El presidente de IRSA, Eduardo Elsztain, destacó el potencial que posee la Argentina respecto a la industria minera por la abundancia de minerales críticos y remarcó la necesidad de incrementar las inversiones para impulsar el desarrollo de proyectos. “Chile invierte casi el 10 % de su PBI en el sector minero, al igual que Canadá, y en la Argentina no llegamos al 1%. El país tiene un enorme potencial de crecimiento, pero hay que aumentar las inversiones”, aseguró en el panel Maximizando la riqueza mineral latinoamericana, del IEFA Latam Forum que se llevó a cabo este martes.
El empresario también consideró que, para dinamizar el crecimiento del sector, será clave la inversión extranjera directa a fin de poner en marcha los diferentes proyectos que están en agenda. Sin embargo, advirtió: “Siempre es bueno que exista un socio local”.
Elsztain consideró que es fundamental la estabilidad que se da en el nivel macroeconómico a fin de poder mantener bajas las tasas de interés y generar inversiones. A su vez, el ejecutivo de IRSA reparó en la importancia de que las provincias, que son las dueñas del recurso, y el gobierno nacional trabajen en conjunto para tratar de seducir inversores, algo que también había destacado en Toronto al participar de la PDAC, la mayor convención de minería del mundo.
El presidente de IRSA, Eduardo Elsztain
Estabilidad e inversiones
En el panel que compartió con Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper (empresa que tiene a su cargo el proyecto Los Azules); Pablo Tarantini, director general de Integra Capital; y Guillaume Légaré, director para Sudamérica de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX); Elsztain se mostró optimista y planteó que “este fenómeno de estabilidad va a ayudar a que lleguen las inversiones, porque ya no es rentable como activo comprar un departamento en el exterior sino buscar oportunidades genuinas”.
A su vez, se refirió a las políticas impulsadas por el gobierno de Javier Milei y sostuvo que “el logro de este gobierno es mantener el equilibrio fiscal y no emitir dinero. Sin embargo, esta situación hace que se frenen los créditos para inversiones, que hoy, cuando llegan al 0,5% del PBI, están en el nivel más bajo de la región”.
Frente a este escenario, insistió en la necesidad de atraer inversiones extranjeras que “demostraron en los años 90 que es la única forma de lograr mayor productividad y más puestos de trabajo”.
Estabilidad e inversiones
En esa línea, proyectó que las inversiones se acelerarán a medida que el crecimiento económico se acentúe. Y consideró que esto sucederá a lo largo de este año y el que viene. “Lo puedo ver claramente en los shoppings, donde hasta principios de 2024 se cerraban locales y hoy hay más pedidos de metros cuadrados que solicitudes de cierre”, puntualizó Elsztain.
Proyectos
La semana pasada Elsztain expandió sus operaciones en la industria minera. Esto es así porque se convirtió en uno de los principales accionistas de la minera canadiense Argenta Silver, empresa que tiene el 100% de los derechos del proyecto de plata El Quevar.
La iniciativa se encuentra ubicada en Salta y está en etapa de exploración. El empresario realizó una inversión de 5 millones de dólares canadienses gracias a la cual adquirió el 12,7% de la compañía.
Además, también es el mayor accionista de la minera australiana Challenger Gold que posee el proyecto aurífero Hualilan, en San Juan, que en la actualidad está en etapa de exploración avanzada. Elsztain posee una participación del 12,7% de la firma.
Marzo de 2025 registra un fuerte incremento en los costos de servicios esenciales
El informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA-CONICET revela que en marzo de 2025 los hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) experimentaron un aumento significativo en el costo de los servicios públicos. La canasta de servicios públicos, que incluye electricidad, gas, agua potable y transporte, alcanzó un valor mensual de $146.641, lo que representa un incremento del 7,7% respecto de febrero y un 92% en comparación con el mismo mes del año pasado.
Un golpe al bolsillo: los aumentos en cada servicio
Los aumentos tarifarios explican gran parte del encarecimiento de la canasta de servicios públicos. En marzo, los incrementos más notables fueron:
Gas natural: la tarifa subió un 14,5% en el mes y un 537% en comparación con marzo de 2024.
Agua potable: el costo aumentó un 11,8% mensual y un 330% interanual.
Energía eléctrica: registró un alza del 4,7% en marzo y un 46% en un año.
Transporte: los boletos de colectivos en el AMBA subieron un 10% mensual, acumulando un incremento interanual del 45%.
Canasta de los servicios públicos con estacionalidad y sin subsidios | AMBA
El peso de los subsidios: un sistema en transformación
El informe también destaca la reducción en los subsidios estatales a los servicios públicos, lo que ha impactado directamente en los costos que enfrentan los hogares. En lo que va del año, los subsidios reales cayeron un 59%, con una disminución del 52% en transporte y del 63% en energía.
El nivel de cobertura tarifaria promedio indica que los usuarios del AMBA pagan el 54% de los costos reales de los servicios públicos, mientras que el Estado financia el 46% restante. No obstante, esta proporción varía según el tipo de servicio y el nivel de ingresos del usuario.
Subsidios energéticos y transporte: una política en redefinición
Dentro del sector energético, las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) aumentaron un 23% en términos nominales, aunque en valores reales cayeron un 23%. En contraste, los subsidios a Energía Argentina S.A. (ENARSA) se redujeron drásticamente en un 98%.
En cuanto al transporte, los subsidios a este sector representaron el 46% de las transferencias estatales y se redujeron un 52% en términos reales. La mayoría de esta disminución provino del Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte, que recortó sus subsidios un 61% en el último año.
Impacto en los salarios y el poder adquisitivo
El peso de la canasta de servicios en el salario promedio registrado se ubica en el 11,3%. Entre los servicios, el transporte representa el 41% del gasto, superando a la suma de los costos de gas y electricidad.
Para los hogares de altos ingresos (N1), las tarifas cubren el 100% del costo de los servicios eléctricos y un 86% en gas. En cambio, los usuarios de menores ingresos (N2) solo pagan el 29% de la electricidad y el 30% del gas, mientras que el resto es subsidiado por el Estado.
Perspectivas y proyecciones
Los aumentos tarifarios seguirán impactando el costo de vida en el AMBA. Se prevé que los subsidios continúen reduciéndose, lo que podría significar nuevas subas en las facturas de los hogares. En el transporte, se espera que la tarifa de colectivos y subtes continúe su ajuste, con aumentos indexados al IPC nacional.
El desafío para los próximos meses será equilibrar la necesidad de actualizar tarifas con la capacidad de pago de los hogares y la sostenibilidad del sistema de subsidios, en un contexto de inflación y presión sobre el gasto público.
Loginter, la empresa dedicada a las soluciones logísticas y tecnológicas anunció la construcción de una nueva nave en su sede de Don Torcuato. Con una inversión estimada de nueve millones de dólares, la compañía desarrollará su cuarta nave logística en su predio de zona Norte, alcanzando los 44.000 metros cuadrados de superficie operativa.
“En un contexto económico desafiante, Loginter continúa apostando por el crecimiento con un proyecto que fortalecerá su capacidad operativa y que se suma a los más de 368,000 m² que la compañía opera en el país. Se trata de la construcción de una cuarta nave de 11.000 m² en su actual Centro Logístico Don Torcuato”, remarcaron desde la firma.
Desarrollo
El nuevo warehouse es parte de un plan integral que contempla alcanzar los 66.000 m² de base operativa en el predio, de los cuales ya se encuentran construidos más de 33.000 m².
Además, en el marco de este proyecto, la empresa también se encuentra trabajando en mejoras que le permitirán contar con la certificación LEED (Leadership in Energy and Environmental Design, por sus siglas en inglés) para todo el centro logístico para garantizar que las instalaciones prioricen el uso responsable de los recursos para alcanzar la máxima eficiencia, al tiempo que se implementan distintas prácticas que minimizan el impacto ambiental, según precisaron.
“Este proyecto refuerza nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de nuestras operaciones, impulsando nuestro crecimiento, la generación de empleo genuino, y nuestro propósito de ser la compañía que brinda las mejores soluciones logísticas y tecnológicas de la región”, señalaron desde la Dirección General de Loginter.
De acuerdo con los planes de la compañía, la nueva nave comenzaría a operar en noviembre de este año.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín advirtió este martes que el costo de producir petróleo en Vaca Muerta es hasta un 35% mayor que en los EE.UU. debido a los elevados costos de las compañías de servicios especiales, tal como se conoce a las prestadoras de servicios de completación de pozos. En su participación en el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA), el titular de la petrolera controlada por el Estado afirmó que las empresas de servicios «tienen que ponerse a la altura de las circunstancias». El punto levantado por Marín coincide con expresiones similares realizadas por el viceministro de Energía y Minería, Daniel González en el CERAWeek.
Marín trazó una comparación entre los costos de producción en la formación neuquina de shale gas y shale oil y en los EE.UU. «Yo agarro un pozo de Vaca Muerta, lo metó en un avión y lo bajo en Estados Unidos, pongo los costos unitarios y me da 35% más barato que en la Argentina«, afirmó.
El CEO de YPF remarcó que esa diferencia no se debe a mayores costos salariales en la Argentina. «Con los sindicatos tenemos que trabajar en otra cosa, en eficiencias, en multitareas, pero esa es otra agenda. El sueldo en la Argentina no es mayor que en los EE.UU.», dijo.
En cambio, apuntó contra las tarifas que cobran las compañías de servicios. «El problema es que los costos unitarios que tenemos en herramientas de las compañías de servicio de alta tecnología y materiales es totalmente fuera de rango de lo que hay en los Estados Unidos«, disparó.
Créditos: Salta Mining.
«Nosotros decidimos patear el tablero, ya le dijimos a todas las compañías de servicio que tienen que ponerse a la altura de las circunstancias. Vamos a duplicar la actividad en la Argentina y Vaca Muerta irá a 1,2 millones de barriles de petróleo y 200 millones de metros cúbicos de gas», subrayó.
Coincidencia
La crítica de Marín a las tarifas que cobran las empresas de servicios petroleros coincide con expresiones similares de Daniel Gónzalez. El secretario coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía había hecho hincapié en que falta competitividad en el eslabón de servicios petroleros.
«Cuando nos alejamos de la geología y nos dirigimos a las operaciones, diría que hemos logrado avances significativos. Hemos reducido los tiempos de perforación y de finalización. Pero porque la productividad también mejora en Permian, siempre estamos entre 6 y 12 meses por detrás. Hay muchas cosas de vanguardia por hacer. Creo que las empresas en Argentina lo están haciendo. Ahora, lo único en lo que somos menos competitivos es en las tarifas de los servicios«, dijo la semana pasada en el CERAWeek en Houston.
«Me reuní con un productor independiente estadounidense que fue a Argentina. Me dijo: «Bueno, por lo que veo, es el doble, ¿no?». Eso, por supuesto, tiene que ver con lo que discutimos antes sobre las restricciones cambiarias. Uno paga por eso. Pero también tiene que ver con la falta de competencia. Tenemos menos empresas de servicios en Argentina de las que deberíamos», concluyó.
El Ministerio de Defensa de Rusia acusó hoy a Ucrania de golpear un depósito de petróleo en la región rusa de Krasnodar horas después de que el presidente ruso, Vladímir Putin, ordenara suspender por espacio de 30 días los ataques contra la infraestructura energética ucraniana.
“El régimen de Kiev perpetró un ataque premeditado con tres drones de ala fija contra una instalación energética en la localidad de Kavkázkaya”, señala el comunicado castrense colgado en su página de Telegram.
La nota subraya que el ataque enemigo contra Krasnodar, región bañada por el mar Negro, tuvo lugar “varias horas después” de que concluyera la conversación telefónica entre Putin y su homólogo estadounidense, Donald Trump.
The Yaysky Refinery, Kemerovo region, in Russia has caught fire.
“Está muy claro que se trata de un nueva provocación especialmente preparada por el régimen de Kiev para torpedear las iniciativas del presidente de EEUU”, señala.
De hecho, recuerda que en el momento en que Putin ordenó cesar los ataques contra la infraestructura energética del país vecino, en el aire había siete drones de asalto cuyos objetivos eran precisamente ese tipo de instalaciones vinculadas con la industria de defensa en la región ucraniana de Mikoláiv.
Con todo, subraya que las defensas antiaéreas recibieron la orden de destruir esos siete drones -uno de ellos fue derribado por un caza- lanzados por el propio ejército ruso.
#ULTIMAHORA Krasnodar (la mas grande refinería de petróleo de Rusia ) sigue en llamas desde ayer en la noche cuando fue afectada por sanciones ucranianas en formas de drones SLAVA UKRAINI pic.twitter.com/Sj0q9vgxlk
El ataque contra Krasnodar provocó un incendio en un depósito de petróleo a unos 150 kilómetros de la capital regional que ahora los bomberos intentan sofocar.
El comunicado subraya que el depósito pertenece al Consorcio del Oleoducto del Caspio (COC), al que también se adscribe la estación compresora de la región de Rostov golpeada por drones ucranianos el 17 de febrero pasado.
Este ataque por parte de Ucrania coincide con otros 57 drones ucranianos que el Ministerio de Defensa ruso declaró haber derribado esta noche en las regiones de Kursk (35), Oriol (13), Tula (1) y Briansk (1), además del mar de Azov (7)
Según informó el Kremlin, Putin aceptó la propuesta de Trump de suspender conjuntamente los ataques contra las infraestructuras energéticas de ambos países, tras lo que impartió la correspondiente orden.
Durante la misma noche Rusia bombardeó con drones dos hospitales en la región ucraniana de Sumi, además de infraestructura energética en las regiones de Dnipropetrovsk y Donetsk.EFE
La empresa cordobesa Ecovatio puso en marcha un innovador parque solar híbrido en el corazón de la capital, marcando un antes y un después en la forma en que los cordobeses acceden y consumen energía. Este proyecto no solo representa un avance tecnológico, sino también un compromiso tangible con el medio ambiente y la economía local.
La implementación de energías renovables en el parque logístico reduce la dependencia de fuentes de energía no renovables, disminuyendo las emisiones de gases de efecto invernadero y mejorando la calidad del aire en la región. Para el sector logístico, contar con una fuente de energía confiable y sostenible garantiza operaciones más eficientes y una reducción en los costos operativos a largo plazo.
Tipo de energía y funcionamiento de la planta
El parque utiliza un sistema híbrido de generación de energía que combina cuatro tecnologías:
Generación solar fotovoltaica: Se instalaron 92 paneles solares Longi de 580W, que captan la energía del sol y la convierten en electricidad.
Almacenamiento en baterías de litio: Con una capacidad de 60 kW, estas baterías almacenan la energía generada para su uso durante períodos de baja radiación solar o cortes de electricidad, asegurando un suministro continuo.
Red de distribución: La energía se distribuye eficientemente a través de una red interna que abastece a todo el parque.
Grupo electrógeno: Actúa como respaldo en situaciones excepcionales, garantizando la continuidad operativa.
Este sistema híbrido de “peak shaving” optimiza el uso de las distintas fuentes de energía, permitiendo que el centro logístico opere de manera independiente de la red pública en gran medida. La potencia total instalada es de 53.3 kWp, respaldada por inversores de última tecnología que aseguran una operación eficiente.
Ecovatio, especializada en soluciones energéticas sustentables, fue la encargada de diseñar e implementar este proyecto. La empresa demostró su compromiso con la innovación y la eficiencia energética, posicionándose como líder en el sector de energías renovables en Argentina.
Para la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), el crecimiento de este sector estratégico podría consolidarse como uno de los motores de la Economía argentina junto al agro y la energía. La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), entidad que agrupa a las empresas más relevantes del sector minero argentino y que desempeña un rol clave en el relacionamiento con el gobierno nacional, indicó que “con exportaciones anuales por encima de los 4.000 millones de dólares, la minería busca consolidarse como uno de los motores de la economía, junto al agro y la energía”. La Cámara, que participó de la […]
El cambio de rumbo en la política energética de EE.UU. refuerza el papel de los hidrocarburos en la matriz global; empresas europeas y estadounidenses se adaptan al nuevo contexto. En tan solo dos años, el sector energético cambió casi 180 grados su discurso, apoyado principalmente por el giro en la política energética de Estados Unidos, que dejó atrás la agenda de la transición para impulsar la producción de hidrocarburos. Ahora, los empresarios petroleros se sienten liberados y empoderados bajo este nuevo mandato de que la energía tiene que ser ante todo accesible y de fuentes seguras. Es un cambio con […]
El presidente de Pan American Energy resaltó el potencial del sector energético y el papel de Argentina en el mercado mundial. Alejandro Bulgheroni, presidente de Pan American Energy Group (PAE), afirmó que Argentina está acelerando inversiones en sectores estratégicos como la energía y la minería. Durante su exposición en el IEFA Latam Forum en Buenos Aires, elogió la Ley Bases y el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), impulsados por el gobierno de Javier Milei. «El presidente está trabajando fuerte para generar inversiones que potencien nuestros recursos energéticos», aseguró ante empresarios de la región. El CEO destacó que […]
La provincia busca acompañar el agregado de valor a la producción y, a la vez, asegurar con las empresas las inversiones para construir el Neuquén post Vaca Muerta. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunció hoy el interés de la provincia en realizar “inversiones importantes” a través de la empresa neuquina de energía, GyP, en el segmento del midstream, para participar del agregado de valor de la producción de hidrocarburos y acompañar el crecimiento de producción que proyectan las compañías en la cuenca. El mandatario participó esta tarde en la ciudad de Buenos Aires de una nueva edición del IEFA […]
Esta inversión consolida a Tenaris como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. La decisión busca dar respuesta a la demanda creciente de este tipo de operaciones en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo. Tenaris anuncia la incorporación de un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, más moderno, eficiente y con una potencia superior a los disponibles del mercado. El proyecto implica una inversión de 110 millones de dólares, continuando el camino para […]
La constructora Víctor Contreras finalizó la construcción de un nuevo oleoducto desde el área Bajo del Choique, operada por Pluspetrol, hasta la Terminal de Petróleo en Auca Mahiuda. La obra, que posee una extensión de 42,1 kilómetros, permitirá incrementar las producción de crudo en el norte de Neuquén. La ausencia de infraestructura de transporte suele ser uno de los grandes escollos que deben enfrentar las empresas petroleras para poder incrementar su producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Al mismo tiempo que Oldelval, la empresa encargada del transporte y evacuación de petróleo desde la cuenca Neuquina hacia el Atlántico, finaliza las […]
La compañía no perforará nuevos pozos de gas y enfocará su desarrollo en el segmento de petróleo no convencional. YPF anunció que invertirá USD 3.300 millones en Vaca Muerta durante 2025, con un enfoque exclusivo en la perforación de pozos de shale oil. La decisión responde a la rentabilidad del negocio petrolero en la Cuenca Neuquina y a la estrategia de la empresa para incrementar la capacidad de evacuación de crudo. Según el sitio especializado Mase, fuentes de la compañía indicaron que el presupuesto total de inversión para este año será de aproximadamente USD 5.000 millones, de los cuales la […]
La petrolera bajo control estatal avanza en un tercer proyecto de GNL, luego de asociarse con PAE, Golar y Shell. Las negociaciones buscan sumar otra empresa internacional a fin de que la Argentina se convierta en un jugador competitivo en el mercado global de GNL. Tras sumarse al consorcio para la producción de Gas Natural Licuado de Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar, y reencaminar el “Argentina LNG” con la angloholandesa Shell como nuevo socio, YPF trabaja en un tercer proyecto que promete ser motivo de anuncio de corto plazo si las partes involucradas cierran un acuerdo que […]
Vaca Muerta, una de las principales reservas de hidrocarburos no convencionales del mundo, continúa su desarrollo impulsado por empresas argentinas, mientras que varias multinacionales optan por retirarse del mercado local. La tendencia se ha consolidado en los últimos años, con inversiones cada vez mayores de compañías nacionales y una reestructuración en el sector petrolero. En 2024, la inversión total en exploración y producción de hidrocarburos en Argentina ascendió a aproximadamente US$ 11.400 millones, de los cuales el 70% se destinó a Vaca Muerta. De ese monto, el 80% correspondió a compañías argentinas, que han incrementado su participación en la explotación […]
BBVA en Argentina presenta su primer informe sobre la Situación de Petróleo y Gas en el país elaborado por el equipo de economistas de BBVA Research. El sector hidrocarburífero continúa consolidándose como un pilar clave para la economía del país mientras avanza en la transición hacia fuentes más limpias. Según el informe sobre la Situación de Petróleo y Gas en Argentina elaborado por BBVA Research, el sector hidrocarburífero ha experimentado un impulso significativo en los últimos años. En 2024, el complejo petrolero-petroquímico representó el 13% de las exportaciones totales (0,4% más que en 2023), con un destacado crecimiento en los […]
Tenaris anunció la incorporación de un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, más moderno, eficiente y con una potencia superior a los disponibles del mercado. El proyecto implica una inversión de 110 millones de dólares, continuando el camino para consolidar a la compañía como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. Esta inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing.
El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina.
“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.
Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta.
El nuevo set de fractura que estará sumando Tenaris contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.
En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año.
De esta manera, Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones.
La petrolera YPF invertirá US$ 5.000 millones este año y destinará el 66% de ese monto a incrementa la produccion en el megayacimiento de Vaca Muerta.
El presidente de YPF, Horacio Marín, confirmó la cifra en el marco del encuentro del Foro Económico Internacional de Latinoamérica (IEFA). La inversión también incluirá volver a financiar una vieja práctica de los 90, que impulsó en su momento José Estenssoro, de becar a trabajadores de YPF para cursar posgrados en Estados Unidos.
El objetivo de la nueva dirección de YPF es capacitar a por lo menos 10 empleados por año en nuevas herramientas de inteligencia artificial, una práctica que hace unos años impulsó también Chevron, porque le costaba competir con las compañías tecnológicas por la captación de profesionales especializados recién recibidos.
YPF produce 280.000 barriles diarios, de los cuales casi 160.000 provienen de la cuenca neuquina (60%). Se espera que ese número alcance los 200.000 para fin de año.
Del total de la producción de Vaca Muerta, 41.000 barriles diarios se destinan a la exportación a Chile, lo cual hace que YPF sea la principal empresa exportadora del país, destacó Marín.
