y de hasta 5 años consecutivos para centrales existentes, con inicio de suministro escalonado previsto a partir del 1 de mayo de 2030, extendiéndose hasta 2033.
Nueva energía, nuevas reglas
La PEG-5 permitirá la participación tanto de agentes generadores registrados como de nuevos proponentes que puedan constituirse como tales tras la adjudicación. El proceso contempla varios tipos de contratos, como Diferencia con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, regulados bajo la Norma de Coordinación Comercial No. 13.
Siguiendo los Términos de Referencia (TDR), los contratos estarán divididos en dos bloques: Bloque Base, que representa la energía que se debe cubrir en todas las horas del día; y Bloque Complementario a la Base, que cubrirá la diferencia restante. Esta estructura busca optimizar el despacho eléctrico con una matriz más flexible y sostenible.
Con la PEG-5, Guatemala no solo busca cubrir una necesidad estructural de suministro eléctrico, sino posicionarse como líder regional en la transición energética. Ventura remarcó que el país está apostando por un panorama global que integre tanto energía firme como flexibilidad renovable: “Esperamos que sí sea muy exitosa, muy exitosa para el tema renovable y muy exitosa para la transición energética”.
Una de las novedades más relevantes es la consideración del almacenamiento como parte del diseño técnico de la licitación. Ventura explicó que, si bien serán los oferentes quienes diseñen sus propuestas, el marco actual da cabida a proyectos híbridos. Además, apuntó que el país ha actualizado las bandas horarias, lo cual representa una oportunidad significativa para la integración de tecnologías limpias.
“En el espacio que queda en la curva horaria de carga de Guatemala da precisamente lugar a interesantes esquemas que compaginen la generación solar tradicional combinada con el almacenamiento”, afirmó, añadiendo que también espera obtener ofertas interesantes por la combinación de factores que se dan desde el lado de la oferta y desde el lado de la demanda.
Licitación de transmisión: una pieza clave
Otro elemento fundamental para el éxito de esta convocatoria es la capacidad del sistema de transmisión para acompañar el crecimiento de la generación. Sobre este punto, Ventura fue enfático:
“Conjuntamente con la licitación de generación se va a hacer una licitación de transmisión… pensamos que podríamos también preparar una siguiente ronda licitatoria para el año entrante de transmisión”.
Reconoció que existen rezagos en el sistema actual, pero aseguró que no representarán una barrera en la ampliación del parque de generación: “El tema de transmisión no va a ser un problema para la PEG-5… son obras importantes pero realizables en muy poco tiempo”.
Guatemala viene de una experiencia exitosa con la PEG-4, que utilizó una subasta inversa como mecanismo competitivo, logrando precios atractivos y transparencia en el proceso.
Es preciso recordar que en la adjudicación llevada a cabo en el año 2023 se obtuvieron precios históricos alcanzando como valor mínimo 20.329 USD/MWh y máximo 79.96 US/MWh, si se contemplan los precios medios de todo el periodo con indexaciones (ver más).
En ese sentido, el ministro confió replicar los buenos resultados en el nuevo llamado que se prevé en los próximos días: “Pensamos sin duda que sí… hay un aprendizaje importante de las cuatro licitaciones anteriores y esta subasta inversa”.
Además, destacó que la diversificación tecnológica, los nuevos marcos regulatorios, y la creciente participación del sector comercializador—que en Guatemala actúa como agente independiente en el mercado eléctrico—ofrecerán una base sólida para alcanzar precios competitivos en la PEG-5.
Goldwind Argentina se afianza como uno de los actores más activos en el mercado eólico nacional, con un total de 716 MW contractualizados que planea tener conectados para 2026. De ellos, tres proyectos ya están en marcha: la expansión del parque La Flecha (Aluar), el parque Trelew (Genneia) y una nueva planta en Tierra del Fuego (TotalEnergies).
Pero además, Sebastián Gravenhorst, Chief Financial Officer de Goldwind Argentina, anticipó que la compañía proyecta cerrar otros contratos clave y destacó el papel del financiamiento como factor competitivo central en un contexto desafiante para las inversiones.
“Tenemos dos proyectos bastante importantes para este año que esperemos que se den, que suman más de 400 MW que podrían salir a nuestro favor”, manifestó durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
En este sentido, el directivo señaló que Goldwind no se limita a ofrecer tecnología, sino que acompaña a sus clientes en la estructuración financiera de cada iniciativa, dado que al tratarse de proyectos de capital intensivo, las condiciones macroeconómicas juegan un papel determinante.
“Por ejemplo, las tasas de interés impactan mucho en estos tipos de proyectos y desde Goldwind tratamos de ofrecer una solución que involucre también el financiamiento de proyecto a partir de ciertas alianzas que tenemos con ECAs (Export Credit Agencies) y bancas locales e internacionales”, planteó Gravenhorst
Esta estructura permite a la compañía ofrecer condiciones más competitivas a sus clientes y aumentar sus probabilidades de adjudicación. Por lo que el apoyo institucional juega un rol clave en la reactivación de inversiones.
Bajo esa misma línea, Gravenhorst analizó con atención el ingreso de fondos como FMO (banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés) y la Corporación Financiera Internacional (IFC -, miembro del Grupo del Banco Mundial), que podrían apalancar nuevos desarrollos.
“Las nuevas disposiciones y lineamientos que lanzó la Secretaría de Energía de la Nación pueden ser beneficiosas, como también la entrada de fondos como FMO o IFC, ya que ayudarán a acompañar al sector y los objetivos de Goldwind”, aseguró el especialista.
Incluso el nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) genera expectativas, de manera que el CFO de Goldwind Argentina reconoció que muchas empresas han readecuado sus iniciativas para encuadrarse dentro del esquema.
“Se debe generar esa confianza, que las inversiones lleguen, que los bancos quieran poner dinero en Argentina, bajar la tasa de interés, lo que hará que podamos llegar a buen puerto con todas las negociaciones y los proyectos que tenemos”, complementó.
Participación activa en proyectos clave
De los 716 MW contractualizados, Goldwind ya comenzó a suministrar equipamiento para tres centrales que estarán operativas entre 2025 y 2026. Se destaca especialmente la expansión del parque eólico La Flecha, desarrollado por Aluar, que pasará de 246 MW a 582 MW, convirtiéndose en el más grande del país, aunque destinado a autoconsumo industrial y no conectado al MEM.
También avanza la provisión de tecnología para el parque Trelew, impulsado por Genneia, y el proyecto de TotalEnergies en Tierra del Fuego, de 8,4 MW de capacidad. Todos estos emprendimientos han iniciado el suministro de equipos anticipando las fechas de entrega previstas inicialmente.
“Estamos trabajando en cerrar varios proyectos y enfocados principalmente en encontrarle la solución al financiamiento eficiente y conveniente para los clientes”, resaltó Gravenhorst. Mientras que en cuanto a tecnología, la empresa apuesta por su plataforma 5S – GW165, basada en el sistema PMD (Permanent Magnet Direct Drive), que elimina la caja multiplicadora. Esta tecnología permite turbinas de 6 MW de potencia, lo que mejora la eficiencia operativa y reduce los costos de mantenimiento.
¿Por qué? La determinación gubernamental se debió a una auditoría de la Sindicatura General de la Nación que detectó falencias en el funcionamiento del FFTEF, y si bien desde el sector acompañan que exista transparencia de las inversiones del Estado, el Ejecutivo no aún definió un nuevo mecanismo para fomentar las obras.
“Argentina cuenta con un Plan Federal de Transporte Eléctrico hace tiempo donde se detallan las obras prioritarias, pero es preciso que esté acompañado con la aprobación de las normas que aseguren su concreción en tiempo, a través de la iniciativa y financiación privada allí donde sea posible. Es importante a su vez, que los fondos del FFTEF trasladados a la Secretaría de Energía sean eficientemente destinados a proyectos necesarios y no sean de libre disponibilidad”, plantearon desde la Cámara Argentina de Energías Renovables(CADER).
“La disolución del FFTEF es un grave error, porque son fondos que pusieron las provincias y entes internacionales, entre otros agentes del sector, más sabiendo que la falta de infraestructura de transporte el gran cuello de botella energético”, apuntaron desde la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) en diálogo con Energía Estratégica.
Mientras que fuentes de la distribución de energía sostienen que los distribuidores no pueden mejorar la calidad de energía que reciben del transporte, por lo cual para que el mercado se desarrolle con eficiencia es fundamental que se realicen las obras que el sistema necesita para acompañar el crecimiento sostenido de la demanda.
“Consideramos que la eliminación del FFTEF no afectará al sector, simplemente la Secretaría de Energía de la Nación tomará ese rol y destinará los fondos a continuar obras ya iniciadas y focalizarse en proyectos de sumo interés”, remarcaron desde la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA).
Y cabe recordar que el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal había sido creado en 1999 con el objetivo de financiar obras de ampliación del sistema de transmisión en alta tensión, subvencionado con un porcentaje sobre el recargo de las tarifas que pagan las empresas distribuidoras y los grandes usuarios por compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Además, en 2023 la Sec. de Energía de la Nación aprobó un conjunto de ampliaciones de las redes de transporte eléctrico y readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país, por más de USD 7000 millones en inversiones que permitirían incorporar 3550 MVA de capacidad renovable, como también garantizar la confiabilidad del SADI.
Incluso, dicho programa incluyó las LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año; o mismo la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.
“Estaría por salir una resolución que abordará la expansión del sistema de transmisión, en lo que hace a las obras que seguirá haciendo el sector públicos y aquellas que podría resolver el sector privado, intentando incentivar las obras. Con lo cual estamos más atentos a eso que con lo que pueda pasar con el FFTEF”, afirmaron fuentes de AGEERA.