Luego, alrededor de 100.000 barriles viajan por el oleoducto Oldelval hacia Buenos Aires para abastecer la refinería de La Plata, mientras que el resto de la producción abastece a la refinería de Luján de Cuyo, en Mendoza.
Alrededor de US$ 1.000 millones de inversión irán a modernizar ambas refinerías para bajar la cantidad de azufre en la nafta y el gasoil.
Para el año próximo, la petrolera con control estatal se puso como objetivo ser una compañía 100% no convencional; es decir, que la totalidad de su producción provendrá de Vaca Muerta.
La industria en su conjunto espera estar produciendo 1,5 millones de barriles en Vaca Muerta, en 2030, de los cuales se exportarán alrededor de un millón, lo que implicará ingresos por al menos US$ 22.000 millones, con un precio promedio del barril de petróleo de US$ 60.
En cuanto al gas licuado, Marín destacó que en la Argentina se logran precios muy competitivos con Estados Unidos, en torno a los 3 dólares el millón de BTU. “Además, podemos ser competitivos en materia logística. Llegamos a Japón 14 días antes que lo que lo puede hacer Estados Unidos”, agregó.
Tras sumarse al consorcio para la producción de Gas Natural Licuado de Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar, y reencaminar el “Argentina LNG” con la angloholandesa Shell como nuevo socio, YPF trabaja en un tercer proyecto que promete ser motivo de anuncio de corto plazo si las partes involucradas cierran un acuerdo que se encuentra en etapa avanzada de negociación, dijo Marín.
La alternativa de esa tercera fase de desarrollo del GNL para la compañía nacional es resultado de los viajes que el presidente YPF realizó a mercados de Asia -“me comunicaba en chino a través del celular y me divertí mucho”, contó Marín- y Europa en enero, donde recogió el interés de empresas y gobiernos locales de contar con un nuevo oferente energético de abastecimiento seguro y competitivo, el gran desafío para cualquier proyecto que se presente desde la Argentina.
Marín dijo que en dos meses podría haber un anuncio muy importante en ese sentido.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó del IEFA Latam Forum 2025 en Buenos Aires, y subrayó el rol que tiene la producción hidrocarburífera de Vaca Muerta en la construcción de nuevos lazos con los países vecinos. También se refirió al trabajo conjunto con las empresas del sector, en el desarrollo integral de la provincia.
El gobernador participó del panel organizado por el Foro Económico Internacional de las Américas sobre el potencial de Vaca Muerta para redefinir el futuro del sector energético de Argentina, junto al presidente de YPF, Horacio Marín, Catherine Remy de TotalEnergies y Jorge Vidal de Schlumberger (SBL).
Figueroa se refirió al desarrollo de la industria y sostuvo que desde la provincia “estamos convencidos que para que a la Argentina le vaya bien a Neuquén le tiene que ir bien”.
Mencionó que la decisión de YPF al “volcarse claramente hacia Vaca Muerta, genera un impacto sumamente positivo también en toda la industria. Nosotros estamos trabajando incluso en poder dividir áreas. Hemos podido partir el área que se le había colocado en un Vaca Muerta del pasado, donde no se sabía cuál era el rendimiento de la roca. Entonces eso lo vamos a seguir haciendo con las empresas, les pedimos que cumplan las inversiones y a partir de que cumplen las inversiones y podemos renegociar alguna forma de trabajo, poder partir Vaca Muerta para que más empresas y más jugadores puedan entrar”.
En ese sentido, destacó el rol de Vaca Muerta en la construcción de confianza, “primero la relación con la provincia de Río Negro, para que una provincia pueda producir y la otra, a través de su puerto, pueda exportar” y, a su vez advirtió sobre la posibilidad de entablar “las relaciones con toda Latinoamérica. El poder visitar Chile y explicar por qué hemos cambiado de paradigma de la escasez o del autoabastecimiento permanentemente, a un paradigma de poder tener una cantidad de gas para poder exportar”.
Agregó que a través de Vaca Muerta “podemos devolver esa confianza en los países latinoamericanos, no solo en Chile, hemos estado en Uruguay, en Brasil y con el presidente de Paraguay -Santiago Peña-, y esa construcción de confianza creemos que es vital para que todos los países vecinos comiencen a visualizar que es lo que se puede hacer con el gas y con el petróleo de Argentina. Ni hablar del próximo salto que es el GNL que estamos muy confiados en los distintos proyectos que se vienen desarrollando”.
En lo que respecta a la articulación entre el sector público y el privado, el gobernador señaló que “hemos hablado con la industria, sobre que es lo que necesitamos claramente. Necesitamos becas para otorgarle mucha más sustentabilidad social a todo el proyecto de los hidrocarburos de Neuquén, hemos pedido que el empleo sea neuquino prioritariamente, para no tener efectos adversos, y por otro lado estamos pidiendo inversiones infraestructura”.
“Hoy estamos realizando 85.000 metros cuadrados en educación, 43.000 metros cuadrados en escuelas técnicas, centros de salud, comisarias, más de 600 km de ruta, que es lo que se ha hecho en toda la historia de la provincia, se ha hecho en un año y proyectándolo. Es una gran oportunidad que tiene Neuquén, pero creemos que lo hemos tomado como un gran desafío generacional y que lo vamos a lograr entre todos”, aseguró.
En la misma línea, Catherine Remy, Managing Director y Country Chair de TotalEnergies, destacó que “esta colaboración fue muy bien fomentada entre el sector privado por un lado y el sector público, la empresas por un lado y la nación y la provincia por otro lado”. Agregó que “esa colaboración es clave al momento de desarrollar a una escala más grande la cuenca neuquina”.
Concluyó que “el compromiso de cada sector es clave con dos asuntos, primero la capacitación de mano de obra, porque ese va a ser el primer cuello de botella, y segundo, la aceleración de inversiones en infraestructura”. Añadió que “en conjunto la industria, por un lado, los operadores, y también la provincia, estamos trabajando en una red de rutas que va a ayudar a desarrollar más todavía la cuenta”.
El gobernador Alberto Weretilneck logrará el pago de un canon millonario por el paso del oleoducto Vaca Muerta Sur y la construcción de un puerto de exportación de crudo en sus aguas. De esta forma se destrabará el megaproyecto que permitirá transportar 550.000 barriles de petróleo por día.
Así lo confirmaron a EconoJournalfuentes de YPF tras el pedido que impulsó el mandatario rionegrino. De acuerdo a la información brindada, se trataría del pago de un canon anual a través de una suma fija: “No serán regalías será un monto fijo por año”, indicaron desde la empresa.
Bajo el argumento de que la provincia aportaba el puerto y la licencia social, en un principio, el gobernador Weretilneck había planteado un cobro equivalente al 1% de regalías sobre el precio de venta del crudo que transportaría el oleoducto. El porcentaje equivalía a unos 60 millones de dólares. Sin embargo, la sociedad VMOs terminaría abonando un monto menor al solicitado: “Vamos a llegar a un acuerdo lógico, pero ya deberá estar solucionado la semana próxima”, indicaron desde la compañía.
La posible aplicación de esta tasa sobre el megaproyecto que impulsa YPF tomó por sorpresa a las compañías petroleras que participan del Vaca Muerta Sur. Principalmente, porque consideraron injusto el reclamo presentado tiempo después de que la obra haya comenzado.
Por otro lado, criticaron las intenciones de generar un cobro por parte de la provincia rionegrina ya que “nosotros veníamos hablando este proyecto, pero en la vida hay que jugar bien y limpio”. Tras varias reuniones, finalmente confirmaron que “estamos en el proceso final de negociación y se cerrará en los próximos días”.
El oleoducto Vaca Muerta Sur tiene una extensión de 437 kilómetros.
Mano de obra local
EconoJournal reveló en febrero que la intención por parte del gobernador Weretilneck de aplicar el cobro de un canon sobre la producción transportada en el Vaca Muerta Sur había sido manifestada a directivos de distintas petroleras que participan del proyecto. El inédito pedido generó una reacción negativa entre las compañías, principalmente porque el proyecto había presentado su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), un marco jurídico que le garantizaba estabilidad fiscal a los inversionistas.
El pedido se dio al mismo tiempo que la provincia iniciaba un reclamo de contratación del 80% de mano obra de local para el proyecto, situación que encadenó una protesta por parte de la Uocra regional. “Hoy, de 70 trabajadores en el obrador de Villa Regina, solo 23 son rionegrinos. ¡Una vergüenza! Mientras tanto, cientos de trabajadores de la Uocra esperan su oportunidad. si Techint, Sacde, YPF y VMOs no cumplen, la obra se para”, había escrito en su cuenta de X el gobernador Weretilneck.
Más capacidad
El oleoducto Vaca Muerta Sur permitirá aumentar la capacidad de transporte de crudo desde la Cuenca Neuquina y generar exportaciones por U$S15.000 milones por año. Para YPF el megaproyecto es central para destrabar el cuello de botella de evacuación que presenta Vaca Muerta.
Desde la compañía confirmaron que, además, aprobarán el Duplicar X, una iniciativa de Oldelval que sumaría 24.000 metros cúbicos día de volumen de exportación. El año pasado Pluspetrol, Shell y Vista habían pedido formalmente a Oldelval que explore alternativas en el plano técnico para ampliar la capacidad de evacuación y, en ese contexto, la compañía diseñó un proyecto que incluye la incorporación de ese volumen a su red.
YPF posee un 37% del capital social de Oldelval, por esta razón, la iniciativa se vio demorada tras el lanzamiento de la sociedad Vaca Muerta Sur que finalmente quedó conformada por YPF, PAE, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Chevron y Shell. Horacio Marín, CEO y Presidente de YPF esperaba poder contar con el aval de las petroleras en el VMOs para luego tomar una decisión en torno al proyecto de Oldelval. Ahora, tras concretada la sociedad, desde la compañía de mayoría estatal confirmaron que darán visto bueno al Duplicar X.
Tecpetrol es una de las compañías que confirmó su intención de evacuar toda la producción proveniente de Los Toldos II Este desde Duplicar y Duplicar X.
Tenaris anuncia la incorporación de un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, más moderno, eficiente y con una potencia superior a los disponibles del mercado. El proyecto implica una inversión de 110 millones de dólares, continuando el camino para consolidar a la compañía como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. Esta inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing.
El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina.
Esta inversión consolida a Tenaris como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. La decisión busca dar respuesta a la demanda creciente de este tipo de operaciones en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo.
“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.
Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta.
El nuevo set de fractura que estará sumando Tenaris contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.
En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año.
De esta manera, Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones.
Sobre Tenaris
Tenaris es líder global en la producción y abastecimiento de tubos de acero y servicios asociados para la industria de la energía y otras aplicaciones industriales. Opera una red integrada de fabricación, investigación, terminación y servicios, con instalaciones en América, Europa, Medio Oriente, Asia y África, y con presencia directa en los mayores mercados de petróleo y gas del mundo. Su equipo está conformado por más de 23 mil personas de 80 nacionalidades diferentes. En 1954 se fundó el primer centro industrial de la compañía en Campana, norte de la provincia de Buenos Aires. Hoy, Tenaris cuenta en el país con una capacidad productiva anual de 1.3 millones de toneladas, emplea de forma directa a 6.500 personas y tiene operaciones en seis provincias distintas. El 85% de su producción es valor agregado local, siendo un exportador industrial neto. La compañía opera además un parque eólico y se encuentra construyendo un segundo, lo que le permitirá abastecerse con un 80% de energía renovable hacia fines de 2025.
El oro subió a un máximo histórico el miércoles mientras las tensiones en Medio Oriente y las incertidumbres arancelarias de Estados Unidos elevaban el atractivo de refugio seguro de los lingotes, mientras los comerciantes esperaban la decisión de la Reserva Federal . El oro al contado sumó 0.2% a 3.039.38 dólares la onza a las 0745 GMT. Antes de la sesión, alcanzó un máximo histórico de $3,045,24, el 15o de este año. Los futuros de oro de Estados Unidos ganaron 0.2% a 3.046,40 dólares, informó Reuters. ”En su trayectoria actual, los futuros de oro podrían etiquetar $3,200 en poco más de un mes. Incluso si tenemos una sacudida o dos en el camino, sospecho que los toros están esperando un descuento, por pequeño que sea”, dijo Matt Simpson, analista senior de City Index.
Los inversores están preocupados por una desaceleración económica y el elevado riesgo de recesión debido a los aranceles comerciales del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, que se consideran ampliamente susceptibles de avivar la inflación.
Los aranceles han escalado las tensiones comerciales e incluyen una tasa plana del 25% sobre el acero y el aluminio, que entró en vigor en febrero, y aranceles recíprocos y sectoriales que se impondrán el 2 de abril.
“Parece haber poca posición en el camino del oro por ahora, con renovadas tensiones geopolíticas en Medio Oriente, crecientes riesgos económicos globales e incertidumbres arancelarias que impulsan su atractivo como activo refugio contra la volatilidad del mercado”, advierten analistas económicos.
“Si la reunión del FOMC toma un tono dovish en respuesta a la creciente incertidumbre sobre cómo los aranceles pueden impactar el crecimiento… esto podría ser una luz verde para que el oro haga un empujón por encima de los $3,050”, dijo el analista jefe de mercados de KCM Trade, Tim Waterer. Los mercados también esperan el discurso del presidente de la Fed, Powell, a las 1830 GMT, para obtener más pistas sobre las perspectivas políticas. La plata al contado cayó 0.4% a $33.89 la onza, el platino perdió 0.7% a $989.95 y el paladio cayó 0.7% a $960.68.
El oro lleva de nuevo una marcha imparable en lo que va de año. Es uno de los activos que más se revalorizan mientras eleva su nivel como el más capitalizado del mundo, con un valor global de u$s20.152 billones, suficiente para comprar a las nueve siguientes en el mercado: seis de las siete magníficas, salvo Tesla, la saudí Aramco, todo el Bitcoin y la plata.
El lanzamiento de PVBook representa un avance relevante en la industria fotovoltaica. Producido por Strategic Energy Corp, este catálogo digital ha sido diseñado para centralizar y sintetizar en una única plataforma la información técnica detallada de productos clave, como inversores, módulos, trackers y baterías.
Con una interfaz intuitiva y dinámica, PVBook facilita la comparación de especificaciones y permite a las empresas posicionarse de manera estratégica en un entorno global en constante evolución.
La fuerza de la herramienta se evidencia en la calidad de los actores que ya han decidido incorporarla a su estrategia comercial.
Empresas líderes como Jinko Solar, Sungrow, Black and Veatch, AP System, Gonvarri Solar Steel, GCL, Solstice Solar Power, Solis, Amara NZero, S-5!, JA Solar, 8.2 Group, entre otras, han apostado por PVBook como un canal eficaz para ampliar su alcance y mejorar la presentación de sus soluciones fotovoltaicas.
Esta integración de referentes del sector no solo refuerza la credibilidad de la plataforma, sino que también amplifica su impacto en el mercado.
El contexto actual respalda esta apuesta. Según datos de IRENA, en 2023 la capacidad global de energía solar alcanzó los 1.419 GW, impulsada por una adición de 346 GW – un incremento del 32,2% en tan solo un año.
Además, la reducción del 90% en el costo nivelado de la energía (LCOE) de la tecnología solar fotovoltaica –ahora en USD 0,044/kWh– subraya la creciente competitividad y demanda de soluciones renovables a nivel internacional.
De cara al futuro, las proyecciones son igualmente ambiciosas. Con la meta fijada en COP28 de triplicar la capacidad instalada de energías renovables hasta alcanzar 11 TW para 2030, el mercado se prepara para una expansión considerable.
En este escenario, disponer de una herramienta como PVBook, que permite acceder a información técnica precisa y actualizada, resulta esencial para que las empresas puedan adaptarse rápidamente a las tendencias emergentes y capitalizar las oportunidades de negocio.
En definitiva, el lanzamiento de PVBook por parte de Strategic Energy Corp se presenta como una estrategia innovadora y bien fundamentada para la industria fotovoltaica.
Al centralizar datos técnicos y facilitar la comparación de productos, esta plataforma se posiciona como un aliado indispensable para que las empresas consoliden su presencia en el mercado global y contribuyan a la transición hacia un futuro energético cada vez más renovable.
Para mayor información sobre el PVBook deStrategic Energy Corp, compartimos las vías de contacto:
El 2 y 3 de abril, Santo Domingo será el punto de encuentro de las empresas más influyentes del sector energético en Centroamérica y el Caribe. Future Energy Summit Central America & the Caribbean (FES CA&C) reunirá a más de 500 líderes empresariales, desarrolladores, inversores y funcionarios clave en un evento estratégico diseñado para fomentar alianzas comerciales y nuevas oportunidades de inversión.
Las principales compañías del sector ya han confirmado su participación en FES Caribe 2025, entre ellas Sungrow, JA Solar, Seraphim, Catl, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS y BLC Power Generation. Además, el evento cuenta con el respaldo de OLADE como Strategic Partner, fortaleciendo su posicionamiento como el foro más relevante para el desarrollo energético en la región.
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FES Storage Caribbean: el almacenamiento energético cobra protagonismo
Este año, FES Caribe presenta una novedad clave: la primera edición de FES Storage Caribbean, una jornada exclusiva que abordará el papel del almacenamiento energético en el futuro del sector. Con República Dominicana preparándose para nuevas licitaciones de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y la reciente Resolución CNE-AD-0005-2024, que establece requisitos clave para los proyectos renovables, el debate sobre las oportunidades en este segmento será uno de los ejes centrales del evento.
El auge del almacenamiento energético en el Caribe es una realidad, con Puerto Rico liderando el mercado con la Virtual Power Plant (VPP) más grande de Latinoamérica y nuevos contratos en BESS como el acuerdo entre Genera y Tesla por 430 MW de capacidad equivalente en baterías. En paralelo, Centroamérica avanza con regulaciones y proyectos clave en Costa Rica, Guatemala, Honduras y Panamá, consolidando el almacenamiento como una pieza fundamental del ecosistema energético regional.
Un evento diseñado para generar negocios y alianzas estratégicas
FES Caribe no es solo un espacio de debate, sino una plataforma donde las empresas líderes del sector pueden conectar con socios estratégicos y cerrar acuerdos clave. Con representantes de Guatemala, Panamá, República Dominicana, Puerto Rico y otros mercados clave, el evento se consolida como el espacio de networking más importante para el desarrollo de proyectos en la región.
📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo 🎟️ Últimas entradas a precio promocional:Adquirir aquí 📺 Transmisión en vivo:YouTube de FES
El mercado fotovoltaico en Sudamérica avanza con rapidez, impulsado por nuevas regulaciones, innovaciones tecnológicas y una creciente necesidad de almacenamiento eficiente.
En este contexto, GoodWe reúne hoy a los principales actores del sector en un evento exclusivo: «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar», una jornada virtual en la que se analizarán oportunidades clave para el desarrollo del sector solar en la región.
El evento, que se llevará a cabo en los siguientes horarios según cada país, será una oportunidad única para conocer de primera mano las estrategias que marcarán el futuro de la industria:
10:00 – Colombia, Ecuador y Perú
11:00 – Bolivia
12:00 – Argentina, Chile y Paraguay
La jornada estará a cargo de Cristian Morán, Gerente de Ventas Sudamérica de GoodWe, quien compartirá su visión sobre el desarrollo del sector y presentará las soluciones tecnológicas más innovadoras para la industria fotovoltaica.
Aún estás a tiempo de participar en este evento virtual exclusivo. Puedes inscribirte en el siguiente enlace: 📌 Regístrate aquí
Los ejes clave del evento
A lo largo de la jornada, se abordarán cuatro grandes pilares que definirán el presente y el futuro del mercado solar en la región:
1. Evolución de la regulación fotovoltaica en Sudamérica
El marco normativo es un factor determinante para el desarrollo del sector. Se analizarán los avances regulatorios en los distintos países de Sudamérica, las tendencias emergentes y las oportunidades de inversión. Este análisis permitirá a los actores del sector anticiparse a cambios y optimizar sus estrategias de negocio en un entorno en constante evolución.
2. Soluciones de almacenamiento para el sector comercial e industrial (C&I)
El almacenamiento energético juega un papel clave en la transición hacia un modelo más eficiente y sostenible. Se explorarán las últimas soluciones de almacenamiento en 220Vac, su aplicación en proyectos comerciales e industriales y los beneficios en términos de optimización del consumo y autonomía energética.
3. Seguridad y protección contra incendios en sistemas fotovoltaicos
Uno de los aspectos críticos de cualquier instalación solar es la seguridad. Expertos del sector analizarán las mejores prácticas y normativas vigentes para prevenir riesgos en proyectos de gran escala, asegurando la fiabilidad de los sistemas solares en distintas aplicaciones.
4. Tecnología AFCI y sus beneficios
La detección temprana de fallas eléctricas es clave para evitar incidentes en sistemas fotovoltaicos. En este espacio, se profundizará en la tecnología Arc-Fault Circuit Interrupter (AFCI) y sus ventajas para mejorar la seguridad y confiabilidad de las instalaciones solares.
Soluciones de almacenamiento: la apuesta de GoodWe
Uno de los momentos más esperados del evento será la presentación de las soluciones avanzadas de almacenamiento de GoodWe para el sector C&I. La compañía ha desarrollado sistemas inteligentes diseñados para maximizar la eficiencia energética, reducir costos operativos y mejorar la estabilidad en instalaciones fotovoltaicas de alto consumo.
Estos sistemas ofrecen: ✅ Gestión inteligente de la energía ✅ Integración con baterías de alta capacidad ✅ Compatibilidad con sistemas híbridos ✅ Monitoreo en tiempo real para optimizar el consumo y reducir la dependencia de la red eléctrica
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Con un enfoque técnico y estratégico, GoodWe reafirma su liderazgo en la industria fotovoltaica, brindando un espacio de conocimiento para potenciar el crecimiento de las energías renovables en la región.
Entra en vigor en México el Decreto por el que se expiden ocho leyes secundarias en materia energética y se modifican disposiciones de otros textos legislativos, para alinearlos a la última reforma de los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
En detalle, el mismo contiene la aprobación de la Ley de la Empresa Pública del Estado, Comisión Federal de Electricidad; la Ley de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos; la Ley del Sector Eléctrico; la Ley del Sector Hidrocarburos; la Ley de Planeación y Transición Energética; la Ley de Biocombustibles; la Ley de Geotermia y la Ley de la Comisión Nacional de Energía.
Además se reforman diversas disposiciones de la Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo; y se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.
Oportunidades para generadores renovables privados
A partir de la Ley de Planeación y Transición Energética se establecerá la Estrategia Nacional de Transición Energética, que deberá incluir metas de energías renovables, energías limpias, eficiencia energética y reducción de emisiones contaminantes. El Ejecutivo Federal, a través de la Secretaría de Energía y la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, deberá formular, conducir y evaluar la política nacional de transición energética, a partir de la cual se brindará claridad sobre el aprovechamiento sostenible de la energía.
En el marco de una política que busca fortalecer la participación del Estado, en este caso a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), los privados tendrán oportunidades para participar en la generación de energía eléctrica, aunque bajo ciertas condiciones. ¿Cuáles? Las autoridades ya habían anticipado tres para consumo propio y tres para generación de eléctrica en el mercado mayorista:
En el esquema de consumo propio se proponen instalaciones de generación distribuida exentas de permisos con un tope hasta 700 kW (se incrementa del límite anterior que era 500 kW), autoconsumo aislado definido entre 700 kW y 20 MW sujeto a trámite para obtener permiso, y autoconsumo interconectado arriba de los 700 kW con venta de excedentes exclusiva para CFE.
Por otro lado, para la actividad de generación en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se mantendría la figura de generador eléctrico en el mercado eléctrico mayorista con contrato de interconexión y sin restricción en participaciones, ahora bien también se permitiría a los privados realizar inversión mixta Público-Privada (54% para CFE) y hasta cerrar contratos de suministro de largo plazo con la CFE.
En la minuta con la propuesta aprobada la semana pasada en la Cámara de Diputados y la versión oficial publicada ayer en el DOF, la «Producción de largo plazo» se mantiene como una de las posibilidades para el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica, además del esquema de «inversión mixta».
De acuerdo con el Artículo 39 de la Ley del Sector Eléctrico, esta Producción de largo plazo deberá estar sujeta a la planeación vinculante del sector eléctrico, deberá prever que el Estado no aporte capital para el desarrollo del proyecto y que la totalidad de la producción de energía y Productos Asociados sea exclusiva para la Empresa Pública del Estado.
Además, el documento menciona la posibilidad de adquisiciones, arrendamientos y contratación de servicios y obras por parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), convocatorias que deberán efectuarse, por regla general, por concurso abierto, previa convocatoria pública, y con un Consejo de Administración de CFE que podrá prever distintos mecanismos de contratación, como subastas ascendentes, subastas descendentes, o subastas al primer precio en sobre cerrado.
Otro acercamiento ocurre en el Artículo 68 de la Ley del Sector Eléctrico, que plantea mecanismos de adquisición de energía y Productos Asociados previstos en el Mercado Eléctrico Mayorista, que lleva a cabo el CENACE, pero con su última modificación se elimina del texto legislativo la palabra “competitivos”, quedando en el decreto aprobado de la siguiente manera:
“Los términos para llevar a cabo los mecanismos c̶o̶m̶p̶e̶t̶i̶t̶i̶v̶o̶s de adquisición y asignar los Contratos de Cobertura Eléctrica respectivos se disponen en las Reglas del Mercado o en la regulación que emite la Secretaría o la CNE para tal efecto, la cual debe considerar la eficacia, eficiencia y honestidad”.
Así mismo, estará en potestad de la Secretaría de Energía, autorizar al CENACE llevar a cabo esos mecanismos competitivos para adquirir potencia, energía y Servicios Conexos para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, así como determinar la asignación de los costos que resulten de dichos mecanismos y expedir el protocolo para que el CENACE realice la contratación en casos de emergencia.
De allí es que se podrían esperar convocatorias diferentes a aquellas promovidas por la reforma del año 2013/2014. Pero aún son instancias tempranas para poder abordarlo en profundidad. Más allá de la aprobación de esta “nueva reforma”, su entera implementación requerirá la adaptación de las reglas del mercado, normativas y disposiciones administrativas que podrían demorar unos meses o hasta unos años.
GoodEnergy avanza con un plan de crecimiento ambicioso para convertirse en un proveedor top-5 del sector fotovoltaico en los próximos tres años. Para ello, ha establecido una alianza estratégica con Solplanet, firma global especializada en soluciones de inversores solares, que ya opera en Brasil y Chile y ahora desembarca en Argentina.
Tal como días atrás anticipó Energía Estratégica (ver nota), el lanzamiento oficial de Solplanet en Argentina se llevará a cabo el próximo jueves 20 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a partir de las 17 horas, en un evento exclusivo dirigido a integradores, distribuidores y empresas que buscan avanzar en la transición energética.
La jornada contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de GoodEnergy (clic aquí) donde expondrán representantes de Solplanet de España y Brasil, así como también ejecutivos de GoodEnergy, quienes explicarán el plan a nivel nacional, apoyándose en este convenio estratégica y en la creciente demanda de soluciones de energía renovable.
“La estrategia para ser top-5 en unidades vendidas en los próximos tres años es ser una empresa especializada en dos o tres modelos de paneles fotovoltaicos (hoy en día ofrecen 550 W monoPERC y 630 W de TOPCon bifaciales) y uno de inversores híbridos con baterías de alto y bajo voltaje + on-grid, por eso la alianza fuerte con Solplanet”, explicó Julián Bartoli, cofundador de GoodEnergy.
“Todo el enfoque está puesto en dar un servicio llave en mano a los clientes, de manera directa business-to-business (B2B) y a toda la red comercial de GoodEnergy, como también enfocarse en dar servicio de soporte al desarrollo de proyectos”, agregó.
La compañía también busca replicar el éxito alcanzado en el sector solar térmico, segmento en el cual eran uno de los líderes de los últimos años, por lo que se buscará transicionar ese liderazgo hacia fotovoltaico, con la misma estrategia, pero con nuevos players y proveedores.
Además, durante el evento del jueves 20 de marzo se anunciará que GoodEnergy tendrá un sistema mediante el cual el cliente podrá acceder a las licencias de diseño de software fotovoltaico que posee la compañía, y dependiendo el monto de la obra tendrán acceso al paquete de información y diseño de anteproyecto, proyección de ahorro, entre otras ventajas.
“También se mostrarán dos obras en las que participamos desde GoodEnergy, una de ellas está en ejecución por 1300 paneles fotovoltaicos, y otro proyecto que iniciará terminado el primero por 1800 paneles solares de 550 W de capacidad cada una (suman casi 1 MW de potencia)”, complementó Bartoli.
Por lo que la jornada servirá para fortalecer la red de distribuidores y profesionales que colaboran con GoodEnergy, con el objetivo de hacerla sostenible y garantizar soporte continuo.
Los interesados aún pueden inscribirse al evento, exclusivo para profesionales del sector (cupos limitados), mediante el siguiente enlace Inscripciones. Ypara quienes no puedan asistir presencialmente, se recuerda que el evento será transmitido en vivo vía la plataforma YouTube (clic aquí).
“Nuestro objetivo es ofrecer soluciones eficientes y de alto impacto, que acompañen el crecimiento del sector en Argentina”, concluyó Bartoli, aludiendo a que con el respaldo de Solplanet y un enfoque claro en el desarrollo del mercado, la empresa apunta a convertirse en uno de los cinco mayores proveedores del sector en el corto plazo.
La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil publicó la actualización de los proyectos registrados para la Subasta de Nueva Energía A-5 (LEN por sus siglas en portugués), que se celebrará el 22 de agosto tras la prórroga dada por el gobierno.
A partir de la extensión (y correspondiente reapertura del proceso), se inscribieron 16 nuevas centrales hidroeléctricas que suman 115 MW de capacidad; por lo que finalmente hay 241 hidráulicas anotadas que totalizan 2999 MW de potencia, repartidas de la siguiente manera:
Pequeñas hidroeléctricas (PCH – de 5 MW a 30 MW): 184 inscripciones por 2592 MW (+11 parques y 105 MW a comparación de lo previsto inicialmente).
Hidráulicas de potencia instalada reducida (CGH – <5 MW) con 50 plantas por 138 (+5 proyectos y 10 MW).
Centrales hidroeléctricas (UHE – superiores a 50 MW o de 5 a 30 MW que no califiquen como PCH por el tamaño del embalse): 7 plantas por 269 MW (mismos números).
De este modo, se vuelve a batir el récord de volumen de proyectos de dicha tecnología para este tipo de convocatorias públicas, superando la licitación A-5 del 2022, en la que se registraron 90 proyectos hidroeléctricos (1516 MW) y en la que finalmente se adjudicaron 12 plantas por 175,46 MW de potencia, con una garantía física (GF) vendida de 101,570 MWmed, a un precio que osciló entre R$ 275,40 y R$ 279,54 por MWh.
¿Por qué no hay parques solares y eólicas registradas? La particularidad de la convocatoria es que sólo podrán participar hidroeléctricas de 1 a 50 MW de potencia, ya sea nuevos o aquellos destinados a la ampliación de ya existentes, por decisión del Ministerio de Minas y Energía.
Este hecho despertó las alarmas del sector solar y eólico, de modo que ABSOLAR y ABEEólica tendrán diálogo con el gobierno para tratar de incluir ambas tecnologías, a fin de garantizar la igualdad entre las fuentes de generación, a fin de incentivar la demanda de nuevos proyectos, reforzar la competitividad e incentivar la reducción del precio final al consumidor.
Además, el aumento de los data centers en Brasil también se posiciona como una alternativa para materializar nuevos contratos PPA y que a futuro se construyan más parques eólicos y solares, como también proyectos de hidrógeno verde, amoniaco y eólica marina.
Y cabe recordar que el inicio del suministro de energía eléctrica a clientes regulados comenzará el 1 de enero de 2030, por un período de 20 años. Mientras que la ordenanza normativa GM/MME N° 95 determinó que se deberá negociar al menos el 30% de la energía calificada de los proyectos de generación.
De concretarse la subasta, el gobierno retomará las licitaciones de esta índole tras casi tres años desde la última convocatoria exitosa, en la que se adjudicaron 22 proyectos renovables por 557,45 MW de capacidad a instalar hasta el 2027.
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que este año la compañía invertirá 5.000 millones de dólares, de los cuales 3.300 millones se destinarán a Vaca Muerta.
“Para el 2026, vamos a ser una empresa 100% no convencional.”, sostuvo Marín durante su exposición en la Tercera edición del Latam Forum, organizado por el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA).
Marín sostuvo además que el proyecto de la compañía es a “largo plazo”, con un primer objetivo puesto en 2030, con la búsqueda de exportar para esa fecha por el eqivalente a 30.000 millones de dólares.
“Hay que empezar a pensar la YPF del futuro, la que venga después que alcancemos el objetivo 2030. Para eso creamos una vicepresidencia de Nuevas Energías que buscará desarrollar ese perfil, sumando y complementando las nuevas energías”, definió.
Según su mirada, la compañía busca no tener un “posición dominante” en Vaca Muerta, sino ser parte de un gran grupo de actores de la industria que permita desarrollar a pleno el emprendimiento.
Luego puntualizó la necesidad de alcanzar niveles altos de eficiencia y sacar provecho de la tecnología en función de la producción.
“Trabajamos para ser más eficientes. La nueva Sala RTIC nos permite hacer pozos y fracturas más rápidas. El verdadero cambio viene por el Toyota Well, que nos permite mejorar todo el ciclo de vida del pozo”, indicó.
En esa línea, agregó: “Ya logramos bajarlo 100 días al ciclo de un pozo en Vaca Muerta y eso es una baja en el capital de trabajo muy grande cuando lo multiplicas por la cantidad de pozos que hacemos por año”.
Otro punto destacado para el funcionario es el desarrollo del GNL y lograr con la producción nacional ser competitivos frente a los EE:UU., el otro gran rival en el sector.
“En la Argentina logramos precios muy competitivos con Estados Unidos, en torno a los 3 dólares el millón de BTU. Además, podemos ser competitivos en materia logística. Llegamos a Japón 14 días antes que lo que lo puede hacer Estados Unidos.”, definió Marín.
También comentó que en un reciente encuentro internacional del sector en Houston, (Ceraweek) mantuvo reuniones con empresas de primer nivel con “mucho interés en invertir en el país”, y adelantó que en los próximos meses sobre este punto “habrá importantes novedades y sorprenderán el nivel de las compañías interesadas”.
Por último, el presidente de la compañía de mayoría accionaria estatal valoró como un hecho muy importante la formación de nuevo profesionales y la creación de una generación a la altura de los desafíos de desarrollos en el sector energético.
“En YPF tenemos que promover el desarrollo del conocimiento. Por eso, vamos a becar a los jóvenes brillantes de la compañía para que se perfecciones en posgrados internacionales. Queremos tener una compañía de alto conocimiento”, indicó.
Alejandro Bulgheroni, Chairman y presidente de Pan American Energy Group (PAEG), destacó que “el país está a toda velocidad” para dinamizar desembolsos en sectores estratégicos, como la energía y la minería.
Durante su exposición en el IEFA Latam Forum, el foro de negocios que se desarrolla en Buenos Aires, el empresario elogió la Ley Bases y el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsados por el gobierno nacional.
“El presidente (Javier) Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como de las obras de infraestructura relacionadas a ello, que implican decenas de decenas de millones de dólares por año”, destacó el empresario.
Bulgheroni remarcó que “el consumo de energía aumenta en forma constante” y subrayó que “por ese motivo Argentina está a toda velocidad para generar las obras de infraestructura necesarias para generarla”.
En la apertura del 3° Latam Forum, en el Hotel Four Season de la ciudad de Buenos Aires, Bulgheroni sostuvo que “El gobierno, en forma acertada, está desarrollando una serie de acciones para lograr que Argentina, que produce 400 mil barriles de petróleo por día, se posicione como un gran proveedor de recursos energéticos para todo el mundo”.
Argentina finalizó 2024 con una producción de litio estimada en 70 mil toneladas, un 40 % más que en 2023 y el doble respecto a 2022, totalizó una producción gasífera de más de 51 mil millones de metros cúbicos, lo que representa un crecimiento interanual de 7,1 %, el mayor volumen extraído desde 2006 y el tercer mejor registro en lo que va de este siglo.
Además, cuenta con ocho proyectos de extracción de cobre que permitirán alcanzar una producción anual de 1,2 millones de toneladas métricas en los próximos tres años, un volumen que la ubicaría entre los cinco primeros países productores del mundo.
El exponencial crecimiento de la actividad en el sector minero ligado al cobre permitirá lograr saldos de exportación del orden de los U$S 12.000 millones hacia 2030.
“La demanda de energía se duplicará hacia 2050 y en la actualidad 1.000 millones de personas consumen el 40 % de la que se genera, mientras que 7.000 millones de personas utilizan el 60 % restante”, dijo Bulgheroni.
El máximo directivo del grupo PAE, que es el mayor productor privado de hidrocarburos de la Argentina sostuvo que “las energías renovables no son suficientes para cubrir esta demanda”, y destacó que “por ese motivo tenemos que empezar a ver a la energía nuclear como una alternativa a futuro”.
“Argentina cuenta con tres plantas de producción de energía nuclear que aportan el 5 % del total de la energía que se consume, y hay que crecer en ese rubro”, agregó.
Bulgheroni se mostró a favor de la decisión del Gobierno de impulsar la Ley de Energía Nuclear, que fomenta la creación de reactores de baja potencia pero ubicados de manera que puedan ser eficientes en la distribución para todo el país.
También manifestó su acuerdo “en impulsar acciones para convertir a la Argentina en un exportador de energía a nivel mundial” porque “hay reservas de petróleo y gas para satisfacer esa demanda y además queda mucho por explorar”.
“Argentina también cuenta con reservas de minerales como litio, cobre, oro y plata que la convierte en un actor importante en el futuro desarrollo energético mundial”, acotó.
El presidente de Pan American Energy Group indicó que “este factor es clave porque notamos como la industria automotriz fabrica cada vez más autos híbridos para reducir la contaminación y como muchas fuentes energéticas tradicionales son reemplazadas por otras renovables y no convencionales”.
“Argentina tiene exceso de recursos para lo que es su mercado interno y las inversiones que tienen que venir, y que son muchas, deben hacerlo para el mercado externo y relacionadas con lo qué pasa con la transición energética global”, continuó.
“PAE invierte todos los años más de U$S 1.000 millones porque las condiciones financieras le permiten endeudarse dos o tres veces más de lo que está para llevar adelante estas inversiones. Además, tiene un buen flujo de caja. Tenemos muchas oportunidades”, expresó sobre la compañía, que produce 250.000 barriles equivalentes de petróleo y gas por día.
Bulgheroni sostuvo que “la Argentina se está posicionando como uno de los países más importantes de la región para participar de esa transición energética mundial ya que tiene grandes oportunidades debido a sus vastos recursos y a su posición geoestratégica”.
“Tenemos que producir energía y que sea limpia, segura y accesible para todos y hoy, la única energía que, en principio y en parte, cumple con estas condiciones es el gas natural y la energía nuclear”, señaló.
“En el mundo se debe sustituir al carbón, que hoy representa el 30 % de la ecuación energética global y es altamente contaminante, aunque lamentablemente hay muchos países que piensan que no tienen otra alternativa y pese a que están haciendo muchas inversiones en energías renovables, también las están haciendo en lo que es carbón”, indicó.
Señaló que “hay una gran diferencia entre aquellos países que tienen recursos para subvencionar las energías nuevas y limpias, y gran cantidad de países, más del 50 % de la población del mundo, que no tiene los recursos y, por lo tanto, seguirán consumiendo carbón”.
La generadora Buenos Aires Energía (BAESA) acordó avanzar en el abastecimiento parcial de energía renovable al Banco de la Provincia de Buenos Aires y a la empresa Aguas Bonaerenses (ABSA), con la generación que se proyecta del Parque Fotovoltaico General Madariaga.
A partir de la adhesión de la Provincia de Buenos Aires (Ley 14838) al Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la producción de Energía Eléctrica (Ley Nacional 26190), tanto el BAPRO como ABSA, podrán abastecer parte de su demanda con la ER producida por el Parque Solar que BAESA está encarando en el partido de General Madariaga.
Con la presencia del Subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, firmaron el acuerdo el Presidente de BAESA, Alexis Zuliani, el Gerente General del BAPRO, Rubén Gonzalez Ocantos y el presidente de ABSA, Hugo Obed.
El Parque Fotovoltaico “Gral Madariaga” – actualmente en proceso de licitación – es uno de los proyectos de BAESA, que avanza en la diversificación de su matriz de generación.
“Con esta iniciativa, Buenos Aires reafirma sus líneas de acción en materia energética en concordancia con sus políticas de cuidado del ambiente y sostenibilidad”. “La utilización de energías renovables en reemplazo de los combustibles fósiles para generar apunta a la transformación de la infraestructura energética, industrial y productiva” en la Provincia”, se destacó.
Características del Parque Fotovoltaico General Madariaga
Ubicación: Km. 412 de la Ruta Provincial N° 11 Potencia total: 4,6 MW Cantidad de paneles: 7.582 unidades Generación Mwh/año: 7.943 Conexión en13,2 KV /Estación Transformadora Villa Gesell
Tras sumarse al consorcio para la producción de Gas Natural Licuado de Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar, y reencaminar el “Argentina LNG” con la angloholandesa Shell como nuevo socio, YPF trabaja en un tercer proyecto que promete ser motivo de anuncio de corto plazo si las partes involucradas cierran un acuerdo que se encuentra en etapa avanzada de negociación, aseguraron fuentes de la compañía a la EconoJournal.
La alternativa de esa tercera fase de desarrollo del GNL para la compañía nacional es resultado de los viajes que el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, realizó a mercados de Asia y Europa en enero, donde recogió el interés de empresas y gobiernos locales de contar con un nuevo oferente energético de abastecimiento seguro y competitivo, el gran desafío para cualquier proyecto que se presente desde la Argentina.
Las fuentes consultadas sólo señalaron que se trata de negociaciones que se llevan adelante con “empresas internacionales de primer orden global” con las cuales si se logra cerrar un acuerdo en el corto plazo podría convertir al país en un exportador de GNL “mucho más rápido” que el proyecto que encabeza PAE y que está en fase avanzada. Las fuentes consultadas no quisieron precisar el nombre de las compañías internacionales con las que negocia YPF.
Lejos de develar los detalles del proyecto, el reciente viaje a países de Asia habría sido determinante para acercar off takers a la producción futura de manera de poder avanzar con el trabajo de financiamiento internacional para las obras de infraestructura planeadas.
“Seguramente pueden ser off takers en condiciones similares a las que se llevan adelante con Shell y están vinculados a la demanda que pueden ofrecer los mercados de Japón, China, Turquía, Rumania, Italia, Francia o Portugal” se señaló
Acuerdos
A fines de 2024, YPF se sumó al consorcio PAE-Golar junto a Pampa Energía y Harbour Energy, el cual se espera que antes del 30 de abril se anuncie el FID (Decision Final de Inversión) para avanzar en la instalación de la primera unidad flotante de licuefacción en las costas de Río Negro, que incluye la llegada del buque “Hilli Episeyo”.
Los voceros al tanto de ese proceso explicaron que las negociaciones con los socios “están permitiendo llegar a un buen deal a valores muy competitivos con los de Estados Unidos” cuyos detalles se darán a conocer primeramente al mercado en pocas semanas.
Fuentes del sector explicaron al respecto que un entendimiento contractual que permita ser competitiva a Vaca Muerta y al proyecto de GNL deberá rondar un costo de tres dólares por millón de BTU para el proceso de licuefacción en una unidad flotante como la que ofrece Golar, tal los valores de mercado que se están reconociendo en estos momentos en Estados Unidos.
El costo del GNL debe incluir el valor del gas a boca de pozo, el transporte y la licuefacción, de lo cual sale un precio de costo al que se debe sumar la ganancia para obtener el precio FOB con el cual competir con grandes productores y exportadores globales de Estados Unidos, Qatar o Australia.