México cuenta con una base sólida de desarrolladores y generadores privados con experiencia en el sector eléctrico. Sin embargo, la competitividad del mercado podría estar en riesgo si se concentran todos los esfuerzos de la política pública en fortalecer sólo a la empresa estatal.
La Estrategia Nacional del Sector Eléctrico presentada por la nueva administración anticipó que entre las nuevas reglas del juego los privados «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030», bajo el lineamiento inicial de no superar el 46% de participación en el mercado de generación eléctrica.
Desde la iniciativa privada aguardan por mayor claridad sobre la manera en que podrán participar por aquella capacidad. «Hay proyectos listos para poder sacarse al mercado, yo no tengo la menor duda», afirmó José Antonio Aguilar, presidente del consejo de Vive Energía.
Y subrayó: «México tiene que sustituir generación que viene de atrás que es generación que ya no es competitiva».
En el marco del encuentro Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), el referente empresario consideró que la iniciativa privada no está en pañales y puede preparar ofertas que contribuyan a la competitividad del sector eléctrico: «México tiene que sustituir generación que viene de atrás que es generación que ya no es competitiva».
Al respecto Aguilar destacó que muchas de las industrias que podrían llegar a México ante una nueva ola de nearshoring no sólo demandarían energías limpias sino también baratas, lo que genera una «complementariedad bastante interesante en el sistema».
No obstante, advierte que la incertidumbre internacional, especialmente por los aranceles de Estados Unidos, podría afectar la velocidad del nearshoring. «Un día sí, un día no, ya no sabemos ni dónde estamos parados», expresó, aunque recalcó que independientemente de ese contexto, la demanda energética local en México sigue siendo prioritaria y creciente.
Según Aguilar, «hay proyectos que se pueden financiar, hay quien lo pueda financiar», y eso marca una diferencia clave para el despegue de nuevas iniciativas en México.
Desde su perspectiva, el escenario de financiamiento es hoy más prometedor. Según indicó, los bancos mexicanos cuentan con una capitalización del 16%, lo que representa una base sólida para apoyar nuevos proyectos. «Hay mucho apetito por parte de los bancos», expresó Aguilar, y destacó que el sector de energías renovables, anteriormente relegado en los comités de crédito, ha vuelto a despertar el interés de las instituciones financieras.
«Estamos encontrando un nuevo aire», aseguró, aunque aclaró que «el secreto está en los detalles», dado que aún hay condiciones regulatorias que requieren mayor claridad para atraer inversiones a largo plazo.
En tal sentido, observó que la iniciativa privada está atenta a los anuncios del gobierno pero también en cómo aterrizan los cambios que plantean en la política energética. Aguilar señaló que aún falta tiempo para verificar su efectividad práctica. «Tenemos que poner a prueba todo ese marco legal para ver exactamente cómo se acaba aplicando en México», advirtió.
La creación de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que reemplaza funciones clave de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), marca un punto de inflexión en el sector. Para Aguilar, «pareciera que apunta los caminos correctos», pero subrayó que la verdadera prueba será su implementación real.
La nueva ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, detalló los lineamientos estratégicos que guiarán su gestión y la política energética nacional durante los próximos cinco años de gobierno, con una mirada integral desde lo económico, social y ambiental.
Para la funcionaria, el país atraviesa un contexto internacional transformado, con una demanda energética creciente, presión intensificada por descarbonizar y un avance tecnológico que no admite pausas.
“Uruguay debe consolidarse como un hub energético regional”, advirtió durante un encuentro organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER); aunque aclaró que para lograrlo, el desarrollo debe “moderno, justo y sostenible”, donde el crecimiento económico esté acompañado por el bienestar de la comunidad y la preservación ambiental.
Bajo esa visión, reafirmó que la transición energética debe responder a una lógica de triple impacto y rechazó de plano cualquier iniciativa que no contemple ese equilibrio: “Si una política energética solo mira el negocio sin pensar en el desarrollo humano, o si se enfoca únicamente en el impacto ambiental sin atender el empleo y la competitividad, está incompleta”.
En consecuencia, señaló que el gobierno apoyará únicamente aquellos proyectos que armonicen estos tres pilares y durante su intervención, también trazó los ejes que regirán el accionar del MIEM durante el próximo quinquenio.
Entre los primeros pasos concretos de su gestión, la ministra resaltó la necesidad de potenciar la capacidad de generación solar del país. En particular, destacó el impulso a la planta fotovoltaica planificada en Cerro Largo (la licitación aún está en curso), en base a la solidez de la red eléctrica de la zona y su cercanía con la conversora de frecuencia de Melo, que conecta a Uruguay con Brasil.
“Proponemos avanzar con ese puntapié inicial que se dio en esta discusión en los últimos dos años. Es una decisión estratégica, de generar más energía, desarrollo para el interior del país y exportación con renovables, sin volver a los combustibles fósiles”, indicó.
“Debemos consolidar el liderazgo en la generación de energía limpia que nos permita planificar el sistema, integrar nueva capacidad, gestionar la demanda con flexibilidad y aumentar la penetración de renovables sin afectar la seguridad del sistema ni el costo para los hogares y las industrias”, agregó.
Y si bien remarcó que se mantendrá la normativa vigente, dejó las puertas abiertas a futuros cambios regulatorios, a fin de contar con buena planificación y un sector público impulsor de la innovación, pero también herramientas y acuerdos ágiles y eficientes con el sector privado.
“ANCAP y UTE deben ser parte de la agenda, no deben quedarse atrás y ser protagonistas, pero también que debe haber acuerdos con privados. Si queremos seguir siendo líderes en energía renovable tenemos que invertir en nuevas tecnologías y mirar hacia adelante”, manifestó.
El papel del hidrógeno verde también ocupa un lugar clave en la hoja de ruta ministerial. Cardona aclara que el gobierno no abandona esta agenda, pero sí reconoce que hay urgencias que obligan a replantear ritmos, apuntando a desafíos fundamentales por resolver como costos de producción, el derrame de valor hacia sectores industriales como el químico, y la garantía de una demanda sostenida.
“Todavía las puntas del negocio no han cerrado y tenemos que seguir trabajando en los costos de generar hidrógeno y derivados, y en tener la seguridad de una demanda”, precisó a la par que confirmó que ya se mantuvieron reuniones con empresas interesadas en desarrollar proyectos y reiteró que ninguno se concretará si no cumple con los principios del triple impacto.
En línea con su mirada de integración, la ministra planteó una estrategia activa de conexión regional. y desde el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay impulsarán el fortalecimiento de interconexiones, intercambios confiables, cooperación en almacenamiento, armonización regulatoria y proyectos conjuntos tanto en movilidad eléctrica como en electrificación rural.
“Nuestra soberanía también se juega en que podamos producir nuestra electricidad con sol y viento, que podamos almacenar lo que generamos y exportar energía sin depender de condiciones impuestas. No vamos a cambiar la definición de la política nacional. Uruguay va hacia las renovables. Una vez que se tomó la decisión de que toda la inversión fuera en renovables, no tenemos tiempo de cambiar ahora”, enfatizó.
La regulación vigente en materia de distribución eléctrica en Chile ha quedado rezagada para afrontar los desafíos del país en su camino hacia una matriz 100% renovable y carbono neutral al 2050.
Juan Meriches, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas (Empresas Eléctricas AG), conversó con Energía Estratégica y subrayó que la calidad del suministro, la electrificación de consumos y el desarrollo de nuevas tecnologías requieren un nuevo marco regulatorio que otorgue certezas y promueva la inversión.
“Las condiciones regulatorias que hoy día tiene el sector no permiten garantizar la calidad de suministro que hoy exige la ciudadanía, ni tampoco cumplir las metas que nos hemos puesto en nuestra política energética”, manifestó.
Actualmente, la normativa de distribución eléctrica cuenta con casi 40 años sin cambios estructurales, un escenario que genera fricciones con las metas de descarbonización planteadas en la política energética nacional. En ese contexto, desde el gremio se han impulsado propuestas concretas y mantenido un diálogo abierto con las autoridades para avanzar en soluciones de corto y largo plazo.
“Hemos estado conversando con la autoridad para buscar fórmulas que permitan, bajo las normas vigentes, encontrar un camino de salida para priorizar algunas inversiones claves desde la línea de la política pública y dar certeza de largo plazo a esas inversiones”, subrayó el director ejecutivo, en alusión a eventuales cambios regulatorios de corto plazo.
En relación a una reforma a la distribución de largo plazo, uno de los puntos críticos asociados a ella es la generación distribuida, tecnología que podría jugar un papel clave en la descentralización energética y la resiliencia del sistema eléctrico, pero cuyo crecimiento se ve obstaculizado por la actual legislación.
“Esperamos que en el futuro pueda despegar la generación distribuida con mucha más fuerza, pero para eso se requieren algunos cambios en la regulación que viabilicen esa masificación”, señala Meriches.
El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, prometió presentar una reforma integral antes del primer trimestre del año próximo, con la expectativa de que se abriera una “ventana de oportunidad” para viabilizar el debate legislativo antes del recambio político. Sin embargo, el proyecto aún no ha sido ingresado al Congreso. Y a pesar de las urgencias técnicas, la proximidad de las elecciones parlamentarias y presidenciales plantean un obstáculo político para ello.
Desde Empresas Eléctricas AG consideran que la reciente publicación del informe de la Comisión Investigadora del Congreso sobre los eventos climáticos de 2024 podría abrir el debate. “Confiamos en que exista la disposición del Parlamento para debatir respecto a las necesidades que tenemos en distribución”, sostuvo Meriches, aludiendo que el informe recomienda explorar cambios regulatorios para mejorar la calidad del servicio eléctrico, lo que podría actuar como una palanca para el tratamiento de los cambios regulatorios pendientes.