En esa evaluación de costos, es que las fuentes explican que los dos proyectos ya anunciados de PAE y Argentina LNG “son cada vez más competitivos”, con mejora de hasta U$S 0,20 por millón de BTU en el caso de llegar a compradores de Asia y por encima de los U$S 0,10 en Europa, diferenciados principalmente por la logística involucrada.
Así como la denominada Fase 1 tiene una meta de corto plazo para definir el FID, para el proyecto que encabeza YPF con Shell se avanza en las propuestas con “tres super majors” que pueden asegurar la colocación inicial de todo lo que se produzca. “En abril se empiezan a definir las propuestas y los acuerdos para pasar al FID en abril de 2026”, aseguran.
Estos acuerdos permitirán avanzar con la ingeniería de detalle de los dos barcos licuefactores involucrados -con arribos previstos para 2029 y 2030- de 5 MTPA cada uno, equivalentes a 40 MMm3/día de gas natural y valores de exportación de entre US$ 8.000 y US$ 10.000 millones al año, según el movimiento de precios que tenga el mercado hasta finales de la década.
Otra negociación en marcha para el offshore
La dinámica de los proyectos en YPF obliga a seguir conversaciones en múltiples frentes, ya sea para la desinversión en las áreas maduras que la convertirán en 2026 en una petrolero del no convencional, como la profundización de los proyectos de infraestructura para la evacuación de la producción de Vaca Muerta o el futuro de las áreas offshore que cuenta la compañía.
En este sentido, fuentes de la empresa explicaron que se buscará avanzar en el corto plazo con una super major, de fuerte especialización en la actividad costa afuera, de las mejores del offshore, para que ingrese como socia a las áreas que YPF tiene en Uruguay, lo que permite reafirmar que la empresa argentina no se va de sus compromisos en el vecino país.
Horacio Marín, CEO y presidente de YPF
“Estamos hablando con una compañía internacional, de las mejores del offshore, que si el negocio le resulta apetecible va a trabajar con YPF en Uruguay con el desarrollo de la sísmica y eventualmente con la decisión de perforar a su riesgo”, explicó una fuente al dar detalles de lo que Marin anticipó días atrás en ocasión de participar en el CeraWeek, de Houston.
El entusiasmo lleva a afirmar que “se trata de una propuesta transformacional en la cual YPF no debería poner plata pero le puede generar un salto cuántico en el valor de la compañía”.
De prosperar esa negociación que se define internamente como un “fast track”, un acuerdo acelerado que deberá ser aprobado por el directorio de YPF y que permitirá contar con el know how y respaldo financiero del nuevo socio con amplia experiencia en la exploración y explotación en aguas profundas, a más de 3500 metros de profundidad, a cambio de lo cual tomará un porcentaje de la operación.
YPF pasará a ser socio, no operador del bloque en Uruguay, y esa experiencia podrá ser replicada en las seis licencias vigentes que tiene en el Mar Argentino. En el caso de que la petrolera global no se interese finalmente en el proyecto, YPF avanzará en una licitación internacional para invitar a otras empresas con conocimiento del offshore
De esta manera, se reafirma que la compañía no planea desprenderse de los activos en el offshore argentino y uruguayo, sino que primero se avanzará con la idea de analizar el potencial de los bloques disponibles y, en función de los resultados, definir la estrategia.
El Gobierno nacional oficializó el primer cambio en el Presupuesto 2025 a través del decreto 186/2025, ante la falta de aprobación de una ley presupuestaria por parte del Congreso, que fuera girado el 15 de septiembre de 2024.
La norma redistribuye partidas, reduce subsidios energéticos y habilita nuevos mecanismos de financiamiento para provincias y el sector eléctrico. También establece un nuevo esquema de pago para deudas del sector eléctrico y permite saldar obligaciones con bienes estatales.
Si bien la norma fue firmada ayer, cuando el Ministerio de Economía dispuso de una partida extraordinaria de $200 mil millones, para asistir a los damnificados por el temporal en Bahía Blanca y General Cerri, principalmente, no incluye esa partida, la cual será motivo de otra reasignación presupuestaria.
Entre los principales puntos del decreto se destacan:
Reasignación de fondos: Se incrementan partidas para el Ministerio de Seguridad, con el objetivo de fortalecer el monitoreo de personas procesadas o condenadas. También se destinan más recursos al Ministerio de Salud y a la Agencia Nacional de Discapacidad, con foco en la auditoría de pensiones por invalidez. En contrapartida, se reducen las transferencias estatales a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa).
Inversión energética: Se refuerzan los aportes a Energía Argentina S.A. (Enaersa) para cubrir gastos asociados a la obra hidroeléctrica Cóndor Cliff – La Barrancosa, en Santa Cruz.
Deuda de distribuidoras eléctricas: Se establece un régimen especial de regularización para las distribuidoras que mantienen deudas con Cammesa y el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), incluyendo planes de pago en hasta 72 cuotas. Además, se lanza un programa de créditos para aquellas distribuidoras que han cumplido con sus compromisos.
Financiamiento para provincias: Se habilita al Gobierno nacional a otorgar avales para que las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires accedan a crédito externo. También se permite saldar deudas provinciales mediante la entrega de bienes inmuebles estatales.
Aportes internacionales: Se aprueban pagos al Fondo Internacional de Desarrollo Agrícola (FIDA) por USD 2,5 millones en tres cuotas anuales y al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) por USD 436,9 millones en siete cuotas.
Educación: Se restablece la vigencia del artículo 7 de la Ley 26.075 para garantizar la distribución automática de fondos educativos a provincias y municipios.
El decreto también ratifica la emergencia en el sector energético hasta el 9 de julio de 2025, con la continuidad del esquema de reducción gradual de subsidios.
Además, establece un cupo fiscal de $195.000 millones para beneficios del Régimen de Promoción de la Economía del Conocimiento.
Detalle de la reasignación de partidas
Asistencia Financiera a Empresas Públicas, Ministerio de Economía: disminuye en $1.378.408 millones;
Servicios económicos, Obligaciones a cargo del Tesoro: aumenta en $1.245.420 millones;
Asuntos penitenciarios, Ministerio de Seguridad Nacional: sube en $61.969 millones;
Actividades Comunes de Programas de Gestión Sanitaria, Ministerio de Salud: amplía en $30.000 millones;
Seguridad Federal, Ministerio de Seguridad Nacional: se incrementa en $16.429 millones;
Relaciones con las Provincias y Desarrollo Regional, Jefatura de Gabinete de Ministros: recorta $15.000 millones;
Pensiones no Contributivas por Invalidez Laborativa, Ministerio de Salud: crece en $13.507 millones;
Información de inteligencia de Estado, Presidencia de la Nación: aumenta en $7.366 millones;
Alistamiento Operacional del Ejército, Ministerio de Defensa: sube en $4.100 millones;
Actividades centrales Vicejefatura de Gabinete de Ministros: se amplía en $2.529 millones;
Otras modificaciones: aumentan en otras jurisdicciones en $4.010 millones.
El efecto neto de estas modificaciones implica, en caso de ejecutarse plenamente a lo largo del año, una reducción del gasto total asignado en el Presupuesto vigente de $8.079 millones.
La norma lleva las firmas del presidente Javier Milei y de los ministros Guillermo Francos (Jefatura de Gabinete de Ministros e Interior), Gerardo Werthein (Relaciones Exteriores), Luis Petri (Defensa), Luis Caputo (Economía), Mariano Cúneo Libarona (Justicia), Patricia Bullrich (Seguridad), Mario Lugones (Obras Públicas), Sandra Pettovello (Capital Humano) y Federico Sturzenegger (Desregulación y Transformación del Estado).
Superávit fiscal
La medida no afecta el resultado fiscal positivo acumulado hasta el 10 de marzo -último dato de ejecución presupuestaria de la Administración Central-.
Sobre una partida total asignada de gastos para el año de $94,57 billones lleva ejecutados $16,51 billones y efectivamente pagado $15,51 billones.
En tanto, del lado de los recursos, de la pauta de $88,01 billones, ingresaron hasta el lunes último $19,92 billones.
De lo anterior resulta un saldo base caja superavitario hasta el presente de $4,41 billones, el cual se reduce a $3,41 billones en base devengado.
La obra de la Reversión del Gasoducto Norte y el notable incremento en la producción de Vaca Muerta captaron el interés de los industriales brasileños, quienes ante la merma en la producción de Bolivia buscan acceder al shale gas de Neuquén para cubrir esa falencia.
En ese escenario, el gobierno nacional ya autorizó 15 contratos de exportación para que el gas argentino llegue a Brasil. La mayoría de estos permisos prevén utilizar la red boliviana para alcanzar, a través de ese país, la zona industrial de San Pablo, donde se concentra la mayor demanda.
La producción de gas en Bolivia enfrenta un declive tan pronunciado que, en apenas dos años, se estima que no tendrá excedentes para venderles ni a la Argentina, que ya interrumpió ese flujo, ni a Brasil, su principal mercado actual.
En cuanto al origen del gas, las empresas que obtuvieron la aprobación del gobierno de Javier Milei para exportar propusieron que provenga mayormente de desarrollos en Vaca Muerta, aunque también hay ofertas de gas convencional e incluso de gas offshore de Tierra del Fuego.
Sin embargo y pese a los 15 permisos que permiten exportar hasta 18,5 millones de metros cúbicos por día, el gas argentino aún no cruzó la frontera bajo estos contratos. Por estos días, se espera que una ventana de demanda en el próximo otoño permita que los envíos comiencen a fluir, al menos, a modo de prueba piloto.
Esto se debe a que todos los contratos firmados son interrumpibles, lo que implica que pueden suspenderse según las necesidades del mercado local. De este modo, dado al aumento en la demanda argentina para la generación térmica durante los meses de calor, hasta ahora no hubo saldos exportables.
¿Se importa gas en invierno?
Algo similar se espera para el próximo invierno, en el que el escenario energético argentino enfrenta una encrucijada: la empresa estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa) está en la fase final de preparación para la licitación de importación de cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL), con el objetivo de garantizar el suministro.
La iniciativa busca asegurar la disponibilidad del hidrocarburo en los meses de mayor consumo residencial debido a las bajas temperaturas. Enarsa planea lanzar un pliego para la adquisición de cinco cargamentos de GNL que cubrirán la demanda de junio y julio.
Durante 2024, Argebtuba importó un total de 29 cargamentos a través de cinco licitaciones. Sin embargo, aún no se ha definido cuántos se adquirirán este año, ya que la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina hacia Buenos Aires se incrementó gracias a la repotenciación del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner)
Sin embargo, la reciente ola de calor que afectó gran parte de Argentina generó una crisis energética que ya se venía anticipando. Para mitigar la situación, el gobierno gestionó una importación de emergencia de gas desde Chile.
Qué empresas fueron autorizadas a exportar a Brasil
Las autorizaciones incluyen a la subsidiaria local de TotalEnergies, Total Austral, que firmó un contrato para despachar hasta 1,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural extraído de Vaca Muerta. Además, cuenta con otro acuerdo por el mismo volumen, pero proveniente del offshore.
Total Austral también pactó la exportación de hasta 1 millón de metros cúbicos diarios de gas de Vaca Muerta a Edge Comercializacao, y otro contrato con Matrix Energy Participacoes por un máximo de 1 millón de metros cúbicos diarios de shale gas.
Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, recibió dos autorizaciones para exportar gas extraído de Fortín de Piedra, su área estrella en Vaca Muerta, por hasta 1 millón de metros cúbicos diarios cada uno.
Asimismo, Tecpetrol cuenta con dos contratos adicionales por el gas de la Cuenca del Noroeste, que suman un máximo de 1 millón de metros cúbicos diarios. Además, tiene otro contrato para exportar 1,5 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta.
Oilstone, una operadora enfocada en el convencional de Neuquén, selló un contrato por hasta 500.000 metros cúbicos diarios, ya avalado por la Secretaría de Energía de la Nación.
Pampa Energía, por su parte, obtuvo la autorización para exportar hasta 1 millón de metros cúbicos diarios.
Los hidrocarburos siguen siendo clave en la matriz energética. La explotación de recursos no convencionales, liderada por Vaca Muerta, ha revitalizado la industria y mejorado la balanza energética del país. A pesar del crecimiento de energías renovables, el gas y el petróleo seguirán siendo fundamentales.
Puntos clave
Los hidrocarburos representan más del 80% de la energía mundial. En Argentina el gas natural (53%) y el petróleo (31%) lideran la matriz energética.
Vaca Muerta ha cambiado el escenario energético del país, posicionando a Argentina como un productor clave de hidrocarburos no convencionales.
En 2024 la producción de petróleo creció 9,7% a/a y la de gas lo hizo en 4,3% a/a, con expectativas de mayores aumentos a futuro y con significativo impacto en exportaciones.
El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsa la inversión en el sector, con proyectos que suman USD 7.900 millones y potencial de exportaciones de USD 36.700 millones hacia 2030.
Argentina avanza en la transición energética: actualmente las energías renovables solo representan el 14% de la matriz aunque a partir de la explotación de Vaca Muerta, el gas seguirá siendo un pilar clave.
La infraestructura energética en Argentina enfrenta desafíos críticos que limitan su capacidad de desarrollo. “Con un déficit crónico de inversiones y distorsiones en el mercado debido a subsidios, el país enfrenta una obsolescencia del parque de generación y de las redes de transporte y distribución”, señala el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).
Y explica que “esta situación impacta la calidad del suministro de electricidad y gas natural, generando cortes recurrentes y aumentando la vulnerabilidad durante los picos de demanda”.
En este contexto, el IAE propone una agenda con 10 acciones prioritarias para mejorar la infraestructura energética de Argentina para el período 2025:
Planificación estratégica energética: el Estado Nacional debe definir un plan de inversiones para los sectores hidroeléctrico, nuclear, gas natural y energías renovables. Esto se debe hacer bajo estudios de viabilidad técnica, económica y ambiental, priorizando la transición energética, respetando políticas públicas y acuerdos internacionales, y asegurando la transparencia en los mercados.
Política hidroeléctrica: impulsar un futuro para las grandes centrales hidroeléctricas del país, especialmente las ubicadas en la región del Comahue. Esto incluye la licitación de su operación y mantenimiento a empresas privadas y la gestión de créditos internacionales para actualizar sus equipos y extender su vida útil por los próximos 50 años.
Plan de inversiones eléctricas 2026-2036: la Secretaría de Energía debe elaborar un plan que contemple la construcción de nuevas centrales eléctricas, la ampliación de la red nacional de interconexión de 500 kV y la expansión de redes de distribución. Además, debe definirse claramente el rol de la energía nuclear en la matriz energética.
Distribución eléctrica en el AMBA: es esencial que las empresas distribuidoras como Edesur y Edenor realicen estudios para determinar las inversiones necesarias para mejorar las redes de distribución y evitar los cortes reiterados. También deben contratar capacidad de reserva para enfrentar los picos de demanda durante las altas temperaturas.
Acuerdos con Brasil: promover acuerdos de intercambio eléctrico compensado con Brasil, recibiendo excedentes de energía hidroeléctrica en verano y entregando energía termoeléctrica y renovable en invierno, para mejorar la cooperación energética regional.
Transición energética: elaborar un “Proyecto de Transición Energética” para el período 2025-2050, en línea con el Acuerdo de París, que considere fuentes de energía como hidroeléctricas, eólica, solar y nuclear.
Viabilidad de proyectos de exportación de gas: realizar estudios sobre la disponibilidad de recursos gasíferos a largo plazo, que permitan evaluar la viabilidad técnica, económica y ambiental de los proyectos de exportación de gas, considerando mercados como Chile, Brasil, Europa, Centroamérica y el Lejano Oriente.
Prioridades para obras de infraestructura de gas natural: acelerar la construcción de gasoductos clave como el Gasoducto de Noreste Argentino (GNEA), el gasoducto Perito Moreno y otros proyectos de transporte de gas natural, tanto para abastecimiento interno como para exportación.
Plan de exploración off shore: impulsar la exploración costa afuera en la extensa zona económica exclusiva del Océano Atlántico, aprovechando el potencial energético de esta área para diversificar las fuentes de energía.
Plan Nuclear: crear un Plan Nuclear que detalle la factibilidad de proyectos como los reactores nucleares modulares de pequeño módulo (SMR) y la futura Central Nuclear Atucha III. Este plan debe considerar la modernización de la capacidad nuclear existente y evaluar el impacto de la inteligencia artificial en la energía nuclear.
Un feedlot en el lejano desierto de La Pampa genera 2 megawatts por hora, se autoabastece e inyecta el excedente a la red interconectada nacional. Contra los planteos del gobierno de Javier Milei que niegan el cambio climático, en Colonia 25 de mayo, la capital provincial del combustible fósil, se desarrolla el negocio de biogas más prometedor del territorio.
En 2016, la firma AB Agro, del histórico y controvertido empresario del transporte rosarino Agustín Bermúdez, compró las 3.500 hectáreas del campo San Bernardo, ubicado en Colonia 25 de Mayo. En 2015, el gobierno de Mauricio Macri había lanzado el Plan Renovar con 5000 MW a licitar para proyectos de generación de energías renovables. AB energía, la unidad de negocios creada por el grupo para convertirse en mayorista, puso en marcha el desarrollo en 2019 y lo terminó de instalar en plena pandemia.
El gobernador peronista Sergio Ziliotto también había hecho lo propio y, apenas asumió, presentó su Plan Energético 2020, que creó incentivos para la actividad privada que se dedica a las energías verdes. El convenio firmado por los hermanos Andrés y Adrián Bermúdez con Cammesa en 2021 tiene vigencia por 20 años y ya pasó con buenos resultados las auditorías.
Daniel Barruti, gerente operativo de la planta, contó a Letra P que se trata de un proyecto de economía circular en el que se aprovecha la bosta de 3.700 cabezas de ganado vacuno, el forraje del maíz que se produce en 400 hectáreas bajo riego presurizado, además de orujo de fruta de jugueras rionegrinas. El circuito incluye también grasa de laguna proveniente del frigorífico Pampa Natural, de los Peña Braun, ubicado en la localidad de Speluzzi. A ello se le suma la compra de glicerina proveniente de la planta de biodiesel Gente de La Pampa, en Catriló.
El grupo AB Agro es dueño de un rodeo de cría de 3500 madres en Winifreda, a 50 kilómetros de la capital provincial. Barrutti tiene 72 años y llegó a ese campo como empleado cuando los Bermúdez todavía no habían hecho pie en La Pampa. “Compraron conmigo adentro”, cuenta el ganadero que hasta 2011, cuando se mudó a 25 de Mayo, ejerció la presidencia de la Sociedad Rural de General Acha.
Petróleo versus renovables
El gerente sostiene que el problema no está en la producción de energías renovables, sino en la falta de estructura para su distribución. Mientras, Colonia 25 de Mayo ocupa por estos días las portadas de todos los medios locales. El conflicto por la licitación del área El Medanito para la explotación petrolera más importante de las próximas décadas tiene en vilo al oficialismo provincial.
Los despidos y suspensiones en la localidad crecen a la par de los cortes de ruta y las movilizaciones. Los valores del mercado del petróleo condicionan el costo de vida y, en consecuencia, la demanda laboral busca incluirse en cualquier puesto. Para Barruti, ninguna industria de la zona puede competir con las petroleras, porque los salarios son imposibles de igualar.
Un riesgo para la mayor planta biogas de la Patagonia
Sobre finales de enero, la Secretaría de Energía desreguló el mercado eléctrico mayorista. La resolución 21/25, firmada por la titular del área, María Tettamanti, habilitó a las empresas a celebrar libremente contratos de compra y venta de energía y de ese modo le quitó el rol fundamental a Cammesa.
A propósito, el secretario de Energía de La Pampa, Matías Toso, se mostró preocupado por el futuro de los convenios y los subsidios otorgados a las empresas que operan en la provincia. “Si Cammesa sale de la intermediación y trasladan el plan Renovar a las distribuidoras, las familias y pymes de La Pampa, tendríamos que pagar por esa fracción de energía 195 dólares en lugar de 68, que es lo que pagamos ahora”, advirtió. Toso es un defensor a ultranza de las energías renovables, integra la ONG ambientalista Axis y se presenta como el principal promotor de la transición energética.
En la provincia, las tres centrales que producen renovables son AB Energía en 25 de Mayo, el parque eólico “La banderita” en General Acha y el parque fotovoltaico de Pampetrol en Victorica. Aunque atrasada, se espera una nueva licitación de otro parque fotovoltaico en General Pico. Toso presentó como un hito de su gestión el balance energético 2025, que arroja que la generación de energía renovable cubre el 22% de la demanda provincial.
El auge de Vaca Muerta representa una oportunidad para que las empresas locales amplíen sus inversiones en el shale oil y shale gas en la Argentina. Para algunas compañías extranjeras este contexto también supone una ocasión para vender activos a valores competitivos, en el marco de un proceso generalizado de revisión en las operaciones en la región.
La dinámica puede resultar una especie de contrasentido en medio del crecimiento del sector, la desregulación que impulsó el Gobierno de Javier Milei, la promesa de eliminar el cepo cambiario este año y los beneficios del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El sostenimiento de los estrictos controles de cambio es uno de los principales puntos señalados por los privados como tope para el crecimiento de los negocios en el país.
En la industria hidrocarburífera señalan de todos modos que es normal que las multinacionales reformulen sus operaciones para consolidar las más rentables, más allá del sustancial cambio en la política económica que se dio durante el último año y medio. La venta de activos, igualmente, abre oportunidad a las firmas locales de crecer en importancia.
“La venta de activos tiene que ver con decisiones que, en muchos casos, fueron tomadas desde hace tiempo por la casa matriz. Ese tipo de planes se realizan mirando el mediano y largo plazo. El potencial de la Argentina es enorme, pero la verdad es que por ahora no es un jugador relevante y no resulta tan competitivo como Estados Unidos, Israel o Guayana”, comentó una fuente con amplia experiencia en el sector.
“La misma oferta que recibió uno de nuestros colegas nos resultaría suficiente para desinvertir nuestra licencia de producción de shale oil en Argentina”, declaró la semana pasada Patrick Pouyanné, CEO global de TotalEnergies, en diálogo con Bloomberg durante la CERAWeek en Houston, Estados Unidos, la conferencia más importante del sector energético a nivel mundial. Las palabras de Pouyanné hacen referencia a la posibilidad de vender las áreas concesionadas por la petrolera francesa en el norte de la provincia de Neuquén, La Escalonada y Rincón de la Ceniza, donde actualmente produce petróleo.
Según fuentes del mercado, TotalEnergies buscaría valores similares a los obtenidos recientemente por ExxonMobil, que concretó la venta de sus activos en el país en el marco de su plan para centrarse en la explotación offshore en Guyana. En este proceso, el banco Jefferies se encargará de sondear el mercado y en las próximas semanas comenzará a recibir las primeras propuestas económicas por los activos de la empresa francesa.
A pesar de esta posible desinversión, TotalEnergies continuará operando en Argentina, ya que el 90% de su producción corresponde a gas natural, posicionándose como el segundo mayor productor del país en este segmento.
El antecedente más reciente de venta en Vaca Muerta fue el de ExxonMobil, que en 2024 concretó su salida de Argentina mediante dos operaciones que sumaron aproximadamente USD 2.000 millones, según datos de PwC. La primera transacción incluyó las concesiones en Bajo del Choque-La Invernada, Los Toldos (I Sur y II Oeste) y Pampa de las Yeguas, vendidas a Pluspetrol por unos USD 1.700 millones. La segunda operación fue la venta a YPF del 54,45% del área Sierra Chata, en la que también participaba Qatar Energy, por USD 300 millones. Actualmente, el operador de esta área es Pampa Energía, que mantiene la participación restante.
Por su parte, la petrolera noruega Equinor también evalúa su salida de Vaca Muerta y contrató al Bank of America para gestionar la venta de sus activos en la formación, según adelantó EconoJournal. La compañía busca desprenderse de su participación en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte, que comparte con YPF. En estos casos, la petrolera estatal argentina tiene prioridad de compra.
Otra compañía que podría sumarse al retiro de empresas extranjeras es Petronas, que actualmente analiza la venta de su participación del 50% en el bloque La Amarga Chica, cuya otra mitad pertenece a YPF, según adelantó Bloomberg. A nivel de producción, la firma malaya se posiciona como la quinta mayor productora de petróleo no convencional en Argentina. Este análisis de desinversión se suma a la decisión que tomó Petronas el año pasado de retirarse del proyecto de GNL, que iba a desarrollar junto a YPF para la exportación de gas natural licuado con fluido de Vaca Muerta.
Las decisiones de negocios se dan en un contexto global complejo. El recrudecimiento de la guerra comercial, el temor a una recesión en Estados Unidos y las políticas impulsadas por Donald Trump, entre otros factores, precipitaron una caída en el precio internacional del petróleo, llevándolo a tocar a sus niveles más bajos en los últimos tres años. Esta dinámica puede ser un arma de doble filo para la Argentina.
Los valores más bajos del crudo pueden reducir la presión sobre los combustibles locales y, en consecuencia, ayudar al gobierno de Javier Milei a apuntalar la desaceleración de la inflación. Sin embargo, una profundización de la tendencia bajista podría poner en riesgo los ingresos fiscales y de divisas previstos para los próximos años, además de complicar el desarrollo de algunos proyectos en Vaca Muerta.
En el sector esperan que las áreas de las que se desprenderán las multinacionales sean absorbidas por empresas locales; en muchos casos pueden ser adquiridas por YPF. La petrolera de mayoría estatal busca que para 2026 todas sus inversiones estén destinadas al Shale de Vaca Muerta.
La consultora Aleph Energy destacó en su último informe que las inversiones en exploración y producción de hidrocarburos en la Argentina totalizaron en 2024 unos USD 11.360 millones. El 70% de ese monto, unos USD 8.569 millones, fueron desembolsados en Vaca Muerta. En 2025 llegarán grandes inversiones en infraestructura que permitirán dar un salto en las exportaciones de hidrocarburos de la Argentina, especialmente en petróleo.
El Gobierno aprobó este viernes la solicitud de ingreso al RIGI del mega proyecto Vaca Muerta Oil Sur (Vmos), con el que los principales jugadores de la industria local construirán un oleoducto de 430 kilómetros entre Neuquén y Río Negro, más obras complementarias, con el que la Argentina podría alcanzar un salto sustancial en sus exportaciones de petróleo de los próximos años.
La iniciativa demandará una inversión de hasta USD 2.900 millones por parte del consorcio de empresas lideradas por YPF junto a PAE, Vista, Pluspetrol, Pampa Energía, Chevron y Shell. La obra permitiría al país vender al mundo más de USD 15.000 millones anuales gracias a una mayor producción y capacidad de evacuación de shale oil. Si la Argentina consigue avanzar en sus proyectos para producir GNL las exportaciones pueden saltar a USD 30.000 millones anuales desde 2030, según las previsiones del sector y del Gobierno.
El presidente de Pan American Energy (PAE), Alejandro Bulgheroni, respaldó este martes las reformas que está impulsando el gobierno de Javier Milei. “El país está a toda velocidad. El presidente Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como las obras de infraestructura relacionadas que implican inversiones de decenas de billones de dólares por año”, aseguró.
El ejecutivo comenzó su discurso en el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA, según su sigla en inglés) con una dura crítica a las políticas energéticas que se han venido impulsando a nivel internacional para reemplazar a los combustibles fósiles. “En los últimos años se han escuchado numerosos pronósticos y se han tomado decisiones burocráticas a nivel internacional, sobre todo en los países europeos, respecto del reemplazo de combustibles fósiles con energías renovables. Esta corriente de pensamiento y de acción impulsó grandes inversiones de aproximadamente 10 trillones de dólares en los últimos 20 años. El resultado de todo esto fue la vuelta al carbón, record de emisiones y un sistema energético global poco confiable. No exactamente misión cumplida”, aseguró el titular de la principal petrolera privada del país.
Luego aseguró que en la actualidad se está remodelando profundamente el panorama energético mundial, de la mano de conflictos geopolíticos como la invasión de Rusia a Ucrania y la asunción de nuevos gobiernos en varios países. “Con el regreso de Donald Trump a la presidencia de Estados Unidos, las prioridades se centrarán nuevamente en la producción de energía convencional y lo que su administración denomina ‘dominancia energética’ expresada en la orden ejecutiva del pasado 14 de febrero que indica que la política de su administración será expandir todas formas de producción de energía confiable y accesible con el objetivo de reducir la dependencia de Estados Unidos de las importaciones”, remarcó.
Bulgheroni sostuvo que en este nuevo contexto “asegurar suministros confiables de minerales críticos para la transición energética se ha convertido en una prioridad clave tanto para las empresas como para los gobiernos. Argentina posee vastas reservas de materiales estratégicos como litio, cobre y uranio, entre otros, que son esenciales para el almacenamiento de energía, la movilidad eléctrica y la digitalización, incluyendo vehículos eléctricos, baterías, paneles solares y redes eléctricas inteligentes. Si bien los recursos están presentes, aun no se han evaluado los volúmenes exactos de las reservas”.
“Hay que tener en cuenta que Argentina tiene gas y petróleo suficiente para abastecer el consumo interno y exportar al mundo. Por lo tanto, hay que tomar las decisiones de desarrollo e inversión mirando al mercado externo”, agregó. Ahí fue cuando respaldó la política energética oficial: “Si bien la Argentina ha logrado avances importantes, todavía enfrenta desafíos claves en términos de infraestructura, financiamiento, costos internos y demostrar estabilidad en el tiempo. Hemos escuchado las palabras del secretario de Finanzas, Pablo Quirno, (quien expuso al comienzo de la jornada) que realmente son refrescantes para todos. El país está a toda velocidad. El presidente Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como las obras de infraestructura relacionadas que implican inversiones de decenas de billones de dólares por año”.
“Estados Unidos está trabajando fuertemente para incrementar sus actividades de gas y petróleo y desarrollando infraestructura necesaria con el objetivo de expandir su potencial industrial. Nosotros tenemos que hacer lo mismo y rápidamente. No podemos perder el tren, como lo hemos hecho en otras oportunidades, demasiadas. La demanda global de energía está creciendo y se espera que se duplicará para el 2050”, insistió Bulgheroni.
La ausencia de infraestructura de transporte suele ser uno de los grandes escollos que deben enfrentar las empresas petroleras para poder incrementar su producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Al mismo tiempo que Oldelval, la empresa encargada del transporte y evacuación de petróleo desde la cuenca Neuquina hacia el Atlántico, finaliza las obras para aumentar de forma permanente la capacidad de transporte a través del proyecto Duplicar Plus, Pluspetrol puso en marcha un el oleoducto Bajo del Choique Nordeste, con el objetivo de incrementar su producción de crudo en el norte de Neuquén, precisamente en la zona de Rincón de los Sauces.
Esta obra de infraestructura fue realizada por la empresa constructora Víctor Contreras y tiene como objetivo transportar la producción de petróleo desde el Área Bajo del Choique (BdC) hacia la Terminal de Petróleo ubicada en Auca Mahiuda (AMOT).
Desde la compañía aseguraron: “Este proyecto representa un avance significativo en la infraestructura energética de la región y reafirma el compromiso de la empresa con la eficiencia y la sostenibilidad”.
El oleoducto
El oleoducto se extiende por un total de 42,1 kilómetros. Comienza en el área Bajo del Choique y recorre 20,1 kilómetros paralelos a la Ruta Provincial N°5. A lo largo de su trayecto, atraviesa los bloques Bajo del Choique y Bajo del Toro Oeste, según precisaron.
A su vez, el oleoducto gira hacia el Este, cruza la Ruta Provincial N°5 y tiene una traza de 22 kilómetros más, punto en el que llega a Bajo del Toro Este, Aguada Chivato-Bocarey y finaliza en La Banda. En este lugar se conectará con los tanques de la Terminal de Petróleo AMOT.
Desde la firma precisaron que la tubería construida tiene una presión de diseño de 101,24 kg/cm² y está fabricada bajo la norma API 5L X-PSL-2 (especificación del Instituto Americano del Petróleo (API) para la fabricación de tuberías de acero). Posee un espesor de pared de 9,53 milímetros para la mayor parte de la traza. En sectores con cruces especiales, el espesor se incrementa a 10,31 milímetros.
Sistema de monitoreo
A su vez, el oleoducto cuenta con un sistema de protección catódica, lo que permite garantizar la durabilidad a largo plazo. Además, se le integró un sistema de cable de fibra óptica en las instalaciones para realizar el monitoreo remoto de los volúmenes enviados y recibidos, la detección de fugas y la presión del ducto.
Según precisaron desde la empresa, se instalaron dos trampas scraper (secciones de tuberías que se usan para introducir y retirar herramientas de limpieza en sistemas de transporte de hidrocarburos), una lanzadora y una receptora. Además, para conectar eficientemente el Área Bajo del Choique y Terminal de Petróleo, se han instalado dos ductos de seis pulgadas.
“Para garantizar la seguridad operativa, se han incorporado dos válvulas de corte (line break) en los puntos kilométricos 18+000 y 28+000, ubicadas en cámaras subterráneas con válvulas de cierre electrohidráulicas y sistemas de monitoreo de presión y temperatura”, destacaron desde la compañía.
En enero de 2025 la producción país de petróleo aumentó 11,3 % i.a. y 9,9 % en los últimos 12 meses.
La producción de petróleo convencional se redujo 6,2 % i.a. y cayó 6 % en los últimos 12 meses. En cambio, la producción no convencional (57 % del total) se incrementó 27,6 % i.a y 26,6 % en 12 meses. impulsada por el Shale, informó el IAE General Mosconi.
La cuenca neuquina impulsa el crecimiento de producción anual con un incremento de 18,8 % en los últimos doce meses.
En enero de 2025 la producción de gas natural aumentó 11,9 % i.a y 6,4 % en 12meses. La producción convencional tuvo un aumento de 7,9 % i.a. y una caída de 4,5 % en el año.
Por otra parte, la producción no convencional (63 % del total) aumentó 14,5 % i.a. y 14 % en los últimos doce meses. La cuenca Neuquina es la única que aumenta la producción gasífera. Anualmente fue 10,6 por ciento.
Demanda En enero de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento de 1,3 % i.a. y una reducción de 5,1 % en términos anuales, respectivamente.
Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 5,8 % menores respecto a igual periodo del año anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 4,2 % inferiores.
Por otra parte, la producción de gasoil se incrementó 1 % anual mientras que la producción de naftas, en el mismo periodo, fue 2 % mayor.
La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 2,3 % i.a. en enero de 2025. Y el consumo eléctrico anual presentó una reducción acumulada de 0,1 por ciento, detalla el informe.
El gas natural entregado se redujo 1,2 % i.a. en diciembre de 2024 (último dato disponible) y crece 0,7 % en los últimos doce meses corridos, respecto a igual periodo del año anterior.
Rizobacter, empresa líder en investigación y desarrollo de tecnologías biológicas aplicadas al agro, firmó un acuerdo de abastecimiento de energía renovable con YPF Luz para cubrir el 100% de su demanda energética.
Agustín Biagioni, SVP de Marketing de Rizobacter, destacó que esta alianza refuerza la visión estratégica de la compañía, orientada a aumentar la eficiencia productiva sin descuidar el medio ambiente. “Nuestros productos biológicos permiten mejorar la sustentabilidad de la producción agropecuaria, con este logro, hacemos también sostenible la forma de producirlos”.
Esta iniciativa comenzó a implementarse en diciembre de 2024 con un reemplazo por energía renovable de 2.700 megavatio-horas (MWh) por año que permitirá a Rizobacter evitar la emisión de 650 toneladas de dióxido de carbono (CO2e) anual, lo que equivale al consumo promedio anual de 730 hogares.
Este acuerdo representa un ejemplo de colaboración estratégica entre dos compañías. “Estamos felices de acompañar a empresas como Rizobacter, que refuerzan su compromiso con descarbonizar sus operaciones. Actualmente, YPF Luz lidera el market share de venta de energía renovable para las industrias argentinas que buscan nuevas alternativas energéticas costo-eficientes”, destacó Mariana Iribarne, gerente de Relaciones Institucionales y Sostenibilidad de YPF Luz.
La energía proviene del Parque Eólico General Levalle, el quinto parque renovable de la compañía que recibió la habilitación comercial total para operar en diciembre del año pasado. Tiene una potencia instalada de 155 MW y reduce 350.000 toneladas de CO2e por año, equivalente al consumo de más de 190.000 hogares argentinos. Con 25 aerogeneradores, de 204 metros cada uno (equivalente a tres Obeliscos), hoy es el parque con los eólicos más potentes del país.
Durante el último año, Bolivia empezó a sufrir, de manera cada vez más frecuente, problemas por la escasez de combustible. El Gobierno de Luis Arce había negado la existencia de una crisis, afirmando que el suministro era irregular como consecuencia de factores externos, o por la especulación o el exceso de demanda, pero una y otra vez relativizó el tema señalando que “la provisión estaba asegurada”.
Después de varios meses repitiendo estos argumentos, esta semana, el ministro de Hidrocarburos, Alejandro Gallardo, y el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, admitieron finalmente, en una conferencia de prensa, que el problema real de la falta de combustible es que el país no tiene los dólares necesarios para las importaciones, razón por la cual no se puede cubrir la demanda local.
En ese contexto, el presidente Arce autorizó a la petrolera estatal a comprar dólares y activos virtuales para costear la importación de combustibles; además, dictó diez medidas para reducir el consumo local (incluyendo el dictado de clases virtuales, cambios de horarios para los funcionarios públicos y la priorización de distribución de combustibles entre el sector agropecuario).
En ese contexto, el presidente Arce autorizó a la petrolera estatal a comprar dólares y activos virtuales para costear la importación de combustibles; además, dictó diez medidas para reducir el consumo local (incluyendo el dictado de clases virtuales, cambios de horarios para los funcionarios públicos y la priorización de distribución de combustibles entre el sector agropecuario).
El 60 por ciento del transporte no estaría operando por falta de combustible, lo que afecta la distribución de alimentos y servicios esenciales. Por ese motivo, ciudadanos de Santa Cruz, el motor económico de Bolivia, protestaron el pasado jueves 13 de marzo llevando cacerolas vacías.
“Santa Cruz y Bolivia viven días de angustia, de zozobra, nuestras familias están demostrando que no hay qué echarle a la olla, no podemos ya mantener a nuestros hogares, a nuestras familias”, dijo a la agencia EFE el presidente de la Federación Departamental de Juntas de Vecinos de Santa Cruz, Omar Rivera. Y añadió: “La angustia es grande y el futuro es incierto, es por eso que salimos a las calles”.
La alerta se encendió en Vaca Muerta por casi 2 mil trabajadores de la construcción que si bien no están despedidos, quedaron en stand by, a la espera de que se reactiven obras en los yacimientos, por lo que no tienen siquiera asegurado su futuro laboral inmediato.
Según la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (Uocra), desde el pasado mes de noviembre, empresas como Pecom, Sacde y AESA finalizaron algunos proyectos y, con ellos, pusieron en pausa a cientos de obreros. A esta situación se sumó el cierre el pasado 15 de febrero del proyecto La Calera de Pluspetrol y Techint.
“El problema es que las operadoras no están acelerando la fase de desarrollo, y eso impacta en el trabajo de la construcción”, sostuvo Juan Carlos Levi, secretario adjunto de la UOCRA en Añelo. En los próximos días, Levi tiene previsto mantener reuniones con empresas de servicios y cámaras empresariales para evaluar posibles soluciones.
Según datos del gremio, las suspensiones afectan mayormente a trabajadores de San Patricio del Chañar, Añelo, Neuquén, Centenario y Plottier. De acuerdo con el relevamiento de la UOCRA, desde noviembre se registraron 1.884 operarios en espera de reactivación. Entre las principales empresas con bajas temporales se encuentran Pecom, con 765 suspensiones; Sacde, con 430; y AESA, con 369. Otras firmas afectadas incluyen Milicic (94 trabajadores), Rovella Carranza (24), Víctor Contreras (19), Omega (16), C. Hermanos (58), Simetra (23), Badía (15), Siscon (17), JS SAS (25), PLP (16) y NAPAL-Muñoz-Proa (13).
La suspensión de trabajadores no solo afecta a la construcción en los yacimientos, sino que también impacta en la comunidad de Añelo. La localidad sigue recibiendo a personas en busca de empleo, lo que genera un incremento en los costos de alquiler y una sobrecarga en los servicios.
Tras la reciente decisión de ExxonMobil de vender sus activos en Vaca Muerta, un efecto dominó parece haberse desatado en el sector energético. Petronas ha decidido seguir el camino de la gigante estadounidense, poniendo a la venta su participación del 50% en el bloque La Amarga Chica, donde colabora con YPF.
Desde la empresa, se indicó que “Petronas revisa continuamente su portafolio de negocios en todos los países donde tiene inversiones para asegurar que se ajuste de la mejor manera posible a su estrategia de crecimiento en un panorama energético en constante evolución”.
Petronas hizo su ingreso a Vaca Muerta en 2014, asociándose con YPF con el objetivo de convertir a La Amarga Chica en uno de los yacimientos más productivos de petróleo no convencional. Además, la compañía participó de manera inicial en un gran proyecto de producción de gas natural licuado (GNL), coordinado por YPF. Sin embargo, la firma decidió retirarse a finales del año pasado tras la controversia respecto a la locación del megaproyecto en Río Negro frente a Bahía Blanca.
La iniciativa de Petronas se da en un contexto donde la venta de activos por parte de ExxonMobil a Pluspetrol, por aproximadamente USD 1.700 millones, impactó en el mercado, generando repercusiones en otras multinacionales. Entre ellas, Equinor ha iniciado indefinidamente el proceso de venta de su participación en dos áreas de potencial productivo: Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte, ambas operadas por YPF. La provincia posee un 30% de Bandurria Sur, mientras que YPF mantiene el 40% y Shell el 30% restante. En cuanto a Bajo del Toro Norte, Equinor posee el 50% del capital accionario.
TotalEnergies, otra petrolera que también ha entrado en la dinámica de venta, confirmó que se inició un proceso de recepción de ofertas por dos activos en la zona norte de Neuquén: La Escalonada y Rincón de la Ceniza, que se encuentran cercanos a las áreas vendidas por Exxon. Patrick Pouyanne, CEO de TotalEnergies, aclaró que las ofertas serán no vinculantes y, aunque se están evaluando propuestas, la compañía no planea retirarse de Vaca Muerta.
Expertos advierten que esta ola de ventas podría alterar la dinámica de inversión en la región, afectando no solo a las empresas involucradas, sino también al desarrollo económico local.
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Tenaris, la compañía metalúrgica y de servicios petroleros perteneciente al Grupo Techint, sumó un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta para impulsar el desarrollo de la formación. El proyecto implicó una inversión de 110 millones de dólares.
La inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing. El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina, remarcaron desde la empresa.
“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.
Operación
El nuevo set de fractura contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.
“Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta”, aseveraron desde la firma.
En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año. Frente a este escenario, desde la empresa concluyeron que “Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones”.
Este encuentro, que se caracteriza por ser el más convocante de profesionales de las energías renovables, se desarrollará el 2 y el 3 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.
La elección del lugar es clave. República Dominicana da señales claras de aumentar su renovabilidad. De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas, la capacidad nominal instalada a enero del 2025 asciende a 2119 MW (entre hidro, solar, eólica y biomasa) y su crecimiento interanual está marcado por un incremento concreto de la capacidad solar y eólica que a la fecha registra 1033 MW de capacidad solar y 433 MW de eólica, solo en el SENI.
Estos valores irían en alza durante este año y los venideros. Según reporta la Comisión Nacional de Energía (CNE), de los proyectos candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), el 66% de la capacidad proyectada corresponde a centrales renovables, alrededor de 4,500 MW.
Aquello no sería todo. En el segmento de generación distribuida, las instalaciones fotovoltaicas aportan 427,05 MWp de capacidad bajo el programa de medición neta, distribuidos por kWp instalado entre el segmento residencial (25,32%), comercial (17,47%) e industrial (57,21%).