Preparativos ante el invierno 2025: coordinación y prevención
En paralelo, el gremio pone el foco en la gestión operativa de las distribuidoras frente al invierno 2025, luego de los eventos de agosto de 2024 que dejaron como saldo masivos cortes de suministro por condiciones climáticas extremas.
“Las empresas han desarrollado una estrategia bastante robusta y colaborativa para enfrentar las contingencias del invierno 2025”, afirmó el especialista.
El plan contempla seis grandes ámbitos de acción, entre los que destacan el manejo de vegetación y monitoreo de líneas con drones, el fortalecimiento de brigadas de emergencia y la reorganización operativa ante eventos críticos, mejoras en atención al cliente a través de canales digitales y call centers, y generación de respaldo para consumos críticos, como hospitales y sistemas de agua potable rural.
Aunque reconoce que los eventos de fuerza mayor pueden superar las capacidades técnicas de las empresas, el objetivo es mitigar al máximo el impacto y acelerar los tiempos de recuperación.
Dentro del plan de invierno, la atención a usuarios electrodependientes se ha convertido en una prioridad para el sector, de modo que las distribuidoras están trabajando en mejoras en los canales de comunicación, en el despliegue de equipos de respaldo específicos y en garantizar una respuesta prioritaria en situaciones de emergencia.
“Buscamos dar una atención prioritaria, mejorar canales de comunicación y avanzar con equipos de respaldo para esos usuarios. Por ello creemos en la importancia del trabajo público-privado pensando en el objetivo final, que es entregar un servicio eléctrico de calidad para los usuarios”, concluyó.
Con el objetivo de garantizar la participación de ciudadanos, expertos, organizaciones de la sociedad civil (OSC) y organismos sectoriales, la Autoridad Ambiental Minera fijó por Resolución nueva fecha para la Audiencia Pública Malargüe Distrito Minero Occidental II.
El encuentro se realizará el 10 de mayo, en respuesta a la solicitud de ampliación de tiempo para analizar documentación de algunos organismos sectoriales. “Se hizo lugar a las prórrogas solicitadas por organismos sectoriales, que contarán con más tiempo para analizar toda la información existente y así, realizar sus respectivos dictámenes”, aseguraron los representantes de la Autoridad Ambiental Minera, Jerónimo Shantal y Leonardo Fernández.
La cita es el sábado 10 de mayo, desde las 9:00 hs., en el Centro de Convenciones Thesaurus de Malargüe, y se podrá participar de manera presencial o virtual. Las inscripciones están abiertas en este enlace hasta el 8 de mayo a las 23.59 hs.
Los participantes podrán analizar las evaluaciones de los informes de impacto ambiental correspondientes a 27 proyectos de exploración minera en Malargüe, en cumplimiento con lo establecido por la Ley 5961 y su Decreto reglamentario 820/06.
Según la Resolución, “la información del proyecto debe estar a disposición del público para su correcta consideración antes de la audiencia pública, en aras de una mejor y transparente información y en virtud de que los ciudadanos puedan disponer de plazo razonable para su participación y el acceso a la información”.
“La Autoridad Ambiental Minera debe garantizar el derecho de todas las personas a tener acceso a la información de manera oportuna, adecuada y a participar en las decisiones que se adopten en el marco del presente procedimiento administrativo”, agrega.
El objetivo final es garantizar los principios de publicidad, transparencia, concurrencia y el acceso a la información en las instancias de participación.
Dictamen Técnico de la FCAI
El proyecto cuenta con el dictamen técnico de la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria (FACI) de la Universidad Nacional de Cuyo que se detalla a continuación para que cualquier ciudadano pueda consultarlo en este enlace.
Los organismos encargados de emitir dictámenes sectoriales serán:
Departamento General de Irrigación
Municipalidad de Malargüe
Dirección de Áreas Protegidas
Dirección de Hidráulica
Dirección de Patrimonio Cultural y Museos
Dirección de Transición Energética
Dirección de Ganadería
Dirección de Biodiversidad y Ecoparque
Instituto Nacional de Asuntos Indígenas (INAI)
Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (Ianigla)
Dirección de Planificación de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial
Dirección de Bienes Registrables del Estado
Dirección de Hidrocarburos
Instituto Argentino de Investigaciones de Zonas Áridas (Iadiza)
Información abierta a la comunidad
La Autoridad Ambiental Minera le solicitó al proponente Impulsa Mendoza Sostenible la realización de talleres a realizarse en la comunidad de Malargüe, que se llevaron adelante el 27 y el 28 de marzo.
Esos encuentros contaron con la participación de autoridades provinciales, técnicos especialistas y ciudadanos particulares.
El objetivo de los talleres fue proporcionar información transparente y promover la participación de la comunidad, previo a la audiencia pública. Las actividades se desarrollaron en el Centro de Convenciones y Exposiciones Thesaurus, aunque también se habilitó un formulario digital para que los interesados pudieran enviar preguntas de manera remota. Se dividieron en dos jornadas.
En esos eventos participaron la vicegobernadora, Hebe Casado, y los directores de Minería, Jerónimo Shantal, y de Protección Ambiental, Leonardo Fernández.
La primera jornada estuvo destinada a organismos sectoriales vinculados al proceso y OSC, mientras que la segunda fue abierta a toda la comunidad para resolver dudas y acceder a la documentación técnica relevante.
También, incluyó a expertos de las direcciones de Minería y de Protección Ambiental, Impulsa Mendoza y GT Ingeniería, quienes ofrecieron información detallada y respondieron consultas de los asistentes.
Un derrame de petróleo de grandes proporciones tiene en emergencia a la provincia de Esmeraldas, en el norte de Ecuador, donde alrededor de 25.000 barriles de crudo han afectado al medio ambiente y a los pobladores de la zona.
El derrame de crudo, que han teñido de negro al menos tres ríos, se originó en marzo tras la rotura de un tramo del Oleoducto Transecuatoriano en la localidad de Quinindé, dejando una huella ambiental difícil de borrar en el corto plazo.
Según el cálculo del Ministerio de Ambiente, el derrame se extendió a lo largo de 86 kilómetros por los ríos Caple, Viche y Esmeraldas, devorando peces y vegetación.
En medio de fuertes olores y altas temperaturas, además de luchar con el tiempo, los trabajadores y maquinaria tratan de limpiar con químicos y absorbentes al menos tres de los afluentes contaminados, según reportó la cadena CNN.
Pese a los esfuerzos por limpiar la zona afectada, el daño parece ser de gran impacto y las imágenes que se han registrado resultan ser aterradoras, pues vista aéreas muestran cómo la gran mancha se ha extendido por afluentes y zonas verdes.
#Internacionales | Desastre ambiental en Esmeraldas: Derrame de crudo agrava crisis social y ecológica en Ecuador
Un derrame de 25.000 barriles de petróleo ha teñido de negro los ríos y comunidades de Esmeraldas, al norte de Ecuador, dejando una huella ecológica devastadora. El… pic.twitter.com/G8N7Q6cHOZ
Se trata de una de las catástrofes ambientales más grandes de los últimos 30 años en la zona, aseguró el alcalde de Quinindé, Ronal Moreno.
De acuerdo con cifras de la ONU, citadas por CNN, se calcula que 113.000 personas resultaron afectadas por el derrame de petróleo que el Gobierno atribuyó a un sabotaje el daño en el oleoducto de propiedad estatal, que provocó el derrame de exactamente 25.116 barriles de crudo.
El vertido de petróleo es de los más grandes de los últimos años en el país y sucede al ocurrido en 2022, cuando unos 6.300 barriles afectaron la Amazonía ecuatoriana, donde dos años antes cerca de 16.000 contaminaron varios ríos.
El Sindicato de Petroleros Privados de la Cuenca Neuquina convocó a una asamblea informativa para este miércoles a las 10 de la mañana, con el objetivo de debatir y definir medidas frente a lo que consideran un “avasallamiento intolerable” de los derechos laborales por parte de las empresas operadoras del sector.
Desde el gremio aseguran que las compañías, con el respaldo del Gobierno Nacional, estarían incurriendo en violaciones al Convenio Colectivo de Trabajo 644/12 y a la legislación vigente, al imponer condiciones laborales que elevan el riesgo de accidentes y atentan contra la salud y seguridad de los trabajadores.
“Flexibilizan las medidas de seguridad, rompen consensos construidos con esfuerzo y empujan a los compañeros a realizar múltiples tareas”, señalaron en un comunicado difundido este fin de semana. Desde el gremio advierten que esta dinámica está ligada a la búsqueda de récords productivos en la región, como los alcanzados en Vaca Muerta, pero a costa de vidas humanas.
“Ya hemos perdido vidas por esta ambición desmedida”, advirtieron, y cuestionaron los objetivos que priorizan la rentabilidad empresarial sobre el bienestar laboral y el cuidado del medioambiente.
La convocatoria a la asamblea, dirigida a los trabajadores del sector, tiene como fin evaluar colectivamente los pasos a seguir ante una situación que, según denuncian, ha llegado a un punto límite. El sindicato plantea que es momento de tomar decisiones firmes que garanticen la integridad física de los operarios y el respeto a los acuerdos laborales vigentes.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, remarcó que aunque todos los sectores productivos de la Argentina dependerán de la consolidación de una macroeconomía ordenada y de la sostenibilidad en el tiempo de un marco normativo favorable, no puede obviarse que en los últimos años el crecimiento acelerado de Vaca Muerta ha conseguido cierta autonomía relativa. “Me imagino que las inversiones en la formación podrían tomar mucha mayor velocidad con un entorno macro e institucional distinto. Pero la verdad es que Vaca Muerta logró crecer pese al cepo cambiario y a la inflación, entre otros problemas”, manifestó el economista en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía.
Mientras se aguarda por el cierre definitivo del acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), sostuvo que le preocupa bastante las pérdidas de reservas en el Banco Central. “También me inquieta la comunicación del Gobierno, que es muy frágil y contradictoria”, cuestionó el consultor, quien duda de cuán aliviado llegará el mercado cambiario a las próximas elecciones. A su entender, el actual tipo de cambio resulta insostenible para la economía argentina.
“Creo que hay una especie de borrachera en relación con Vaca Muerta y la minería. Si entrara la cantidad de divisas que algunos prevén, nos volveríamos carísimos en dólares. No vislumbro que pase eso”, advirtió el analista.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra
En caso de que para 2030 el país recibiera -tal como lo postula un escenario muy optimista- alrededor de US$ 50.000 millones provenientes de la energía y la minería, proyectó, recién así se llegaría a los US$ 1.000 de exportaciones per cápita. “Para tomar dimensión de la cifra, sin sacarle méritos a ese eventual logro, hoy Chile promedia unos US$ 3.000 per cápita en exportaciones de cobre”, comparó.
En definitiva, resumió, «bienvenida Vaca Muerta y la minería, pero no piensen que con eso nos vamos a salvar». “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa por el momento”, agregó.
Selección estratégica
Una perspectiva divergente fue aportada por el ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, quien cree que el país debe elegir de manera puntual y estratégica qué capacidades explotar, sin poner en tela de juicio que industrias como la energética o la minera son perfectamente compatibles con el cuidado ambiental y el cumplimiento de las leyes. “¿Cuánto queremos diversificar? La Argentina tiene que recibir dólares del mundo por aquello que puede ofrecer. Hay que admitir que algunas cosas no las tenemos”, expresó.
Una ventana de oportunidad concreta, ejemplificó, se abre con el desarrollo uranífero, más allá de que no sea un negocio capaz de alcanzar las magnitudes productivas y exportadoras de los hidrocarburos no convencionales o el cobre. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales de uranio y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial del recurso crecerá”, estimó.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
Los recursos naturales de la Argentina, retomó Rapetti, son efectivamente muy valiosos y demandados. “El desarrollo económico tiene que ser pensado básicamente en cuatro dimensiones: la productividad, la generación de dólares, el empleo y la regionalización”, distinguió.
Si nos olvidamos por un segundo de la política partidaria, insistió Gadano, hay una discusión razonable que la Argentina debe darse con respecto a su perfil productivo. “Se trata de poner el desarrollo en relación con lo que podemos ofrecerle al mundo, sabiendo qué hay y qué no hay”, completó.
Proyecciones anuales
La balanza comercial del sector energético, que en 2022 había mostrado un déficit de US$ 4.300 millones y que en 2023 había alcanzado un saldo medianamente equilibrado, en 2024 registró un superávit de más de US$ 5.600 millones. “Si se mantiene nuestra proyección de la tasa de crecimiento en la producción de crudo, incluso contemplando la caída de los precios internacionales, para este año es posible estimar un saldo favorable de US$ 7.500 millones”, cuantificó el director de Economía y Energía, Nicolás Arceo.
El nivel de exportación promedio, anticipó, se situará en torno a los 272.000 barriles equivalentes de crudo. “Durante el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles, un 50% más que en el mismo período de la temporada pasada”, agregó el experto, quien admitió que dichas cifras corresponden a un escenario “relativamente conservador”.
Nicolás Arceo, director de Economía y Energía
Más que proyectar qué sucederá con las exportaciones, apuntó Rapetti, conviene poner el foco en el previsto comportamiento de las compras en el exterior. “Este año habrá al menos US$ 25.000 millones más de importaciones por cuestiones técnicas vinculadas con lo que se devenga y lo que se paga. En ese sentido, en la balanza de pagos debe esperarse un déficit que superará los 2 puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”, anticipó.
Desde un punto de vista energético, intervino Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, no puede omitirse que se reducirán sustancialmente las compras de gas natural licuado (GNL). “Para este año Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que en 2024. Estamos hablando de unos US$ 125 millones menos en importaciones”, precisó.
Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú
Habrá mayores volúmenes disponibles de gas extraído en la Cuenca Neuquina, ratificó Arceo, aparte de que se gastará menos en gasoil a partir de su abaratamiento. “En conjunto, las importaciones energéticas de la Argentina bajarán un 20% anual. A diferencia de lo que pasará con las exportaciones, en este rubro primará la caída en los precios internacionales”, explicó.
En febrero de 2025, el Indice de Producción Industrial minero (IPI minero) mostró una suba de 1,8% respecto a igual mes de 2024. El acumulado enero-febrero de 2025 presenta un incremento de 2,4% respecto a igual acumulado del año anterior, según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
En febrero de 2025, el índice de la serie desestacionalizada muestra una suba de 0,6% respecto al mes anterior y el índice serie tendencia-ciclo registra un aumento de 0,5% respecto al mes anterior.
“En febrero de 2025, el índice de “Extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo para la extracción de petróleo crudo y gas natural” muestra una suba de 1,2% respecto a igual mes de 2024. El acumulado enero-febrero de 2025 tiene un aumento de 1,5% respecto a igual acumulado del año anterior”, remarcó el organismo que conduce Marco Lavagna.
Extracción de minerales metalíferos. En febrero de 2025, el índice de “Extracción de minerales metalíferos” muestra una baja de 6,2% respecto a igual mes de 2024. El acumulado enero-febrero de 2025 tiene un aumento de 3,7% respecto a igual acumulado del año anterior.
Clusterciar, un grupo de empresas vinculadas al sector hidrocarburífero y a la educación, nació con el propósito de formar equipos de entidades creadoras de valor para impulsar el desarrollo de sectores estratégicos. El grupo a través de sus diferentes empresas (Ciar, Trace Group, Alitaware, RSN) y su Fundación Potenciar realiza trabajos para distintas áreas vinculadas a la inspección y supervisión, ingeniería, tecnología de la información, talento tercerizado y el desarrollo sostenible de las personas y la sociedad.
La clave del grupo está en la complementariedad de sus actividades que le permite ofrecer soluciones integrales. Recientemente estuvo involucrada en el Proyecto Duplicar de Oldelval, una obra clave que permitió aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción.
El clúster, a través de Trace Group, estuvo involucrado en la inspección de los más de 500 kilómetros que contempla la obra y además aportó a más de 180 personas para que se lleve a cabo la iniciativa.
En diálogo con EconoJournal,Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Gerardo Ardiani, CEO de del grupo; detallaron cuáles son los planes de la compañía para los próximos años. También, dieron cuenta del rediseño de marca que llevaron a cabo con el objetivo de comunicar de forma concreta y eficaz el trabajo del grupo y también detallaron cuál será el aporte que pueden realizar para impulsar el crecimiento de la producción no convencional.
De izq. a der. : Gerardo Ardiani, CEO de Clusterciar; Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Andrea Segovia, Presidenta de la Fundación Potenciar.
—Poseen distintas unidades dentro del grupo y eso fue lo que les permitió posicionarse como un clúster y lograr una sinergia entre las diferentes empresas. ¿Cómo lo pensaron y cuál fue el camino?
Francisco Rimmele: –A nosotros como clúster nos costaba mucho el poder comunicar lo que hacemos y quiénes somos. Lo que ocurrió es que desafiamos el paradigma de lo que es un grupo empresario. Ahora nos resignificamos y lanzamos nuestras marcas teniendo en cuenta la comunicación. En 2012 teníamos dos empresas, Ciar y Trace Group, más la Fundación Potenciar, administrada con el estilo de empresas, pero siendo una institución sin fines de lucro dedicada a la educación. Es por esto que comenzamos a hablar de Clusterciar, un grupo de organización. Luego surgieron otras dos empresas: RSN y Alitaware, que se crearon en base a las necesidades que tenían nuestros clientes. A su vez, la Fundación que existe para ser el puente entre la comunidad y la empresa, independientemente si las empresas son nuestras o no. Hoy por el nivel de reputación y credibilidad que posee se encuentra canalizando acciones de otras compañías ajenas a nosotros.
—Están llevando a cabo un relanzamiento como compañía, ¿cuál es el objetivo que persigue Clusterciar y qué es lo que quieren comunicar?
Rimmele: –Hasta ahora teníamos distintos colores y diseños. Era una mezcla. Quisimos darle una misma estética a Clusterciar. Llegamos hasta acá con un nivel de éxito en los negocios y con buena reputación, sin ser los maestros del lobby, ni de la venta. Toda nuestra trayectoria está vinculada a nuestra comunidad y al cómo potenciamos a la gente que trabaja con nosotros. Como grupo desarrollamos programas que fortalecieron los vínculos con nuestros clientes e hicieron que nuestros negocios sean fuertes y perduren en el tiempo. Tenemos clientes que nos compran ingeniería, desarrollo de software o aplicaciones. También proveemos gente, talento tercerizado. Y muchos de nuestros clientes se apoyan en nuestros planes vinculados a la educación o becan alumnos en nuestra Fundación.
—¿Cómo fue este proceso?