FES CA&C iría por más. Este año, los espacios de networking no sólo impulsarán sinergias y nuevos negocios a nivel local, se espera la asistencia de más de 500 profesionales de plazas estratégicas de Centroamérica y el Caribe que promoverán inversiones renovables para acelerar la transición energética en toda la región.
Mientras República Dominicana y Puerto Rico serán los mercados del Caribe que más representatividad tengan en FES CA&C; también llegarán desde países centroamericanos como Guatemala y Panamá altos referentes del ámbito público y privado energético.
Guatemala ya cuenta con los términos de referencia de la licitación que sería la más grande y sostenible de su historia, lo que está captando el interés de inversores locales y extranjeros. Por su parte, Panamá cuenta con un calendario de convocatorias de suministro de corto y largo plazo en agenda muy atractivas pero retadoras para ser ejecutadas a partir de este año.
Es por ello que esta edición de FES trae una agenda temática renovada con un enfoque en las oportunidades de inversión y armonización regulatoria para aprovechar todo el potencial de generación renovable y además de almacenamiento energético de toda la región.
Almacenamiento como aliado para la transición energética
FES Storage, nueva unidad de negocios de Future Energy Summit (FES), brindará una sesión exclusiva de debate sobre almacenamiento de energía durante el encuentro del 2 y 3 de abril en República Dominicana.
Las reglas del juego en el mercado eléctrico dominicano ya están trazadas para estas tecnologías. La Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han venido trabajando en regulación y normativa asociada a estas alternativas de almacenamiento en atención a la creciente participación de energías renovables en la red.
Entre ellas, la CNE emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024 que tiene como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas entre 20 MWac y 200 MWac cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.
República Dominicana no sería el único país del Caribe en avanzar en este campo. Todas las islas y archipiélagos de esta región están requiriendo estas soluciones tecnológicas no sólo para almacenamiento de energía sino también para brindar servicios como regulación de frecuencia y voltaje, arranque en negro, entre otros.
En este contexto, Puerto Rico es de los más atractivos para el despliegue de almacenamiento y lo demuestra con grandes hitos alcanzados recientemente: la Virtual Power Plant (VPP) más grande de Latinoamérica; cuatro tramos de licitaciones públicas RFP (Request For Proposal) de energías renovables y almacenamiento; así como promover contratos entre privados en BESS, como aquel entre Genera y Tesla por 430 MW de capacidad equivalente de baterías en facilidades distribuidas alrededor del archipiélago.
Aquello que ya es una realidad en el Caribe, se está empezando a vivenciar en Centroamérica. Países como Costa Rica, Guatemala, Honduras y Panamá, han lanzado durante el 2024 sus propuestas de regulación y normas técnicas de almacenamiento para avanzar en este campo. De hecho, Honduras este mes ha adjudicado su primer proyecto BESS e iría por más, abriendo nuevas puertas a inversores en este campo.
La Resolución CNEE-85-2025 publicada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) ha generando voces a favor y en contra al proponer una actualización a las bandas horarias que definen los períodos de máxima, media y mínima demanda eléctrica.
Esta medida, emitida el 4 de marzo de 2025 y solicitada por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM), responde a la necesidad de alinear la estructura tarifaria con los patrones reales de consumo energético, y busca garantizar la eficiencia operativa y la estabilidad del Sistema Nacional Interconectado (SNI).
Uno de los cambios más significativos es la extensión del horario punta —el de mayor costo para los usuarios— al mediodía, específicamente de 10:00 a 12:59 horas, además del tramo vespertino de 18:00 a 20:59 horas. Este ajuste, que entrará en vigor el 1 de mayo de 2026, podría representar una oportunidad sin precedentes para los proyectos solares fotovoltaicos, cuya producción máxima coincide con la nueva franja de alta demanda y alto precio.
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Fuente: Leonardo David – LinkedIn
Coincidencias sobre oportunidades para la energía solar
Desde el sector privado renovable, la resolución ha sido interpretada como una palanca para impulsar el desarrollo de la energía solar, particularmente a nivel de autoconsumo y contratos de compraventa de energía (PPA).
Bryan Omar Argueta Sosa, director de proyectos solares de Enertiva, destacó en su perfil de LinkedIn que “Para los proyectos solares, esto optimiza su rentabilidad, ya que la energía generada se consume o vende en la franja de mayor precio”. Además, puntualizó que este cambio plantea interrogantes estratégicos para los consumidores industriales y comerciales: “Para la gestión de la demanda, esto abre la discusión sobre cómo las empresas pueden adaptarse: ¿Autoconsumo solar? ¿Contratos PPA? ¿Optimización del consumo?”, observó, sugiriendo que la nueva realidad tarifaria incentivará a los usuarios a rediseñar sus estrategias energéticas.
En este escenario, para Argueta Sosa, el autoconsumo solar se perfila como una “estrategia clave para mitigar el impacto tarifario”, al igual que los contratos PPA y Generación Distribuida Renovable (GDR) para acceder a energía sostenible en este horario. Sin embargo, también alertó sobre el potencial estrés que podría sufrir la red eléctrica si crece de forma acelerada la generación distribuida, advirtiendo que esto “podría llevar a futuras restricciones en la inyección de energía”.
Haciendo eco de aquel análisis, Leonardo David, consultor de financiamiento de proyectos en Solar One Energy, coincidió con la visión de Argueta al señalar que “con las nuevas bandas horarias publicadas por la CNEE en Guatemala, el horario punta de mediodía coincide exactamente con las horas pico de generación solar. Los consumidores con tarifas horarias que instalen paneles solares ahora lograrán un mayor retorno financiero. Antes de este cambio, toda la generación solar caía dentro del horario intermedio”.
De acuerdo con la lectura preliminar de David, con la generación solar dentro del horario punta, los retornos de inversión mejoran. David incluso considera que este cambio podría también beneficiar indirectamente a instalaciones híbridas con almacenamiento: “Los sistemas de baterías, aunque siguen siendo costosos, también podrían mostrar un mejor escenario financiero”.
Ambos expertos subrayan que la nueva normativa es una señal clara para que industrias y comercios prioricen inversiones en eficiencia energética, generación distribuida y tecnologías de respaldo, como el almacenamiento.
Visión operativa y desafíos regulatorios
Desde una óptica más enfocada en la operación del sistema eléctrico, Ernesto Solares Tellez, director general de GT Energía, subrayó la magnitud del reto para adaptar estos cambios. “El Operador del Mercado Eléctrico en Guatemala enfrenta un desafío crítico en la adaptación de la normativa vigente para integrar las nuevas bandas horarias”, aseguró, y enumeró varios aspectos clave: desde la necesidad de mejorar los modelos de predicción de la demanda y la optimización de la programación de generación, hasta la gestión de congestión en la red y la actualización de los procedimientos de liquidación.
La implementación de las nuevas bandas horarias requerirá la adaptación de diversas Normas de Coordinación Comercial y Operativa (NCC y NCO) del AMM. Entre las más impactadas el referente de GT Energía puntualizó:
NCC 1: «Coordinación del Despacho de Carga»: La modificación de las bandas horarias exigirá una recalibración de los modelos de despacho, considerando la variabilidad de la demanda en los nuevos períodos definidos.
NCC 2: «Oferta y Demanda Firme»: Será necesario revisar los criterios de determinación de la demanda firme y la oferta disponible, asegurando la suficiencia de recursos para cubrir la demanda en cada banda horaria.
NCC 3: «Transacciones de Desvíos de Potencia»: Los mecanismos de gestión de desvíos de potencia deberán adaptarse a los nuevos patrones de consumo, minimizando los desequilibrios en el sistema.
NCC 9: «Asignación y Liquidación del Peaje en los Sistemas de Transporte Principal y Secundarios, y Cargos por uso del Primer Sistema de Transmisión Regional»: La tarificación del uso de la red de transmisión deberá reflejar los costos asociados a la operación en las diferentes bandas horarias, aquí hay que considerar también las Exportaciones a oportunidad que se realicen al MER y México, que si se hacen en el periodo de máxima demanda tendrán que considerar el costo adicional de Peaje.
NCC 10: «Exportación e Importación de Energía Eléctrica»: Los acuerdos de intercambio de energía con otros países deberán ajustarse a las nuevas bandas horarias, garantizando la coherencia con la operación del SNI, priorizando y garantizando satisfacer primero la Demanda Local.
En exclusiva para Energía Estratégica, Solares remarcó que, aunque la implementación formal será hasta mayo de 2026, el plazo de 60 días otorgado al AMM para proponer modificaciones normativas convierte este asunto en un tema urgente para todos los agentes.
“Ante este panorama, es imperativo que los agentes del mercado, a través de sus respectivas gremiales, realicen un análisis exhaustivo de las implicaciones de este cambio en sus operaciones. La participación activa de los agentes en la elaboración de propuestas y recomendaciones es fundamental para asegurar que la nueva normativa sea robusta, equitativa y beneficiosa para el sector eléctrico en su conjunto”, destacó Ernesto Solares Tellez, llamando a la acción a todos los actores del sector.
El apagón masivo del 25 de febrero en Chile, que dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de personas durante más de seis horas, evidenció algunas debilidades estructurales del sistema eléctrico y puso en el centro del debate la necesidad de impulsar cambios regulatorios urgentes.
Los vertimientos renovables en ascenso, falta de reglamentaciones y normas técnicas para el almacenamiento y la situación de las redes de transmisión (incluyendo demora de decenas de obras), han sido advertidos durante años, pero no han sido abordados con la profundidad que requiere el sector.
Por lo que para Teresita Vial Villalobos, abogada y directora del Área de Energía del estudio jurídico Lembeye, estas falencias se han acumulado con el tiempo sin soluciones concretas: “Estamos en la misma situación, donde las líneas se licitan y el propietario es quien debe hacerse cargo de los permisos, lo que puede demorar años”.
A su juicio, el blackout y la falta de definición de ciertas leyes, dejó en evidencia que Chile necesita una agencia regulatoria independiente que tenga la capacidad de diseñar normativas claras y efectivas para el sector energético a largo plazo, sin depender de los ciclos políticos ni de las urgencias coyunturales.
El contexto político también juega un papel clave, ya que en 2025 Chile vivirá unas nuevas elecciones presidenciales y ello debiera ser el momento para evaluar lo hecho hasta el momento, que para la la especialista fue magro el avance en términos de proyectos de ley importantes, modificación de reglamentos y normas técnicas relevantes.
“Por ello, el 2025 finalmente será un año de hacer una nueva lista de lo que está pendiente para que los candidatos lo incluyan en sus programas de gobierno o tratar de realizarlos de forma independiente mediante una agencia regulatoria”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.
La incertidumbre normativa afecta directamente la inversión en el sector eléctrico. Si las reglas del juego no están claras, los inversionistas y desarrolladores frenan o reducen proyectos, o mismo reevalúan sus planes de expansión hacia otros mercados, tal como han advertido diversos gremios en reiteradas oportunidades.
Y según Teresita Vial Villalobos, el impacto de la incertidumbre regulatoria es aún mayor en períodos de cambio de gobierno, donde los inversionistas suelen esperar definiciones políticas antes de comprometer capitales a largo plazo, al ser “un año de muchos análisis y revisión de números más que de ejecución de proyectos”.
Por ese mismo motivo, la abogada y directora del Área de Energía del estudio jurídico Lembeye planteó la importancia de dividir la agenda regulatoria en acciones de corto, mediano y largo plazo.
Entre las prioridades inmediatas, se encuentra la necesidad de una nueva ley de distribución, la transición a un mercado de ofertas, la definición de normativas claras para el almacenamiento y la resolución del problema de los precios marginales cero.
“Mientras que por el lado de la transmisión, se requiere generar un plan especial, que no tenga que ver con la licitación de transmisión. Como por ejemplo algún proyecto de ley que facilite la tramitación ambiental de los proyectos o modificar el proceso de estudio de franjas para hacerlo efectivo. También se deben dar mejores señales de localización de los proyectos para que éstos se localicen más hacia el centro o diversificadamente, pero no solo en el norte”, sostuvo.
“Mirando a largo plazo, se requeriría una agencia regulatoria independiente que se dedique a la parte normativa y pueda resolver en mejores tiempos las propuestas de regulación necesarias, dado que en los últimos ocho años regulatoriamente no se ha avanzado en temas importantes, sino que principalmente en temas de contingencia”, concluyó.
Arctech, empresa china con más de 12 años de trayectoria en el mercado trackers fotovoltaicos, continúa fortaleciendo su presencia en Latinoamérica y por tal motivo fue una de las grandes empresas que participaron del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Durante 2023 crecimos cerca de 170% y contamos con un track récord aproximado de 80 GW a nivel mundial, de los cuales en Latinoamérica es del orden de 4 GW y en Argentina estamos bordeando 700 MW”, informó Alejandro Silva Zamora, director para Sudamérica y Brasil de Arctech.
La expansión de la compañía en Latinoamérica se traduce en una participación en 400 proyectos solares en mercados clave como Brasil, Chile, México y Argentina. Brasil y Chile concentran la mayor cantidad de desarrollos, impulsados principalmente por el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
Mientras que en Argentina, la empresa ha consolidado su presencia con casi 700 MW instalados, reforzando su apuesta por la energía solar en un mercado desafiante; teniendo una labor importante en el parque solar El Quemado de la firma YPF Luz.
Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, El Quemado se desarrollará en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada, contará con 500.000 paneles bifaciales y su energía será comercializada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
“Están llegando cerca de 200 contenedores de nuestros productos, con el factor diferenciador del constante apoyo y soporte que brinda Artech a sus clientes en todas las etapas del proyecto”, señaló Alejandro Silva Zamora.
Por otro lado, el director para Sudamérica y Brasil de la compañía planteó las diferencias y desafíos técnicos existentes para la instalación de trackers solares debido a la intensidad del viento en diferentes países del LATAM.
Según indicaciones durante FES Argentina, en los principales polos solares de Chile, la norma de viento oscila entre 30 y 32 metros por segundo (m/s), mientras que en Perú y el noreste de Brasil es de 30 m/s.
Sin embargo, Argentina, en cambio, parte de 42 m/s en Mendoza y puede alcanzar los 50 m/s en la provincia de Buenos Aires, lo que lo convierte en “un país muy desafiante porque es el más ventoso de Sudamérica y uno de los más ventosos del mundo”.
“También se tiene un 60% más de área respecto de un panel respecto al año 2019 y ese panel de 600-700 Wp tiene una resistencia mecánica de 1/3 que tenía uno de 400 Wp en 2019”, complementó durante el panel de debate “Optimización tecnológica, ingeniería y construcción: tendencias de los proyectos de distintas escalas”.
“Bajo esa filosofía, estamos con la filosofía de trackers rígidos, que tiene la mejor resistencia mecánica a 0°, con un punto fijo a nivel central y dependiendo de la longitud del tracker tiene hasta 4 puntos fijos a lo largo del mismo”, añadió.
Por lo que el crecimiento de Arctech en Latinoamérica y su capacidad de adaptación a entornos climáticos desafiantes buscan seguir posicionando a la empresa como referente en la industria solar.. Y con el foco puesto en la innovación tecnológica y expansión estratégica, la compañía apuesta por seguir aumentando su presencia en Argentina y la región.
La empresa colombiana Alurack, perteneciente al grupo Acesco, está expandiendo su presencia en Latinoamérica. Especializada en el diseño, fabricación y comercialización de estructuras fijas para proyectos fotovoltaicos, busca consolidarse en un mercado con fuerte crecimiento en generación distribuida y autoconsumo y ve en Argentina una oportunidad clave para ofrecer sus soluciones estructurales.
“Estamos con una expansión importante en Latinoamérica, iniciando una nueva planta con capacidad de producción de 70 a 100 MW por mes”, destacó Juan Carlos Ocampo, director comercial para LATAM de Alurack, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Argentina es un mercado interesante por el potencial y hay cabida a nuevos actores en la especialización del tipo de estructura para proyectos solares. Es tanta la apertura y el boom del mercado que brinda opciones económicas que resulta un driver importante y favorece los tiempos”, agregó.
Uno de los factores que impulsa esta estrategia es la existencia de incentivos regulatorios, que faciliten el cierre financiero de los proyectos, generen mejores tasas y contribuyan a acelerar su desarrollo.
En este contexto, Alurack apuesta por posicionarse como un socio clave en el crecimiento del sector fotovoltaico argentino, de modo que la expectativa es lograr mayor participación en el mercado, dependiendo de los emprendimientos en los que concreten la comercialización de sus soluciones.
“Para estructuras de aluminio, que son parques más pequeños pero de mayor volumen, uno espera 50 – 100 MW para dar a conocer la estructura. Mientras que para aquellos de mediana escala o baja envergadura sobre suelo, sería ideal participar en varios proyectos de 5-10 MW de potencia”, afirmó Ocampo.
“Se escuchan números a la alza, con buena expectativa y empresas consolidadas en lo que quieren hacer y cómo lo desean. Por lo que esperamos empezar a ser uno de los partícipes y complementos a esta industria en Argentina”, añadió durante el panel de debate “Tendencias en el desarrollo, construcción, generación y operación de plantas”.
¿Cómo prevé lograr ese crecimiento? La compañía busca aportar trackers fijos en aluminio y acero galvanizado. Las primeras mencionadas están diseñadas para proyectos sobre cubiertas y techos, debido a su ligereza, facilidad de manipulación y modularidad, la posibilidad de contar con un stock flexible y responder con agilidad a la demanda de sectores comerciales, industriales y residenciales.
Por el lado de las estructuras en acero galvanizado están destinadas a proyectos sobre suelo, donde la resistencia y durabilidad son esenciales, lo que permite que el acero se mantenga sin corrosión durante los 25-30 años de vida útil de los proyectos
El crecimiento acelerado de la capacidad fotovoltaica en México ha impulsado la demanda de soluciones de almacenamiento energético. Growatt New Energy, empresa china líder en soluciones de energía inteligente, está respondiendo a esta necesidad con soluciones híbridas que garantizan respaldo, eficiencia y gestión optimizada de la energía.
La compañía, que opera en más de 180 países y cuenta con 5,500 empleados, ha desarrollado una serie de productos enfocados en atender la demanda de sistemas híbridos principalmente para los segmentos residencial, comercial e industrial.
Durante su participación en el Future Energy Summit México (FES México), Luis Colín, Technical Sales Manager de Growatt, enfatizó la importancia de adoptar este tipo de tecnologías en el mercado mexicano.
Soluciones ante los retos del sector energético
El mercado de almacenamiento de energía en México se enfrenta a desafíos clave, entre ellos el alto costo de la electricidad, la falta de acceso a la red en zonas remotas y la necesidad de respaldo en eventos climáticos extremos. “No podemos dejar sin almacenamiento o sin un respaldo de energía a hospitales, sitios estratégicos y demás infraestructuras críticas, especialmente en situaciones de emergencia”, señaló Colín, recordando el impacto del reciente huracán en la costa de Guerrero.
Además, el avance de la electromovilidad ha traído consigo nuevas demandas de infraestructura energética. “Ya no estamos hablando solo del sector residencial, sino de la implementación de electrolineras y de la necesidad de responder a esta nueva realidad”, afirmó. De allí es que Growatt haya incorporado dentro de sus soluciones cargadores para vehículos eléctricos, alineándose con el crecimiento de este sector.
En lo vinculado a soluciones para acompañar el despliegue de PV + BESS, uno de los productos clave en esta transición es el SPH 10000TL-HU-US Split Phase Hybrid Inverter, un inversor híbrido diseñado para soportar hasta 15 kW en paneles, cargar baterías y despachar 10 kW nominales tanto a la red como a cargas críticas. “Estos equipos ofrecen la versatilidad de poder operar en distintos modos, asegurando respaldo energético y optimizando el uso de la electricidad”, explicó el referente de la marca.
Los inversores de Growatt cuentan con diferentes modos de trabajo, incluyendo el modo en red, autoconsumo, zero export (límite de exportación) y gestión del tiempo de uso, lo que permite optimizar los costos y la eficiencia energética.
Colín destacó que “la seguridad es un punto clave en estos sistemas, por lo que Growatt garantiza certificaciones y protecciones necesarias para el mercado, como el estándar IP65”, lo que permite su uso en diversas condiciones ambientales. Además, la empresa ofrece una amplia gama de baterías para complementar sus inversores, entre ellas la ALP 5.0L-E2-US, un sistema de bajo voltaje de 5,0 kWh que asegura confiabilidad en el suministro eléctrico.
“Nos enfocamos en soluciones todo en uno, que sean fáciles de montar y manejar”, enfatizó el especialista. La capacidad de estos equipos para colocar hasta seis inversores en paralelo, logrando 60 kW a 220 V, los convierte en una opción robusta tanto para aplicaciones residenciales como comerciales e industriales.
Otro aspecto fundamental de las soluciones híbridas es la gestión inteligente de la energía. A través de sus plataformas y aplicaciones, Growatt permite monitorear en tiempo real el desempeño de los sistemas. De acuerdo con Colín: “Los usuarios pueden gestionar su consumo, programar el uso de la energía y responder de manera rápida ante cualquier incidencia”.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió a consulta de la ciudadanía dos proyectos de resolución de carácter transitorio, con la finalidad de garantizar el acceso al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de los proyectos de generación de energía requeridos para el abastecimiento de la demanda en el país.
En primer lugar, la CREG propone que los proyectos de generación que resulten con asignaciones de energía firme en las subastas del cargo por confiabilidad puedan solicitar su conexión ante la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) en cualquier momento para que sean analizadas las alternativas técnicas para acceder a la red eléctrica nacional.
Al respecto, el director ejecutivo de la Comisión de Regulación, Antonio Jiménez Rivera, aseguró:
“Estos proyectos regulatorios buscan facilitar el acceso a la red a nuevos proyectos de generación para asegurar una oferta de energía eficiente en el mediano y largo plazo para la atención de los usuarios. Mientras tanto, desarrollaremos el proceso de actualización de las reglas de conexión al Sistema Interconectado Nacional, el cual inició con la publicación de la Circular CREG 137 de 2025 solicitando los aportes y experiencias de los interesados”.