Rimmele: –Todo esto lo logramos construir en base a nuestra propia iniciativa. Funcionamos como cualquier clúster multitudinario que posee empresas, fundaciones o instituciones y que va detrás de un mercado u objetivo en común. Cada una de nuestras empresas tiene su autonomía, su gerencia de operaciones, pero todo es soportado por un solo equipo corporativo, tanto para las empresas como para la Fundación. Tenemos un comité de negocio y relación institucional que analiza cómo incursionar en el mercado internacional. Estamos explorando lugares y empresas -sobre todo en Texas y México- para los que el mercado de Oil & Gas es relevante. También observamos qué empresas evalúan la posibilidad de invertir en Vaca Muerta para que logren una sinergia con nosotros. Además, tenemos otro comité que se encarga de diseñar un plan de retención y atracción de talento, que a su vez lidera un programa para fortalecer el perfil de los líderes que tenemos, reconvertirlos y así satisfacer las necesidades que poseemos hoy como organización. Esto es así porque el modelo de liderazgo que nos trajo hasta acá necesita aggiornarse, crecer y profesionalizarse. Contamos también con un comité que se dedica a la comunicación y a la reputación. Desde el modelo de gobernanza, bajamos la estrategia.
—En los próximos años Vaca Muerta va a presentar un mayor nivel de actividad lo que implicará diversos desafíos. ¿Sobre qué eje deberá enfocarse Clusterciar?
Rimmele: –Sobre todos. La explosión que tendrá Vaca Muerta será más temprano que tarde. Debemos prepararnos teniendo en cuenta que nosotros ya estamos acá. Somos conscientes que debemos fortalecernos y no permitir que vengan de afuera a sacarnos el trabajo. Es por esto que estamos trabajando fuertemente en lo que es el liderazgo, la eficiencia. También en optimizar las estructuras para que los clientes se beneficien con ese valor agregado. Somos una empresa hiper segura. Tenemos indicadores de seguridad altísimos. Contamos con un total de ocho millones de kilómetros en el año recorridos con nuestro vehículo de inspección y tenemos cero accidentes. Poseemos un reporte de sustentabilidad, sin estar obligados a hacerlo, basado en ESG (Ambiental, Social y de Gobernanza). Lo hacemos porque estamos convencidos que ese es el camino. Las entidades financieras que nos financian negocios o proyectos pueden ver nuestro balance contable junto con el de sustentabilidad. Somos conscientes de que estamos a la altura de la demanda de las operadoras y seguimos trabajando en ese sentido.
—La industria de Oil&Gas logró un hito que es la ampliación de la red de transporte y evacuación de crudo que soluciona uno de los cuellos de botella que tenía el sector y que a la vez impedía aumentar la producción de Vaca Muerta. ¿Cuál fue el rol que ocuparon en este proceso?
Ardiani: –Sí, mediante nuestra compañía Trace Group participamos en lo referido a la inspección de obras en los 500 kilómetros que posee el proyecto Duplicar de Oldelval. Se trata de una compañía que no tiene estructura para ejecutar obras por lo tanto tuvo que confiar en nosotros para sumar gente. Aportamos más de 180 personas para el proyecto porque se realizó a lo largo de toda la traza casi en forma simultánea. Esto implicó que todos esos trabajadores tengan que ubicarse en pueblos y ciudades que no tenían movimiento hace muchísimo tiempo. Fueron casi dos años de obra. Además, hay en agenda otra obra de ampliación por lo que poseemos un acuerdo con Oldelval que es en función de la demanda de gente que ellos tengan en el desarrollo de ese nuevo proyecto.
—¿El trabajo que realizan está vinculado a la inspección y control del avance de obra?
Ardiani: –Nosotros somos los ojos del cliente. Controlamos que las personas y empresas ejecuten los trabajos de acuerdo con los pliegos y condiciones técnicas. Además, informamos al cliente los avances. Con este último proyecto, se armó un equipo de trabajo para que Oldelval pueda llevar adelante la obra en todos los frentes.
—¿Prevén una continuidad de este tipo de obras para Vaca Muerta?
Ardiani: –Vaca Muerta puso en crisis la infraestructura que tenía el mercado de Oil&Gas que se realizó en los años ’70 por YPF, hasta que llegó el momento de explotar la formación no convencional. Llegará un momento en el que se frenarán estas obras de infraestructura. Sin embargo, aún falta un caño para el gas y otro para el petróleo, sumado a todas las instalaciones propias de cada yacimiento. Habrá actividad porque durante los próximos años se seguirán realizando nuevos pozos. Todo dependerá también del contexto internacional, del precio del crudo. Antes la producción estaba destinada a satisfacer al mercado interno, pero ahora tiene como destino la exportación. Por lo tanto, estamos más expuestos a los vaivenes de los precios internacionales, algo que le pasa siempre a todo el mundo en el sector petrolero, pero es algo a lo que no estábamos acostumbrados porque teníamos barriles criollos.
—¿Están planeando sumar alguna empresa más a Clusterciar? ¿Cuál es la proyección que realizan para sus compañías en los próximos años?
Ardiani: –Ciar es nuestra empresa de ingeniería. Desde allí realizamos las ingenierías conceptuales, básicas y de detalle de los proyectos de instalación de superficie: caños, plantas tratamiento, evacuación. Un total de 100 personas se encuentran trabajando para la empresa y 50 de ellas están ubicadas en nuestras oficinas en Buenos Aires. Son 100 personas trabajando exclusivamente en la parte técnica, sin contar al personal de otras áreas como administración o Recursos Humanos. A su vez, Trace Group es nuestra empresa de inspección. Es la compañía más grande que tenemos con 450 trabajadores. A través de esta firma trabajamos en toda la Patagonia, pero también hemos tenido trabajos relacionados a la minería en Salta.
—¿Qué análisis realiza de ese mercado?
Ardiani: –Es un mercado muy diferente al segmento de Oil & Gas. El sector hidrocarburífero requiere mucha mano de obra e inversión para desarrollar la infraestructura y luego mantenerla en funcionamiento. En cambio, en la minería se requiere una inversión inicial muy fuerte, pero luego casi nada.
—¿Cuál es el aporte que pueden realizar como grupo?
Rimmele: –Nosotros realizamos inspección de obra y de construcción de pozos, transporte de personal, operación y mantenimiento. Creemos que si esta última unidad de negocio adquiere mucho volumen podríamos generar una nueva empresa.
—¿Esto quiere decir que la dinámica de crecimiento del grupo surge a medida que un negocio toma una envergadura lo que lleva al diseño de una nueva organización con un equipo abocado?
Rimmele: –Exactamente. Hace poco comenzamos a trabajar con Oldelval en lo que fue la provisión de tareas generales. Eventualmente, podríamos generar una empresa en la medida de que esa unidad de negocios tenga un gran crecimiento. En ese sentido, separaríamos la gestión creando una nueva compañía.
Ardiani: –Alitaware, otra de las empresas del grupo, se dedica al desarrollo de software, le da soporte tecnológico a las empresas del grupo y todos los productos que desarrolla los puede vender a otras empresas también. Cuenta con 10 personas que son desarrolladores de software. Allí contratamos de acuerdo con la necesidad y trabajamos con un modelo freelance. Contamos con personal propio y también freelancers. Y también tenemos a RSN, nuestra empresa de talento tercerizado. A través de esta compañía le ofrecemos a la industria la solución a su requerimiento puntual. Le garantizamos personal, desde una secretaria hasta un ingeniero. Tuvimos un contrato con YPF durante muchos años por la contratación de ocho geólogos. Muchas operadoras no toman la decisión inmediata de aumentar su payroll (nómina de sueldos) y subcontratan.
—Teniendo en cuenta el presente de la industria, ¿creen que RSN será la empresa que más actividad tendrá en los próximos años?
Ardiani: –Creo que sí. Las operadoras también están creciendo con personal propio, pero muchas veces no quieren realizar el proceso de selección y confían en nosotros que les proveemos por cuatro, cinco o seis años esos recursos. Las empresas tercerizan el scouting (exploración). Habrá valles y picos, pero mientras crezca la industria, la empresa va a tener una posibilidad de crecimiento.
—Como grupo demostraron que poseen una forma de trabajar basada en la sinergia entre compañías. ¿Qué debe tener un clúster en la Argentina para ser exitoso y a la vez generar valor para todo el sistema?
Rimmele: –El problema de muchos clústeres es que no hay una colaboración entre empresas y que no tienen un management bien identificado, que sea apoyado por todas las asociaciones que los conforman. Esto sí ocurre con clústeres de otras regiones cuyo management busca hacer nuevos negocios en representación de las empresas que participan. Por ejemplo, el clúster de Córdoba o el de Mar del Plata que se dirigen hasta acá porque tienen como objetivo estar en Vaca Muerta y visibilizan las necesidades y demandas que tienen las empresas que los integran.
YPF inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC) en el Complejo Industrial La Plata. Este centro de operaciones en tiempo real permite optimizar los procesos de producción de combustibles, lubricantes y especialidades petroquímicas, optimizando costos y mejorando la productividad.
“Hoy inauguramos el Real Time Intelligence Center, que es el primero de su tipo en el downstream en la Argentina. Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, ¿por qué no?, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para nuestro país”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Desde la sala RTIC, ubicada en el tercer piso del edificio de Administración del Complejo Industrial, se pueden observar en tiempo real las operaciones de todas las unidades con la finalidad de corregir desvíos para optimizar la producción y obtener mejores rendimientos por barril procesado.
El RTIC constituye un hito para el sector Downstream de YPF ya que permitirá lograr mayores niveles de eficiencia en la producción y llevar las operaciones a un nivel superior. Real Time Intelligence Center.
La sala funciona las 24 horas los 365 días del año. Trabaja un equipo de once ingenieros, cuya responsabilidad es mantener las unidades en su punto óptimo de performance.
Con toda la información disponible, sumada a la utilización de elementos de Inteligencia Artificial (IA), los operadores de la sala puedan tomar – minuto a minuto- las mejores decisiones, midiendo con precisión cuándo se generan desvíos en algún eslabón de la cadena de la cadena de producción.
El RITC constituye un pilar clave de la estrategia 4×4 de la compañía que tiene como objetivo, entre otros, aprovechar todo el potencial de las operaciones de YPF.
La Refinería La Plata es la más importante de la Argentina y la compañía trabaja para posicionarla como la mejor de la región en el marco de su centenario.
YPF puso en operación hoy el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de su Complejo Industrial La Plata, la primera de su tipo que funciona en el downstream, que le permitirá a la compañía el control en tiempo real de 180.000 variables de ingeniería y su sincronización de manera tal de mejorar su desempeño con resultados de generación de valor.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, encabezó esta tarde la puesta en marcha de la sala que demandó una inversión de más de US$ 70 millones si se consideran los procesos de digitalización que se vienen aplicando en los últimos años, de los cuales US$ 3 millones correspondieron al equipamiento de la sala desde la que se monitorean todos los procesos de producción.
«Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, por qué no, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para el país”, afirmó el presidente y CEO en el encuentro.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
El desarrollo será en breve replicado en las otras dos refinerías que la compañía posee en Luján de Cuyo, Mendoza, y en Plaza Huincul, Neuquén, cuyas salas de control se espera estén listas en el primer semestre de 2026, a la vez que se hará lo propio con otros segmentos del downstream como las áreas de logística y operaciones comerciales.
En la planta que este año cumplirá 100 años, la mayor petrolera integrada de la Argentina produce una amplia gama de productos, entre ellos, los cuatro combustibles de consumo masivo, bases lubricantes, parafinas, asfaltos y productos petroquímicos, para lo cual tiene la capacidad de procesar las variedades de crudo de la Cuenca del Golfo San Jorge y la de Vaca Muerta.
A imagen del Real Time Intelligence Center de YPF que funciona en la torre corporativa de Puerto Madero, desde donde se monitorea segundo a segundo los pozos en Vaca Muerta, en la mayor refinería del país se logró un proceso propio enfocado en cuatro referencias: optimizar el sistema productivo, mejorar el resultado económico asociado, minimizar el consumo energético y reducir tiempos y perfeccionar métodos de trabajo.
Diego Agrelo, gerente general de la Refinería La Plata, explicó que “la nueva sala permite analizar en tiempo real 180.000 señales físico-químicas y otras 20.000 económicas, con el objetivo de aumentar la eficiencia entendida en términos de cuántos recursos se utilizan por cada barril de petróleo que se procesa o por cada metro cúbico de producto que termina saliendo”.
“Por cada barril de petróleo que ingresa, de los 210.000 de capacidad de procesamiento diario de la planta, la refinería genera entre 80% y 83% de volumen de productos que valen más que el Brent -tomado como un parámetro de generación de valor-, lo que se pretende llevar al menos al 87%”, como meta de productividad a enero 2027, cuando se cumplirán los primeros cuatro años de la actual gestión, indicó Agrelo.
En cada uno de los videowall que dominan la sala se puede hacer el seguimiento detallado desde el momento en que el crudo entra al complejo hasta que sale terminado cada uno de los 50 productos que produce la planta, con el correspondiente análisis de economía del negocio. Esa variable clave se visualiza en el optimax, una pantalla que estima, minuto a minuto, la rentabilidad diaria de la refinería a partir de un escenario base.
El seguimiento de cada pantalla permite identificar un desvío transitorio de producción y su impacto económico, lo que hay que atacar de inmediato para devolver cada instancia a su parámetro de tiempo y calidad óptimo surgido de un proceso de estandarización previo que sirve como base móvil, ya que se pretende un aprendizaje y un círculo de mejora continua que forma parte de la filosofía adaptada de la automotriz Toyota aplicada a la refinación.
“La sala se conforma así en una pieza de un rompecabezas más amplio que es la transformación del negocio. Esa visualización en conjunto de todas las acciones que se están tomando de optimización de los procesos apunta a mejorar la rentabilidad del complejo industrial un 20%, tomando como referencia diciembre de 2023 (que coincide con el inicio del plan de valorización del plan 4×4 que diseñó Marin), hasta terminar este período”, reseñó Agrelo.
La refinería de La Plata abastece el 65% de la demanda de combustibles del Área Metropolitana Buenos Aires, lo que equivale a un 35% del consumo nacional, además de cubrir las necesidades de parte de la Patagonia y las provincias del Litoral.
Para ello, en la actualidad procesa en sus unidades productivas un blend de crudos compuesto por un 70% proveniente del no convencional de Vaca Muerta y un 30% del convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge, en un equilibrio alcanzado en 2023 con las obras de adecuación para una mayor capacidad de tratamiento de shale oil.
Precisamente, el crudo liviano de Vaca Muerta es el de mejor calidad para la refinación porque permite obtener un resultado final en menos etapas de refinación, incluso consume menos energía, lo que se traduce en menos recursos necesarios para transformar las moléculas en productos más valiosos, con la consecuente rentabilidad.
La sala, además, cuenta con tres estaciones de simulación con la intención de modelizar diferentes escenarios productivos de demanda, de calidad, de solución de desvíos, para maximizar el uso de los recursos de la refinería, y se está trabajando para que todo el complejo industrial tenga su gemelo digital y el sistema pueda correr en un entorno completamente virtual.
Así planteado, “el aspecto trascendental de la mejora en la eficiencia y en la rentabilidad de los negocios, es la transformación de la mentalidad” de todos los equipos de la planta para maximizar ese número, agregó el gerente de planta. Y el hecho de visualizar lo que se genera, toca o modifica, para un resultado global cada vez mejor es también un novedoso “parámetro de transformación cultural” para el sector que eleva su propia vara de forma continua.
La meta es “ser la mejor instalación de refinación y petroquímica de América Latina” y en tiempos de volatilidad global de una referencia clave como el precio internacional del barril de petróleo, lograr los mejores parámetros de desempeño es independiente de lo que pase en el corto plazo con los mercados bursátiles. “El hecho de ser altamente competitivo hace al negocio más fuerte para poder sortear esos vaivenes”, concluyó.
Acerca del alterado contexto internacional y los precios del petróleo a la baja por estos días, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó “Estoy convencido de que la energía es un compromiso a largo plazo”. “En mi vida he visto el barril a 8 dólares, a menos 36 dólares, subir y bajar mucho la cotización, pero en YPF estamos en camino a convertirnos en una compañía del No Convencional, lo que nos permite ser resilientes ante los precios bajos del crudo”.
“En YPF salimos de todos los campos maduros porque no era para YPF, y nos hicimos resilientes a 45 dólares el barril. Con ése precio podemos desarrollar todo Vaca Muerta”, afirmó en declaraciones periodísticas (Infobae).
La cotización del crudo Brent se ubicaba el martes en torno a los 64 dólares el barril, en tanto que el crudo WTI rondaba los 61 dólares el barril.
Marín enfatizó que “en YPF hemos cambiado porque realizamos una curva de aprendizaje. Hoy somos una compañía que produce (crudo y gas) en el No Convencional, y nuestrsas inversiones van al No Convencional”, y afirmó que podemos producir “con un barril a un precio de 45 dólares por supuesto que ganamos menos plata, pero no perdemos plata”.
“Hoy competimos de manera sólida con el Permian (formación geológica del NC) de los Estados Unidos”, señaló.
Acerca de la situación internacional opinó que “afrontamos las incertidumbres propias de grandes negociaciones, hay escenarios para arriba, para abajo”, pero no apuesta a un escenario apocalíptico “Las cosas caen, y empiezan a rebotar después”, graficó en el aire.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, aprobó las condiciones de seguridad que deben cumplir las estaciones de servicio que quieran contar con la modalidad de autodespacho de combustible. Lo hizo a través de la resolución 147 publicada este martes en el Boletín Oficial. La cartera energética también aprobó los procedimientos que deben acatar los estacioneros para tener la autorización del autodespacho de naftas y gasoil en el país.
Según indica la resolución, un operador de una estación de servicio podrá tener la modalidad del autodespacho de combustibles y combinarla con la carga asistida por un operador. Las modalidades pueden ser realizadas de manera simultánea o alternada.
Los estacioneros que quieran contar con autodespacho deberán adecuarse a las condiciones técnicas que exige la resolución. La autoridad de aplicación del procedimiento para obtener la autorización del autodespacho de una estación de servicio será la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, a cargo de Federico Veller.
Seguridad
Una de las principales medidas de seguridad para el autodespacho de combustibles tiene que ver con el sistema de corte del expendio. Las estaciones de servicio deberán instalar el sistema “break away” en las mangueras. Es un mecanismo de emergencia para retener el combustible en ambos lados de un punto de corte ante la posibilidad de que una persona se olvide de retirar la manguera del tanque y se retire con su vehículo. Es un sistema que separa la manguera en dos y corta el expendio en ambos lados para evitar derrames.
Además, los surtidores habilitados para el autodespacho tendrán que estar señalizados y las estaciones de servicio “deberán instalar válvulas de impacto o choque en las cañerías de alimentación debajo de los surtidores”, aclara el anexo de las condiciones de seguridad aprobadas por la cartera energética.
Otra medida relevante tiene que ver con el uso de los teléfonos pagar realizar el pago. La resolución aclara que “el uso de cualquier dispositivo móvil como instrumento de pago, deberá efectuarse fuera del área clasificada o desde el interior del vehículo. No podrán utilizarse durante la carga de combustible”.