En segundo lugar, las solicitudes de conexión de proyectos que cuenten con licencias y/o permisos ambientales vigentes podrán presentar trimestralmente la peticiones ante la UPME, una vez se finalice el proceso de conexión que se encuentra en curso. Lo anterior, con la finalidad de priorizar aquellos proyectos con mayor probabilidad de cumplimiento en la fecha de entrada en operación.
Para poder llevar a cabo lo anterior, las medidas transitorias incluyen la suspensión de la aplicación de los procesos ordinarios establecidos en la Resolución CREG 075 de 2021. www.creg.gov.co
Por último, el ingeniero Antonio Jiménez resaltó: “Esperamos la participación de todos los usuarios, desarrolladores de proyectos, prestadores del servicio y demás interesados en el proceso de consulta pública de estas dos resoluciones y en la actualización de la Resolución CREG 075 de 2021″.
El gobierno evalúa subirle las tarifas de gas a las industrias y a los usuarios de GNC más que a los hogares en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que debería comenzar a regir a partir de abril. El objetivo es garantizarles a las distribuidoras los ingresos necesarios para prestar el servicio minimizando al mismo tiempo el impacto sobre la inflación.
Lo que prometió el gobierno es que el aumento para los hogares que surja de la RQT no será superior al 9,9% anual por sobre la inflación. El rebalanceo tarifario que se está evaluando es funcional a ese esquema ya que, según remarcaron fuentes oficiales a EconoJournal, permitiría cumplir con la pauta y al mismo tiempo garantizar la operación del servicio y las inversiones gracias al mayor ajuste que se le aplique a los usuarios no residenciales. Los números se terminarán de analizar esta semana y luego se tomará una decisión.
El aumento que se le aplica a la tarifa residencial de gas tiene un efecto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) que mide el Indec, mientras que la suba para industrias repercute de manera indirecta en los precios y depende de otro conjunto de variables como la actividad y el consumo. Por lo tanto, ni siquiera es seguro que la industria termine trasladando todo ese mayor costo.
Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos.
Más allá de que el objetivo principal es evitar un mayor impacto sobre el índice de inflación, en el gobierno buscan dejar en claro que ese rebalanceo entre industria y hogares no es arbitrario y tiene una justificación. Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos. Ese dato es el que permitiría justificar ahora un mayor aumento para las industrias y los usuarios de GNC.
En el gobierno aclaran también que cualquier decisión que se tome no será generalizada para todo el país y tomará en cuenta las particularidades de cada región. Por ejemplo, más del 90% de los clientes de la distribuidora Camuzzi Gas del Sur son usuarios residenciales porque en la Patagonia prácticamente no hay industrias. Por lo tanto, si en ese caso se aplica el rebalanceo que se está evaluando la licenciataria se vería perjudicada porque recibiría un caudal de ingresos menor al de otras distribuidoras como Metrogas que brindan servicios en áreas industriales.
Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, se convertirá en el principal exportador de gas hacia Uruguay a partir de la comercialización de gas extraído en Vaca Muerta. La compañía controlada por accionistas locales será la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino. El contrato será entrará en vigencia en mayo de 2025 hasta diciembre de 2028 y el suministro se garantizará con gas proveniente del yacimiento La Calera, el principal activo que posee la compañía en la formación no convencional.
Se trata de un contrato de exportación en firme por tres años y medio, hasta el fin del Plan Gas vigente. La entrega del gas se realizará en la frontera argentino-uruguaya en los puntos de medición del Gasoducto Gas Link y en la Cámara Colón de Entre Ríos, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa.
Suministro de gas
El precio de exportación estará dado por los precios mínimos en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) establecidos por la Secretaría de Energía de la Argentina, que en la actualidad representan un 5,5% del Brent, más los costos de transporte en firme, según informaron las fuentes consultadas.
En los meses de invierno los volúmenes en firme alcanzarán picos de 400.000 metros cúbicos diarios (Mm3/d), mientras que el promedio en el periodo estival será de aproximadamente 200 Mm3/d. A su vez, se establecieron acuerdos interrumpibles por un período similar que contemplan la exportación de volúmenes por 500 Mm3/d de gas natural.
Exportación de gas
La iniciativa que tiene como protagonista a Pluspetrol contempla una novedad, dado que por primera vez en cinco años la exportación de gas hacia Uruguay volverá a estar en cabeza de un privado, sin la necesidad de que esté mediado por la empresa estatal Enarsa, que desde 2029 hasta 2024 se encargó del suministro de gas a ANCAP, para lo cual todos los años concursaba la venta de gas en el verano entre productores de gas de la Argentina y en invierno garantiza el abastecimiento mediante Gas Natural Licuado (GNL).
A partir de este año, Pluspetrol será el principal proveedor de gas de Ancap, lo que deja de manifiesto el interés de la compañía por posicionarse con fuerza en el mercado de exportación del hidrocarburo. De hecho, luego de adquirir los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta y mediante la firma de este acuerdos con Ancap, Pluspetrol se colocó como el productor argentino con más acuerdos de exportación en firme plurianuales de mayor extensión.
La Calera
La Calera es uno de los bloques estrella de Vaca Muerta. Esto es así porque se trata del mayor yacimiento no convencional de gas con líquidos asociados del país.
Es por esto que a fines de 2023, la empresa comenzó con la puesta en marcha de la nueva planta de procesamiento (una CPF, Central Processing Facility) en el bloque para duplicar su producción de gas, que pasó de 5 a 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Las instalaciones también persiguen el objetivo de cuadruplicar la producción de líquidos para producir 4.800 m3/d promedio y apuntalar el desarrollo del no convencional de la cuenca.
Funcionarios y referentes de la industria petrolera participarán de la cuarta edición del Vaca Muerta Insights, el evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal que se llevará a cabo el miércoles 26 de marzo en el Hotel Casino, en Neuquén. Durante la jornada, ejecutivos de empresas productoras de hidrocarburos analizarán cuál es el escenario que tiene por delante la industria y detallarán cuánto puede llegar a crecer la inversión en Vaca Muerta durante este año.
Agenda
La apertura del evento estará a cargo de Mariano Gaido, intendente de Neuquén. Luego, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, disertará sobre el impacto que tendrá el incremento de la producción de Vaca Muerta de cara a los próximos años. De la jornada también formará parte Daniel González, viceministro de Energía y Minería, quien brindará detalles del plan energético del gobierno de Javier Milei.
El rol de Vaca Muerta
Directivos de las mayores petroleras analizarán el escenario de producción y expondrán cuáles son los planes para los próximos años. Germán Burmeister, CEO de Shell Argentina, precisará hasta dónde puede crecer Vaca Muerta como play internacional y Matías Weissel, COO de Vista, hablará sobre la consolidación de la formación como hub de exportación de petróleo.
Julián Escuder, country manager de Pluspetrol, abordará cómo será la explotación de un nuevo hub de shale oil. Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix; y Fausto Caretta, managing director de Pan American Energy; expondrán las oportunidades que existen más allá de Vaca Muerta.
Otros ejes
La agenda regional del Mercosur también será uno de los tópicos que se abordarán en el encuentro que se celebrará en Neuquén. Es por esto que Fernanda Cardona, ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, trazará un panorama sobre las externalidades positivas de Vaca Muerta.
Por su parte, Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, expondrá sobre infraestructura y analizará cómo liberar los cuellos de botella del sistema. Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol; Esteban Falcigno, gerente de coordinación e infraestructura de exploración y producción de hidrocarburos de Pampa Energía; y Joaquín Lo Cane, director de Operaciones de TotalEnergies; debatirán sobre la nueva ventana de petróleo y la agenda del mercado de gas natural. También, se pondrá atención sobre el rol de las operadoras independientes en un panel que estará a cargo de Adolfo Storni, presidente de Capex, y de Carlos Gilardone, CEO de Quintana Energy.
Sector público
En la segunda parte de la jornada habrá un bloque dedicado al sector público y las agendas de ambiente. En ese segmento se desarrollará el análisis de Leticia Esteves, secretaria de Ambiente de Neuquén.
Además, Gustavo Schiappacasse, director Ejecutivo de Fundación YPF; Juan David Orozco, country VP de Halliburton; y Ana Catalano, especialista en Formación Continua; llevarán adelante un panel sobre educación. Y Oliver Houzé, presidente de la SPE a nivel global, hablará sobre la incorporación de jóvenes profesionales a la industria de Oil&Gas.
Christian Cerne, vicepresidente para Latinoamérica de Proshale; Gonzalo Arribere, gerente general de Hidrofrac; Carlos Etcheverry, gerente general de Texproil; y Francisco Díaz Tello (MES); disertarán sobre la agenda de la cadena de valor del sector de Oil&Gas.
Por último, el cierre del evento estará a cargo del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y su par de Río Negro, Alberto Weretilneck; que compartirán las proyecciones que existen para las provincias patagónicas en cuanto al desarrollo hidrocarburífero.
La gobernación de Chubut, que encabeza Ignacio «Nacho» Torres, intimó este mes a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) a que devuelvalas minas de uranio que tiene concesionadas en la provincia, incluyendo a Cerro Solo, el mayor yacimiento de uranio del país. El Ministerio de Hidrocarburos provincial argumentó que la CNEA viene realizando una actividad exploratoria y productiva «prácticamente nula» y contraria al potencial económico de Chubut en minería de uranio, según reza una carta dirigida al presidente del organismo nuclear a la que accedió EconoJournal.
Sin embargo, fuentes con conocimiento del tema señalaron que la CNEA avanzó en los últimos meses con gestiones internacionales para encontrar inversores para desarrollar Cerro Solo. En términos políticos, el planteo de la administración de Torres es la primera acción concreta de la provincia en favor del habilitar la explotación metalífera que está prohibida por Ley desde hace más de 20 años. Torres se manifestó en las últimas semanas a favor de impulsar proyectos de uranio de manera compatible con la legislación minera vigente en el distrito patagónico, en clave también con la promoción de la explotación uranífera bajo la órbita del nuevo Plan Nuclear que lanzó el gobierno de Javier Milei.
El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, notificó por carta al presidente de la CNEA, German Guido Lavalle, una intimación para que la institución transfiera o revierta «todas las propiedades mineras de titularidad de la CNEA al estado provincial chubutense». La intención de la provincia es «lograr el desarrollo de recursos uraníferos world class hoy en día desaprovechados».
Las 18 propiedades mineras listadas en la misiva son Los Adobes, La Primera, Cerro Solo, Laguna Colorada, Puesto Alvear, El Ganso, El Molino, Arroyo Perdido, Sierra Cuadrada, Sierra Cuadrada Sur, El Cruce, Mirasol Chico, Cerro Chivo, Cateo Union, Ganso Oeste, La Salteada, La Meseta y El Picahueso. De las propiedades listadas, 12 son minas de uranio, 4 son manifestaciones y 2 son cateos. La titularidad de la CNEA sobre estas propiedades es a perpetuidad ya que fueron otorgadas antes de la transferencia del dominio originario sobre los recursos naturales del Estado nacional a las provincias con la Reforma Constitucional de1994.
Cerro Solo destaca en la lista como el principal yacimiento de uranio de Chubut y de todo el país, con unos recursos razonablemente asegurados de 4420 toneladas de uranio. Un documento de la CNEA del 2020 indica que en Cerro Solo se podrían llegar a producir entre 500 y 550 toneladas anuales. Como dato de referencia, su producción alcanzaría para cubrir la demanda anual de 220 toneladas de uranio de las centrales nucleares argentinas y exportar el mineral. Actualmente no hay ningún proyecto de uranio en producción en el país.
El gobernador Ignacio «Nacho» Torres.
El pedido de Chubut
En la carta, el ministro de Hidrocarburos remarcó que el contexto internacional es propicio para el desarrollo económico de los proyectos de uranio en Chubut, empleando métodos extractivos que no se contraponen «a ninguna norma de orden local o nacional». Pero la provincia intima a la CNEA a que devuelva la titularidad sobre los proyectos, aduciendo «inactividad» y «falta de inversiones» en exploración y producción por parte del organismo.
Ponce indicó que «desde los anos 80 hasta la actualidad las inversiones y trabajos realizados por la CNEA, tanto en exploración como en explotación de nuestros recursos fue prácticamente nula«. Sobre la base del dominio provincial sobre los recursos naturales y la presunta inactividad de la CNEA, el ministro argumentó que se «justifica la petición de reversión de todas aquellas propiedades mineras que hayan permanecido inactivas durante tiempo prolongado y de manera injustificada, a los efectos que sea la provincia quien arbitre los mecanismos para avanzar en su explotación».
El funcionario también remarcó el relanzamiento de la minería de uranio perseguido por el gobierno nacional a partir de un futuro Plan Nuclear. «La inactividad y la falta de inversiones de parte de CNEA evidenciadas durante décadas, exponen una clara contraposición a la política de desarrollo que encabeza el Gobierno Nacional y persigue la provincia del Chubut», añadió.
La carta también destaca que «existen nuevas tecnologías aplicables a la exploración de los recursos uraníferos descubiertos en la provincia, como la lixiviación in situ, que permiten el desarrollo de los recursos sin contraponerse a ninguna normal local o nacional». Ante una consulta de EconoJournal, fuentes allegadas al Ministerio de Hidrocarburos de Chubut remarcaron que el desarrollo de estos proyectos de uranio es «perfectamente compatible» con la ley 5001 de «prohibición de la actividad metalífera». «No esta en agenda la modificación de ese marco normativo», subrayaron.
Controversia
EconoJournal consultó a la CNEA sobre las afirmaciones del ministro. Desde la institución marcaron un contrapunto con la provincia en torno a las inversiones en Chubut. «La CNEA sigue avanzando en la recuperación de la minería de uranio en la Argentina, después de tres décadas de inactividad, con el objetivo de contribuir a la economía nacional y al desarrollo del Plan Nuclear Argentino. En este sentido, ha invertido realizando exploración en diversas provincias, obteniendo resultados positivos en la identificación de recursos uraníferos en varias ubicaciones, destacándose el gran potencial de la provincia de Chubut, entre otras. Actualmente, la CNEA impulsa el inicio de la explotación, trabajando estrechamente con las provincias para llevar a cabo esta actividad de manera responsable y con el máximo respeto por el cuidado del ambiente», comunicaron oficialmente desde el organismo a este medio.
Sin embargo, otra fuente nuclear conocedora del tema objetó los argumentos del ministro provincial y señaló que la CNEA invirtió desde 2006 al menos US$ 60 millones en minería de uranio en Chubut. También deslizó que hay un trabajo en curso con la Secretaría de Minería de la Nación para realizar una licitación internacional del proyecto Cerro Solo, con interés concreto desde varios países.
«Hay ofertas de China, Australia, EE.UU., Canadá. La demanda era tan grande que se optó por ir a una licitación internacional», disparó la fuente, antes de agregar: «se invirtieron decenas de millones de dólares entre 2008 y 2014». «En Chubut no hubo inversión privada desde 2012 aproximadamente, salvo en los últimos dos años que Piche Resources trabajó tanto en uranio como en oro. El uranio es un buen negocio ahora, pero en las malas la CNEA y el estado invertimos un montón«, añadió.
En esa clave, una fuente que actualmente no tiene vinculo contractual con la CNEA afirmó que la institución entre 2006 y 2015 invirtió aproximadamente US$ 100 millones en minería de uranio, de los cuales unos 60 millones de dólares fueron invertidos en Cerro Solo. «Pero en esos 10 años no se incrementó un gramo los recursos razonablemente asegurados ni se generó un yacimiento productivo», matizó de forma crítica sobre los resultados conseguidos.
Respaldo a la minería de uranio
La iniciativa del gobernador Ignacio Torres para relanzar la minería de uranio en Chubut no deja de ser una jugada fuerte en una provincia marcada por los conflictos en torno a la minería. Torres se manifestó a su favor con el argumento de que no será necesario modificar la ley 5001 que prohíbe la actividad metalífera. El fallido intento del ex gobernador Mariano Arcioni de modificar esa ley en 2021 derivó en fuertes incidentes en torno a la legislatura y la casa de gobierno provinciales.
Torres subrayó este mes en una entrevista en LN+ que la ley 5001 únicamente prohíbe la minería cuando es a cielo abierto y se utiliza cianuro en los procesos de producción. “Podríamos extraer uranio con otros métodos, tenemos la mejor reserva de uranio”, dijo. No obstante, el gobernador remarcó que el proceso de adjudicación y ejecución de los proyectos debe ser transparente y tener licencia social para evitar conflictos como el ocurrido en 2021.
«Hay un mito, yo no soy antiminero, en Chubut hay minería, nosotros en su momento denunciamos que estaba mal querer aprobar una ley entre gallos y medianoche, un día antes de navidad con un manto de oscuridad que justamente es todo lo contrario a cualquier discusión que se debe dar de cara a la ciudadanía”, analizó.
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Leopoldo Salva, senador por Los Andes, señaló que San Antonio de los Cobres tuvo una buena recaudación a raíz de la actividad minera y remarcó la necesidad de invertir en obras de mayor envergadura. Salva informó en diálogo con Nuevo Diario que hoy el municipio cuenta con una recaudación importante. En el balance presentado por el intendente Alberto Carral durante la apertura de sesiones, figura una recaudación de más de 8 mil millones de pesos. De ese monto, la mitad (4 mil millones) provienen solamente de la tasa de seguridad e higiene que el municipio le cobra a las mineras. […]
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El 4 de abril se inaugura la ampliación del tendido de Oleductos del Valle (Oldelval), una obra clave para la evacuación de crudo desde Vaca Muerta. El 4 de abril de 2025, se llevará a cabo la inauguración de la ampliación de Oldelval, el principal oleoducto de la Cuenca Neuquina, que conecta los yacimientos de Vaca Muerta con el resto del país. Esta obra, liderada por las principales productoras de petróleo de la zona, busca aumentar las capacidades de bombeo de crudo, respondiendo a la creciente demanda de transporte del petróleo producido en la región. ¿Qué es Oldelval? Oldelval es […]
Uno de los aspectos más destacados es la eliminación de la prohibición de oponer los certificados de exclusión de IVA y de Ganancias. En un avance significativo para el sector minero argentino, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), en colaboración con la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), introdujo modificaciones clave en el Registro Fiscal de Actividades Mineras. Estas modificaciones, detalladas en la resolución general 5663, buscan simplificar los procedimientos administrativos y fortalecer la cadena de proveedores que apoya la actividad minera, uno de los motores clave de la economía nacional. La resolución, publicada el 13 de marzo […]
La ex vicepresidente de YPF y presidente de Luft Energía, participó en CERAWeek 2025, el evento más importante del sector energético global en Houston. Doris Capurro, ex vicepresidenta de YPF y presidenta de Luft Energía, participó en CERAWeek 2025, el evento más importante del sector energético global en Houston, Texas. En una entrevista con Canal E, compartió su visión sobre el panorama energético mundial y la posición de Argentina en este contexto. «Cada año la discusión cambia. En los últimos años, la transición energética era el gran desafío, pero este CERAWeek arrancó con un discurso del secretario de Energía de […]
Desde hace más de un año los bolivianos deben soportar escasez de diésel y nafta. Pero todo empeoró la semana pasada, obligando al gobierno de Luis Arce a implementar medidas que generaron protestas. Los detalles. Durante el último año, Bolivia empezó a sufrir, de manera cada vez más frecuente, problemas por la escasez de combustible. El Gobierno de Luis Arce había negado la existencia de una crisis, afirmando que el suministro era irregular como consecuencia de factores externos, o por la especulación o el exceso de demanda, pero una y otra vez relativizó el tema señalando que «la provisión estaba […]
El gobierno nacional prevé que la inversión extranjera directa en la industria minera trepe de US$ 1388 millones este año a US$ 7510 millones en 2026, un 441% más de la mano del cobre y el litio. Como consecuencia de esas mayores inversiones, apuntaladas por el RIGI, proyecta además que las exportaciones se quintuplicarán en los próximos diez años.
La proyección de inversiones se realizó en base a los anuncios públicos y el Capex (Capital Expenditure) estimado por las empresas que operan en el país. El Capex contempla la inversión en bienes de capital como maquinaria, equipos, infraestructuras y tecnología.
Luego del pico de US$ 7510 millones de inversión que se alcanzaría en 2026 los desembolsos se mantendrían cerca de esa cifra durante los siguientes dos años con US$ 6664 millones en 2027 y US$ 7029 millones en 2028. En 2029 bajaría a US$ 4501 millones, en 2030 a US$ 2360 millones y en 2031 caería a US$ 750 millones, por debajo del valor proyectado para 2025.
Inversión extranjera directa proyectada en minería hasta 2031.
Otro de los supuestos para realizar las estimaciones es que la construcción de un proyecto de cobre demanda 3 años y la de un proyecto de litio dos años.
Portfolio de proyectos mineros de litio y cobre.
Boom exportador
Como consecuencia de esas mayores inversiones, el gobierno proyecta además un boom exportador en la industria minera. En 2024 el sector exportó por US$ 4669 millones, pero la estimación oficial es que esa cifra se quintuplicará durante los próximos diez años. De hecho, se espera que las exportaciones de litio aumenten 8 veces en los próximos 5 años.
Este año treparían a US$ 4900 millones, levemente por encima del valor de 2024. En 2026 llegarían a US$ 6000, en 2027 a US$ 6600, en 2028 a US$ 8600 y en 2029 a US$ 13.900 millones, ya con un aporte de US$ 3000 millones por parte del cobre. En 2030 esas exportaciones se dispararían a US$ 19.200 millones y durante los cinco años siguientes, entre 2031 y 2035, promediarían un valor cercano a los US$ 25.000 millones.
Exportaciones mineras proyectadas por mineral.
Las ventajas del RIGI
Este auge de las inversiones y las exportaciones mineras se supone que vendrá de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), al que varias empresas ya aplicaron. No obstante, el propio gobierno recordó en uno de los documentos que las cobranzas por concepto de exportaciones de productos de todo aquel proyecto amparado por el RIGI, realizadas por el Vehículo de Proyecto Único (VPU), estarán exentas de la obligación de ingreso y liquidación en el mercado cambiario de modo creciente.
El VPU es una entidad creada con el propósito exclusivo de desarrollar el proyecto que califique como “gran inversión”. En este caso, todos aquellos que superen los US$ 200 millones. El objetivo del VPU es que sirva para aislar las actividades y activos específicos del proyecto, garantizando una gestión más eficiente y transparente ya que de ese modo se facilitan el control y seguimiento por parte de las autoridades.