Los surtidores deberán contar “con un sistema de disparo en el pico (corte automático del suministro) que provoque el cierre de la válvula antes que el pico se ubique en posición normal en el surtidor, impidiendo la posibilidad de reanudar el flujo del producto y/o el sobrellenado del tanque del vehículo”.
Las estaciones tendrá que tener instalado un sistema “Lever On”, que sirve “para iniciar el despacho de combustible (puesta en marcha manual), de modo que dicho inicio se produzca una vez que el cliente colocó el pico del surtidor dentro de la boca del tanque de combustible y levantó la palanca/accionó el botón de puesta en marcha”.
Las bocas de expendio deberán contar con un “dispositivo luminoso, sonoro y/o intercomunicador, en caso que el cliente solicite asistencia del operador” y con guantes descartables.
Operación
Las estaciones de servicio deberán contar en todo momento con uno o más operadores presentes en el predio para que controlen el funcionamiento de la boca de expendio, asistan a los clientes y desempeñen el rol de emergencia ante un evento. Estará prohibido que el cliente intervenga ante una emergencia.
Tendrán que tener una oficina o cabina de control, con acceso a la playa de carga “que asegure una visual completa de todas las operaciones de carga con modo autodespacho”. “Si por alguna razón, la boca de expendio debiese quedar desatendida, los operadores a cargo darán aviso al cliente y el surtidor quedará desenergizado”, aclara el procedimiento aprobado por la Subsecretaría de Combustibles Líquidos.
La carga de bidones bajo la modalidad autodespacho está prohibida y sólo podrá ser efectuada por personal de la instalación”. “El procedimiento de respuesta a la emergencia deberá asegurar la misma dentro de los tiempos ágiles esperados. De ser necesario, la instalación deberá disponer de sistemas automáticos de extinción u otros medios/equipos tecnológicos”, remarca el texto.
La Secretaría de Energía de la Nación publicó, a través de la Resolución 147/2025, el procedimiento y las condiciones de seguridad que tendrán que cumplir las estaciones de servicio para operar en la modalidad de autodespacho (de los usuarios) de combustible líquido.
El nuevo procedimiento, comunicó la cartera a ccargo de María Tettamanti, “será más fácil y más rápido debido a que se quitan diferentes trabas burocráticas”. “Se le brinda más autonomía a los operadores, que ya no tendrán que pedir autorización a la Secretaría de Energía antes de adaptar la estación para el autodespacho”.
Además, se indicó, “una vez finalizados los trabajos, la entidad auditora presentará la documentación ante la Secretaría de Energía y en ese momento la estación ya podrá comenzar a funcionar en esta nueva modalidad, evitando demoras para la empresa”.
“La implementación del autodespacho de combustible líquido será optativa, a elección de los expendedores, quienes podrán aplicarla en sus instalaciones de forma total, simultánea o alternada”, describió Energía.
Y detalló que “la desregulación de este sector, que comenzó con el Decreto 46/2025 de enero último, tendrá un beneficio directo para los usuarios ya que garantizará un servicio continuo durante las 24 horas, a la vez que le dará más libertad a los estacioneros”.
La medida venía siendo solicitada por las entidades empresarias expendedoras de combustibles, y de hecho en los últimos meses varias de ellas preanunciaron su apoyo en comunicados.
La publicación oficial de la resolución 147 se concretó 48 horas antes del paro nacional dispuesto por la CGT, que tiene a uno de sus co-secretarios generales representante del sindicato de trabajadores de estaciones de servicio.
Energía puntualizó que “la medida (de autodespacho por parte del usuario particular) permitirá la aplicación de nuevos modelos y tecnologías, la optimización de la seguridad y funcionalidad de las instalaciones y su adaptabilidad en función de la demanda”.
“El autodespacho ofrecerá una garantía para la integridad física de los trabajadores de las estaciones de servicio que, en determinadas zonas del país, se ven expuestos durante el horario nocturno a reiteradas situaciones de violencia e inseguridad”, se argumentó.
“A su vez, para hacer posible esta nueva modalidad, será importante la responsabilidad de los operadores para trabajar de manera profesional, cumpliendo los lineamientos de la resolución de la Secretaría”, señala Energía.
Dicha cartera, bajo la órbita del ministerio de Economía, destacó que “con esta medida, el Gobierno Nacional avanza en su camino por garantizar una amplia libertad en la circulación de bienes y servicios y de simplificar y eliminar las trabas burocráticas que afectan su normal prestación, promoviendo el desarrollo de la industria y ampliando la oferta de servicios para los consumidores”.
Toyota Hilux es una de las pick-up preferidas de los argentinos y desde Japón acaba de confirmarse una noticia impactante a nivel mundial: «Toyota planea comenzar a fabricar una Hilux eléctrica en Argentina». La afirmación es del diario Nikkei, el medio financiero más importante de Japón y el artículo lleva la firma del periodista Ryohei Shimizu. Entre la información publicada se destaca que el hecho de fabricar una Hilux eléctrica en Argentina -y en otros mercados a confirmar como China, América y Sudeste asiático- se debe a una estrategia de la automotriz nipona para hacerle frente a los aranceles aduaneros […]
Durante la inauguración de la ampliación del sistema de Oldelval, el ministro de Energía de Neuquén destacó las inversiones y generación de empleo de este tipo de obras. El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, participó de la inauguración de la inauguración del Proyecto Duplicar, la obra de ampliación del sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval). Después del acto en Allen, el funcionario destacó que esta inversión permitirá consolidar los desarrollos de upstream de Vaca Muerta. Oldelval desembolsó 1.400 millones de dólares para expandir su capacidad de transporte de 225.000 a 540.000 barriles por día. Se […]
Con el objetivo de seguir impulsando la internacionalización de las empresas santafesinas, el gobernador Maximiliano Pullaro, junto al ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini y la secretaria de Comercio Exterior, Georgina Losada, presentó este lunes en Rosario el calendario de acciones de promoción comercial y atracción de inversiones previsto para el año 2025 por parte del Gobierno provincial. Durante la actividad se dieron a conocer las principales herramientas que la provincia pondrá a disposición del entramado productivo local para fortalecer su presencia en los mercados globales. Este calendario contempla 60 actividades en 30 mercados estratégicos, con fuerte énfasis en Sudamérica. […]
Las empresas de servicio advirtieron que reducirán sus operaciones y ofrecieron continuar en el convencional, pero reduciendo los salarios de los trabajadores. El convencional sigue sufriendo los coletazos de su caída de la actividad. Las perspectivas marcan que el 2025 será mucho más duro de lo que fue el 2024 y todo es incertidumbre en Chubut. El retiro de Halliburton fue un puñal para la Cuenca del Golfo San Jorge y las malas noticias no paran de llegar. A este oscuro panorama se le suma la posibilidad del retiro de Calfrac y Superior de la región para centrarse exclusivamente en […]
El embajador de la Argentina en la India, Mariano Caucino, celebró el «espectacular crecimiento de nuestras relaciones económicas bilaterales» y afirmó que en los últimos años se logró «un vínculo comercial que alcanza aproximadamente los 4.500 millones de dólares» que determina «una importante balanza comercial para Argentina». Caucino indicó que «Argentina es hoy el primer proveedor de aceite de soja de la India y el tercero en términos de aceite de girasol». Y resaltó: «Nuestro país es un actor clave para garantizar la seguridad alimentaria» de ese país. «Tenemos una gran admiración por los elevados valores y principios que sostiene […]
El instituto presentó, en un encuentro del CONFEC, los ejes de trabajo de la provincia y reforzó vínculos para atraer inversiones y potenciar el talento local. Una nueva reunión plenaria del Consejo Federal de Economía del Conocimiento (CONFEC) tuvo lugar en la ciudad de Buenos Aires, durante los primeros días de abril, y congregó a autoridades nacionales y referentes provinciales del sector. Durante la jornada se abordaron las perspectivas, objetivos estratégicos y ejes de trabajo para el año 2025, acompañados por la presentación de datos clave e informes estadísticos del año anterior. Además, se dedicó tiempo a escuchar las necesidades […]
Alquila los conductos para que el fluido atraviece su territorio rumbo a destino. Lo informó el titular de YPFB, podo después de que se cerró el primer envío. El alquiler de los gasoductos bolivianos para transportar gas desde Vaca Muerta hasta Brasil podría representar ingresos anuales de hasta 200 millones de dólares para Bolivia. Así lo afirmó el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, al referirse a la nueva operación que ya está en marcha entre TotalEnergies, el Grupo Matrix Energía de Brasil y la petrolera estatal boliviana. El proyecto consiste en trasladar gas natural desde la formación de Vaca Muerta […]
La empresa de origen italiano que tiene base en la Argentina, y se especializó en la ingeniería de gas natural, desarrolló una planta en España con capacidad para mezclar gas natural con hidrógeno y comercializarlo a hogares e industrias sin modificar la infraestructura de distribución existente. En diálogo con EconoJournal, Alvise Tormene, presidente de la compañía, señaló que el desarrollo de este tipo de tecnologías serán clave para apuntalar la agenda de transición aprovechando el potencial de Vaca Muerta. Tormene Group, una de las cinco compañías globales de origen italiano que provee ingeniería y servicio para la separación, regulación y […]
En una entrevista en el programa Desafío Energético, transmitido por Canal 7 y Radio 7 de Neuquén, Marina Senestro, Directora de Asuntos Gubernamentales de AmCham Argentina, analizó el impacto de las recientes medidas arancelarias anunciadas por Donald Trump y el estado actual de la relación entre empresas argentinas y norteamericanas. En una entrevista en el programa Desafío Energético, transmitido por Canal 7 y Radio 7 de Neuquén, Marina Senestro, Directora de Asuntos Gubernamentales de AmCham Argentina, analizó el impacto de las recientes medidas arancelarias anunciadas por Donald Trump y el estado actual de la relación entre empresas argentinas y norteamericanas. […]
Primera cumbre de Inteligencia Artificial en energía y agua en Neuquén: impulso a la innovación en Vaca Muerta. Científicos, investigadores, ONGs y emprendedores privados presentaron 56 aplicaciones de Inteligencia Artificial en petróleo, gas y agua, en la primera cumbre de IA realizada en Neuquén. El evento busca fortalecer un ecosistema de colaboración entre la academia, el sector privado y el gobierno en el corazón de Vaca Muerta. Este lunes, en el Auditorio de Casa de Gobierno de Neuquén, se celebró la primera cumbre denominada “Impulsando la Convergencia en Neuquén”, organizada por el Laboratorio de Inteligencia Artificial de la UBA (UBA-IALAB) […]
El Gobierno aprobó el reglamento para autodespacho de combustibles líquidos y detalló el procedimiento y las condiciones de seguridad que deben cumplir las estaciones de servicio para brindar esta modalidad de atención, que ya podrá comenzar a operar en todo el país.
La Resolución 147/2025 de la Secretaría de Energía, publicada este martes en el Boletín Oficial, aprobó el procedimiento que ya se había establecido de manera general en el Decreto 46/2025 de enero pasado, que autorizó el autodespacho de combustible líquido como modalidad optativa.
El Gobierno destacó que el nuevo procedimiento “le brinda más autonomía a los operadores, que ya no tendrán que pedir autorización a la Secretaría de Energía antes de adaptar la estación para el autodespacho”, sino que deberán presentar la documentación “una vez finalizados los trabajos”, “evitando demoras para la empresa”.
También aclaró que la implementación del autodespacho será optativa, a elección de los expendedores, quienes “podrán aplicarla en sus instalaciones de forma total, simultánea o alternada” para optimizar “la seguridad y funcionalidad de las instalaciones y su adaptabilidad en función de la demanda”.
“Para hacer posible esta nueva modalidad, será importante la responsabilidad de los operadores para trabajar de manera profesional, cumpliendo los lineamientos de la resolución de la Secretaría”, subrayaron las autoridades.
Según señaló el comunicado oficial, esta desregulación del sector “tendrá un beneficio directo para los usuarios ya que garantizará un servicio continuo durante las 24 horas, a la vez que le dará más libertad a los estacioneros” y “ofrecerá una garantía para la integridad física de los trabajadores” que “se ven expuestos durante el horario nocturno a reiteradas situaciones de violencia e inseguridad”.
El Gobierno señaló que el autodespacho de combustibles ya se utiliza en países como Estados Unidos, Chile, Perú, Colombia, Venezuela y Uruguay, y que su adopción en la Argentina permitirá incorporar nuevas tecnologías, mejorar la funcionalidad y adaptarse mejor a la demanda del mercado.
Toyota Hilux es una de las pick-up preferidas de los argentinos y desde Japón acaba de confirmarse una noticia impactante a nivel mundial: “Toyota planea comenzar a fabricar una Hilux eléctrica en Argentina”.
La afirmación es del diario Nikkei, el medio financiero más importante de Japón y el artículo lleva la firma del periodista Ryohei Shimizu.
Entre la información publicada se destaca que el hecho de fabricar una Hilux eléctrica en Argentina -y en otros mercados a confirmar como China, América y Sudeste asiático- se debe a una estrategia de la automotriz nipona para hacerle frente a los aranceles aduaneros impulsados por Estados Unidos en la gestión de Donald Trump.
En la actualidad, Toyota cuenta solamente con cinco modelos propios de vehículos eléctricos que produce únicamente en Japón y China, mientras que para 2027 la idea es llegar a 15 y ampliar la base productiva a otros lugares el mundo, uno de ellos la Argentina.
“Este esfuerzo por distribuir la producción se produce en un momento en que el comercio mundial se fragmenta bajo la presión de medidas como el arancel del 25 % impuesto por el presidente Donald Trump a las importaciones de vehículos a EE. UU”, asegura el artículo del diario Nikkei.
Un dato a tener en cuenta es que Totoya ya viene trabajando en el proyecto de comercializar una Hilux eléctrica a nivel global y su lanzamiento estaría pautado para finales de este año. Hasta el momento la marca japonesa viene desarrollando una versión experimental de este modelo y confirmó que tiene 230 kilómetros de autonomía, aunque se estima que la versión final de producción tendrá una mayor autonomía.
En los últimos tiempos surgieron proyectos para desarrollar una Hilux “híbrida” en Argentina (combina una unidad de potencia a combustión con un motor eléctrico), pero hasta ahora nunca se había hablado de producir a esta pick-up icónica en una versión totalmente eléctrica BEV (Battery Electric Vehicle).
Las redes de transmisión y distribución de electricidad son el eslabón crítico para alcanzar los objetivos de descarbonización global, según destacó Boston Consulting Group. El informe, titulado Delivering the Energy Transition Will Come Down to the Wires, advierte que la expansión de la infraestructura eléctrica enfrenta desafíos significativos, como la creciente congestión en las redes, barreras regulatorias y de planificación, restricciones en la capacidad de los proveedores y una escasez de talento especializado.
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), se requerirán inversiones de 25 billones de dólares en redes eléctricas hasta 2050 para cumplir con la meta de emisiones netas cero. Esta cifra es comparable a la inversión necesaria para expandir la capacidad global de energía solar y eólica en el mismo período. «La modernización de la infraestructura eléctrica es esencial para garantizar una transición energética eficiente y asequible», afirmó Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.
«Hoy, políticos y expertos en energía coinciden en una máxima: no hay transición sin transmisión, ni solución sin distribución. Para superar las barreras financieras y regulatorias, es clave una colaboración efectiva entre gobiernos y el sector privado”, planteó.
Inversión en redes: una necesidad urgente
Las redes eléctricas deben expandirse a un ritmo acelerado para responder a los retos que plantea la transición energética. El crecimiento de las energías renovables exige una infraestructura más robusta que permita conectar proyectos ubicados en diversas regiones. Al mismo tiempo, la demanda de electricidad sigue en aumento debido a la electrificación del transporte, la adopción de bombas de calor y la creciente digitalización de la economía.
Otro desafío clave es el envejecimiento de la infraestructura eléctrica. Muchas redes, especialmente en Europa y Estados Unidos, tienen más de 40 años de antigüedad y requieren modernización para garantizar su fiabilidad y eficiencia. Además, la adopción de nuevas tecnologías, como la digitalización de la red, el almacenamiento en baterías y los sistemas inteligentes, demanda inversiones en innovación para optimizar la gestión del suministro eléctrico.
Según el informe, para cumplir con los objetivos climáticos, la inversión anual en redes eléctricas a nivel mundial deberá aumentar un 88% en comparación con la década anterior.
Desafíos que amenazan la expansión de la red
El estudio identifica múltiples obstáculos que pueden frenar el desarrollo de la infraestructura eléctrica. La presión financiera es una de las principales preocupaciones, ya que el alto costo de la inversión en redes puede traducirse en tarifas eléctricas más elevadas y generar tensiones en los balances financieros de las empresas del sector.
Además, las restricciones en la cadena de suministro están generando retrasos y sobrecostos en la adquisición de equipos clave, como cables de alta tensión, cuya demanda ha crecido exponencialmente en los últimos años. A esto se suma la escasez de talento especializado, con una creciente falta de ingenieros eléctricos y técnicos calificados, lo que representa un riesgo para la ejecución de los proyectos.
Las barreras regulatorias y de planificación también constituyen un desafío importante. En algunos países, la aprobación de nuevos proyectos puede tardar hasta 12 o 14 años, lo que ralentiza el crecimiento de la infraestructura necesaria para la transición energética.
Al mismo tiempo, la congestión en las redes eléctricas ya existentes está impidiendo la conexión de nuevos proyectos renovables, lo que limita el desarrollo de fuentes de energía más sostenibles. Un caso concreto de este problema se observa en Países Bajos, donde la falta de capacidad en la red ha frenado la conexión de nuevas industrias y proyectos de energía renovable, impactando el crecimiento económico y reduciendo la eficiencia del sistema eléctrico.
Soluciones para acelerar la expansión
Para superar estos desafíos, el informe de BCG propone un cambio de paradigma en la planificación y gestión de las redes eléctricas. Es fundamental adoptar un enfoque más integrado y holístico que permita anticipar las necesidades futuras y optimizar el uso de la infraestructura actual. Asimismo, mejorar la eficiencia en la ejecución del capital es clave para priorizar y coordinar los proyectos de manera estratégica, asegurando que cada inversión tenga el máximo impacto posible en la expansión de la red. También es necesario optimizar la cadena de suministro, estableciendo relaciones estratégicas con los proveedores y unificando estándares técnicos para agilizar la entrega de equipos y servicios
«Para cumplir con los objetivos climáticos, las redes deben ampliarse al doble de la velocidad actual», explica De Lella. «Esto implica no solo aumentar la inversión, sino también repensar la planificación, mejorar la eficiencia del capital y resolver cuellos de botella críticos como la congestión de red y la escasez de talento técnico”.
El debate tuvo lugar en un contexto de creciente competencia en el mercado fotovoltaico de República Dominicana y el Caribe. Con el aumento de proyectos tanto de generación distribuida como a gran escala, impulsados por incentivos regulatorios y mayor demanda energética, las empresas buscan soluciones más inteligentes, duraderas y rentables.