Luego de dos años de la fecha de implementación del VPU la disponibilidad de las divisas será del 20%, luego de tres años trepará al 40% y luego de cuatro años será del 100%. A su vez, en el caso de Inversiones Estratégicas de Largo Plazo, aquellas que superen los US$ 2000 millones de inversión, estos plazos se acortan en un año cada uno.
La tasa del Impuesto a las Ganancias aplicable a los VPU será del 25%, contra una tasa general del 35%, mientras que los beneficios netos provenientes de dividendosse seguirán gravando con una tasa del 7%, pero después de siete años de haberse unido al RIGI se reducirán a la mitad.
En el caso del IVA, las empresas podrán utilizar los certificados de crédito fiscal para pagar el impuesto en las facturas de los proveedores o directamente a la Agencia de Control de Ingresos y Aduanas (ARCA) cuando importen bienes.
El RIGI garantiza además que los derechos, protecciones e incentivos previstos bajo el régimen se mantendrán estables durante 30 años y, en caso de que surja algún conflicto, le otorga a la empresa la posibilidad de elegir el tribunal dentro de un abanico de tres opciones: a) Reglas de arbitraje de la CPA de 2012; b) Reglas de arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (excepto las Reglas de procedimiento acelerado), o; c) Convenio Internacional sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) entre Estados y nacionales de otros Estados del 18 de marzo de 1965 o, en su caso, el Reglamento de Arbitraje del CIADI.
YPF Luz avanza con firmeza en la consolidación de su portafolio renovable en Argentina, mientras observa nuevas oportunidades de financiamiento para sus proyectos, tras lograr una capacidad instalada que supera los 3,3 GW (entre diversas tecnologías ERNC y convencionales) y un pipeline de 5 GW.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, participó de una conversación destacada en el evento Future Energy Summit (FES) Argentina, donde destacó el contexto favorable a nivel nacional y las posibilidades para concretar proyectos de generación, transmisión y almacenamiento en baterías.
“Hay oportunidades en el mercado local, de tomar dólar MEP (Mercado Electrónico de Pagos – también conocido como dólar bolsa) a tasas muy competitivas. Con lo cual están dadas las condiciones para inversiones”, afirmó.
“Este escenario abre posibilidades, viendo proyectos de largo plazo como grandes parques o líneas de transporte eléctrico con centrales renovables, por lo que se puede explorar nuevos tipos de financiamiento”, agregó.
El parque eólico CASA, ubicado en el predio de Cementos Avellaneda, contará con nueve aerogeneradores y una potencia instalada de hasta 63 MW. Parte de su producción se destinará al autoabastecimiento de la cementera, mientras que el excedente se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
“Con el parque solar El Quemado, al ser el primero aprobado por el RIGI, estamos abriendo puertas y experimentando para lograr que funcionen los beneficios asociados en importación, IVA, entre otros”, complementó Mandarano.
“El RIGI incluso abre las puertas a centrales de mayor escala, pero no habrá proyectos muy grandes sin la expansión del sistema de transmisión, aunque el RIGI permitiría una combinación de inversión para desarrollar sistemas de transporte y la combinación con la generación, como por ejemplo el estudio de la línea que estamos llevando adelante con Central Puerto, a fin de abastecer de energía limpia a la zona de la Puna Argentina”, subrayó.
Por otro lado, Mandarano señaló la creciente ventaja de la tecnología solar frente a la eólica en el país, debido a la reducción de costos, mayor flexibilidad de instalación y disponibilidad de capacidad de transporte en el MEM.
“Por la combinación de recursos, escalabilidad y forma de la red eléctrica en Argentina, la tecnología solar le gana posiciones a la eólica. Aunque a futuro, el gran desafío es encontrar la combinación de lugar y recurso que haga rentable un proyecto en un mercado altamente competitivo”, manifestó.
“También hay margen para crecer en la demanda, pero cada vez se hace más difícil construir parques para luego obtener el offtaker, ya que son chicos y tienen cada vez más riesgo. Con lo cual, desde YPF Luz ahora primero buscamos el offtaker para luego construir el proyecto, hacia aquellos clientes dispuestos a salir de la distribuidora o nuevos que aparezcan, colaborando en el desarrollo de las nuevas demandas e industrias en el país”, continuó.
Además de sus inversiones en generación, la empresa analiza su posible participación en la licitación de almacenamiento de 500 MW lanzada por la Secretaría de Energía, denominada “AlmaGBA” y baterías a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
“Estamos analizando proyectos, a YPF Luz le gusta jugar a todo. Está buena la licitación, pero hay que encontrar el lugar y el proyecto para que cierre la ecuación y participar en la convocatoria a un precio razonable”, concluyó Mandarano.
El ministro de Economía, Luis Caputo, se encontrará esta noche con los principales empresarios del país en el marco de la cena que dará arranque formal al Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA) en el Alvear Palace.
Pero el debate y los temas a desarrollar de fondo se producirán desde el martes en un encuentro en el Four Seasons que será abierto por el viceministro de Economía, Pablo Quirno, en el marco de este foro que congrega a influyentes economistas, empresarios e inversores de la región.
Los debates comenzarán a las 9:00 del martes y se espera la asistencia de hombres de negocios con intereses en energía, minería y telecomunicaciones, funcionarios y gobernadores, entre otros referentes claves de la Argentina que viene.
El IEFA fue creado para fomentar la conexión, la colaboración y la innovación con la fin de abordar los principales retos del mundo.
La organización aprovecha su extensa red para convocar una serie de eventos anuales en todo el mundo en los que los jefes de Estado y de Gobierno, miembros de la comunidad empresarial y de la sociedad civil, dirigentes sindicales y académicos, todos ellos expertos en sus campos recurrentes, pueden reunirse y sus objetivos comunes debate y las formas de alcanzar.
El año pasado, el presidente Javier Milei pronunció el discurso de cierre del evento, pero esta vez será el turno de Caputo de llevar la voz cantante del Gobierno, junto a otros funcionarios como Demian Reidel, quien desempeña un rol central en el desarrollo del Plan Nuclear Argentino.
Además, participarán en el encuentro empresarios de primera línea como Alejandro Bulgheroni, CEO de Pan American Energy; José Luis Manzano, propietario de Edenor; y Augusto Fabozzi, vicepresidente para Sudamérica de Oracle, entre otros.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, será otro de los expositores, y también hablará el CEO de YPF, Horacio Marín.
El potencial de Vaca Muerta para redefinir el sector energético latinoamericano será uno de los ejes del encuentro.
Además, se debartirá cómo potenciar la riqueza mineral que tienen países como la Argentina, Chile y otros de la región.
Otro de los ejes será el rol de la Inteligencia Artificial para potenciar la fortaleza industrial de la región.
Especialistas en el sector financiero expondrán también sobre los mercados de capitales y su impacto en la región.
Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS) informó que el último viernes durante pruebas realizadas en la Planta Compresora Fiat, ubicada en Complejo Cerri, Ruta 3 Sur km 701, se produjo el accionamiento del sistema de seguridad de las instalaciones.
“Ponemos en conocimiento la operación mencionada a fin de brindar tranquilidad a la población, y señalar que este tipo de operaciones está regulada por normas ambientales y de seguridad, en el marco de una evaluación previa y mitigación de impactos”.
Dicho complejo fue duramente afectado por la trágica inundación que afrontó Bahía Blanca el pasado viernes 7.
Según pudo saberse, el procesamiento de gas se vio paralizado, no así el suministro a la población y a las industrias.
El Gobierno nacional completó la implementación de la importación de vehículos eléctricos puros e híbridos, mediante la instrumentación de la convocatoria para participar del proceso que permitirá la incorporación de 50.000 unidades al parque automotor local.
La medida se plasmó mediante la disposición 30/2025 de la Dirección Nacional de Gestión de Política Industrial, dependiente de la Secretaría de Industria y Comercio, publicada este lunes en el Boletín Oficial, que reglamenta lo establecido en el decreto 49 de fines de enero.
La Secretaría de Industria informó que las empresas interesadas en importar estos vehículos tendrán un plazo de diez días hábiles para obtener el permiso de importación de manera completamente digital. La presentación de solicitudes se realizará a través de la plataforma TAD, según la Disposición 30/2025 de la Subsecretaría de Política Industrial.
Como ya se comunicó en el Decreto 49, ese cupo está dirigido a vehículos con sistemas de propulsión sustentables como los que combinan un motor térmico con uno o más eléctricos (híbridos), a los sistemas de propulsión 100% eléctricos y a los de pila de combustible de hidrógeno, siempre y cuando cumplan con características técnicas mínimas como tener un peso mayor a 400 kg sin contar el peso de la batería, una autonomía superior a 80 km y una potencia mínima de 20 CV.
De acuerdo a la letra chica, el valor debe ser menor a US$ 16.000 FOB (free on board). Es decir, ese es el precio máximo con el que se embarcará en el puerto de origen. Sobre ese precio se deben cargar todos los impuestos argentinos, salvo el arancel de importación del 35% que por acuerdo de comercio entre Argentina y Brasil, se aplica en ambos países a todos los vehículos que provienen de otras regiones fuera del Mercosur. El valor final rondará los US$ 30.000.
Según la nueva disposición, este régimen tendrá una duración de 5 años y la asignación de los cupos es anual. En ese sentido, se distinguen dos categorías de destinatarios para la importación: 25.000 vehículos para empresas terminales que fabrican vehículos en el país y otras 25.000 unidades para importadores que deseen comercializar vehículos con estas tecnologías.
El Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) aprobó el segundo proyecto y primero de Exportación Estratégica de Largo Plazo, anunció el ministro de Economía, Luis Caputo.
Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur, con una inversión de US$ 2.900 millones por parte de un consorcio de productores de petróleo en Vaca Muerta liderados por YPF.
Esta inversión permitirá exportaciones de petróleo de más de US$ 15.000 millones por año, indicó Caputo. El ministro felicitó al titular del Comité Evaluador, Daniel Gonzalez, y a todo el equipo por la “pronta respuesta”.
IMPORTANTE El Comité Evaluador aprobó hoy el segundo proyecto RIGI y primero de Exportación Estratégica de Largo Plazo. Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur con una inversión de USD2.900 millones por parte de un consorcio de productores de petróleo en Vaca Muerta liderados…
El Comité Evaluador tiene como objetivo analizar las solicitudes de adhesión y los planes de inversión que se presenten desde el sector privado.
Está a cargo de González, hombre de confianza del ministro de Economía, quee viene coordinando el trabajo de las áreas de energía y minería dependientes del Ministerio. González, ex CEO de YPF, es el hombre del gobierno que controla las adhesiones al RIGI.
Integró el grupo de funcionarios que acompañó al presidente Javier Milei a Loma Campana, el área emblema de YPF en Vaca Muerta, y luego a Chile para afianzar las exportaciones de gas a ese país.
La energía eólica marina se perfila como una de las grandes oportunidades para la transición energética de Chile. Con un potencial técnico estimado en 957 GW, según un estudio del Banco Mundial, esta tecnología podría aportar hasta 28 veces la capacidad instalada actual del país, que en 2024 alcanzaba los 34 GW.
Sin embargo, el desarrollo de la eólica offshore en Chile requiere de una estrategia integral que garantice su viabilidad económica y su impacto positivo en la seguridad energética. En este contexto, el Ministerio de Energía anunció en marzo de 2024 el inicio de la Hoja de Ruta para el Desarrollo de la Energía Eólica Marina, en el marco del Programa Net Zero World, firmado con Estados Unidos.
A este interés se sumó en julio de 2024 el Gobierno del Reino Unido, que declaró su disposición a apoyar financieramente proyectos de esta índole en Chile, mientras que en agosto se creó el Consorcio Viento Azul Biobío, una alianza entre la británica 17 Energy y la chilena SC Power para impulsar un parque eólico marino con una capacidad estimada de 500 MW a 1 GW en la costa del Biobío.
Mientras que en noviembre de 2024, la empresa noruega Deep Wind Offshore se sumó al mercado con planes de inversión en la misma región. En tanto que la Unión Europea ha destacado su relevancia para la descarbonización y la neutralidad climática en 2050.
Bajo ese contexto, Alberto Olivares, profesor de Derecho de la Energía de la Universidad Internacional de La Rioja (UNIR), analizó las oportunidades y retos regulatorios, económicos y ambientales para consolidar esta tecnología en Chile, atraer inversiones y fortalecer el crecimiento industrial.
“En general, los países deben subsidiar una parte importante del costo de los proyectos de eólica marina; la principal fórmula que está promoviendo ahora la Unión Europea para dar respuesta a los problemas de financiamiento es mediante contratos por diferencia (CfD, por sus siglas en inglés)”, indica en diálogo con Energía Estratégica.
“La empresa pacta con el gobierno contratos por un tiempo determinado (por ejemplo 15 años), en que se establece una banda de precios. La empresa vende su electricidad a precio de mercado, cuando está dentro de la banda de precios fijada, pero si el precio baja a un valor menor el Estado compensa a la empresa, y si el precio de venta es superior a los valores de la horquilla de fluctuación, entonces la empresa debe entregar al Estado sus excedentes. De esta forma, se protege la inversión de las empresas”, agrega.
Figura 1. Funcionamiento de los CfD. Fuente: Consejo de la Unión Europea (2024).
El desarrollo de redes eléctricas marinas es otro factor crítico. A diferencia de los parques eólicos terrestres, la conexión de la eólica offshore al sistema eléctrico requiere infraestructuras costosas, especialmente en un país con una geografía extensa como Chile.
En Europa, la solución ha sido el desarrollo de redes transfronterizas, verter la electricidad de diversos parques eólicos marinos ubicados en el espacio marítimo de diversos países, para reducir los costes de redes.
“No obstante, por las características geográficas de Chile, y de las regiones donde se proyectan los primeros parques eólicos marinos (región del Biobío), se debe optar por redes eléctricas offshore radiales, es decir, que conectan de forma individual a los parques eólicos marinos al sistema eléctrico, la opción más onerosa. Si Chile decide instalar parques eólicos marinos, debe saber que tendrá que financiar, vía subsidios u otra fórmula, una parte importante de los costos de los proyectos y las redes eléctricas costa fuera. En caso contrario, el precio de la electricidad generada con esta energía renovable no será competitiva económicamente”, señala Alberto Olivares.
“Además, Chile debe tener en consideración que existe una cadena de valor que debe desarrollar, adaptar puertos, contar con barcos para transportar los aerogeneradores, impulsar nuevas profesiones y oficios especializados, disponer de suministros fiables de aerogeneradores, entre otros desafíos. La industria eólica offshore no solo es cara, sino que también extremadamente compleja, desde la perspectiva técnica, y requiere de una importante inversión para disponer de una cadena de valor que permita contar con una industria competitiva”, añade.
Más allá de los aspectos económicos, la planificación debe abordar la coexistencia con otras actividades marítimas y la protección ambiental. En Europa, la regulación incluye planes de ordenación del espacio marino (POEM), que establecen zonas específicas para la instalación de proyectos sin afectar áreas protegidas ni interferir con la pesca y la navegación.
Esto significa que se requiere de una actuación integrada de un conjunto de asuntos relacionados con un nuevo modelo de gobernanza marina.
“La Hoja de Ruta que está elaborando Chile debería ser el instrumento que entregue las ideas matrices del régimen jurídico y económico que permita un desarrollo sostenible y resiliente de la industria eólica marina”, subraya el profesor de Derecho de la Energía de la UNIR.
“Entre otros aspectos, se debe ofrecer un régimen administrativo de autorizaciones y concesiones ágil, que reduzca los plazos del proceso de autorizaciones, sin disminuir los estándares ambientales. El régimen económico también es esencial para atraer a inversores; las subastas con contratos por diferencia parece ser el esquema favorito de la UE. De esta forma, el entorno regulatorio y económico favorable y la previsión de los temas antes enunciados serán claves para que la industria eólica marina pueda ser desarrollada en Chile, que brinde seguridad al sistema eléctrico, facilite la transición a la neutralidad energética y genere nuevas oportunidades de negocios”, concluye.
El almacenamiento energético es un pilar fundamental para la transición energética en Latinoamérica. Sin soluciones eficientes, seguras y estables, la expansión de las energías renovables podría verse comprometida. Así lo destacó José Medina, ingeniero especialista en sistema de almacenamiento en Sungrow, durante su keynote en Future Energy Summit México (FES Mexico), titulada «PowerTitan 2.0: Potenciando el futuro energético en Latam».
“La transición energética en Latinoamérica no es una opción, es una necesidad; y el almacenamiento energético va a cumplir un rol clave en poder lograr este objetivo”, enfatizó Medina.
En este contexto, Sungrow ha desarrollado tecnologías de almacenamiento que responden a los desafíos de la región, con soluciones diseñadas para maximizar la eficiencia y la confiabilidad de los sistemas renovables.
PowerTitan 2.0: innovación en almacenamiento
Como parte de su compromiso con el desarrollo del almacenamiento energético, Sungrow ha lanzado al mercado el PowerTitan 2.0, una solución que integra inversores y baterías en un mismo sistema para aumentar la eficiencia y optimizar la respuesta de la red. “Nuestra última solución ya lanzada al mercado hace un par de meses es nuestro PowerTitan 2.0. Son 5 MWh en un contenedor de 20 pies”, explicó Medina.
Este sistema destaca por su arquitectura integrada de AC y DC, lo que permite una mayor flexibilidad en su implementación, dependiendo de las necesidades específicas de cada proyecto. “Esto nos permite aumentar la eficiencia total de carga/descarga del sistema, como así también disminuir los tiempos de respuesta frente a distintas consignas de control”, detalló.
Además, PowerTitan 2.0 incorpora un SKID de 20 pies, que incluye un transformador de media tensión, una RMU y el Smart Control Cabinet (SCC). Este gabinete centraliza la gestión de señales de comunicación a través de un controlador local, optimizando la operación de los módulos de baterías y los inversores mediante el protocolo Modbus, el cual se comunica directamente con el sistema de gestión de energía (EMS).
Seguridad y eficiencia: claves del almacenamiento de Sungrow
Uno de los aspectos fundamentales en el desarrollo de soluciones de almacenamiento es la seguridad operativa. Sungrow ha implementado estándares internacionales de protección, incluyendo ISC, UL y NFPA, y ha sido pionero en la realización de pruebas a gran escala para validar la resistencia de sus sistemas ante eventos extremos.
“Hemos sido pioneros en desarrollar un Large Scale Burn Test supervisado por DNV y más de 100 clientes”, mencionó Medina. En este test, un contenedor de baterías fue sometido a thermal runaway durante más de 26 horas sin afectar a los sistemas adyacentes. “Se logró demostrar y validar que nuestras distancias de separación entre contenedores son apropiadas y seguras”, añadió.
En términos de eficiencia, PowerTitan 2.0 mantiene un sistema de refrigeración líquida, tecnología que permite una mejor gestión térmica y una reducción del consumo energético. “Nuestra solución es una solución de refrigeración líquida pero eficiente, ya que en función de distintas características e inputs puede operar en distintos modos de control, logrando reducir considerablemente el gasto energético frente a otras tecnologías”, explicó el especialista.
En el contexto de la transición energética, el almacenamiento no solo juega un rol en la gestión de energía, sino también en la estabilización de la red eléctrica. PowerTitan 2.0 incorpora tecnología grid forming, “esto permite aumentar y dar soporte de inercia, tener capacidad de blackstart, dar soporte a los principales controles de frecuencia y de voltaje que tanto requiere la red eléctrica en estos momentos”, explicó Medina.
Casos de éxito y expansión de Sungrow en Latinoamérica
Con más de 16 GWh instalados a nivel global con la tecnología PowerTitan 2.0, Sungrow ha logrado consolidarse como un líder en almacenamiento energético, tanto en proyectos de gran escala como en soluciones para mercados emergentes. “A nivel global ya contamos con más de 16 GWh con nuestra solución PowerTitan 2.0”, destacó Medina.
En Latinoamérica, la compañía tiene más de 7 GWh adjudicados en contratos y 3 GWh bajo acuerdos de servicio a largo plazo (LTSA), garantizando la disponibilidad y el rendimiento de los sistemas durante 15 a 20 años. En México, Colombia y Chile, Sungrow ha establecido oficinas estratégicas para atender las crecientes necesidades del sector energético.
Uno de los proyectos más destacados es uno de 139 MW / 638 MWh en Chile, operando con acople en DC y utilizando inversores centrales de la compañía. Otros proyectos incluyen 28 MW / 56 MWh, 100 MW / 200 MWh, 200 MW / 400 MWh y 260 MW / 260 MWh, demostrando la capacidad de escalabilidad de la tecnología.
Argentina posee un recurso eólico privilegiado a nivel internacional y un potencial inmenso para liderar la transición energética en la región. Sin embargo, aún enfrenta desafíos en términos de optimización de proyectos y desarrollo del sector. Así lo consideró Alberto García Feijó, CEO y fundador de FE Energy, durante su intervención como moderador de un panel en el evento Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), donde debatió junto a representantes de Goldwind, Telener360, Nordex y TotalEnergies sobre las perspectivas de los grandes actores del sector eólico en el país.
«Argentina tiene un potencial tremendo en la parte renovable eólica. El viento que existe en este país es privilegiado a nivel internacional, tanto en el espacio como en el recurso disponible», enfatizó García Feijó, quien lidera una empresa con presencia en España, Colombia, República Dominicana, México y Argentina, especializada en el desarrollo de proyectos eólicos, soluciones híbridas con fotovoltaica y almacenamiento en baterías.
Uno de los puntos centrales de su intervención fue la importancia de optimizar los proyectos eólicos desde la instancia de medición del recurso. Según el directivo, contar con datos precisos es determinante para maximizar la eficiencia de cada parque eólico y minimizar riesgos.
«No se puede escatimar en medir en eólica. Es un tema imprescindible y hay que medir bien», afirmó, resaltando que una medición de calidad desde la conceptualización del proyecto hasta la elección de la turbina adecuada es clave para garantizar la viabilidad técnica y financiera de los desarrollos.
En ese sentido, destacó la evolución de las tecnologías de medición, como el uso de Lidar, aunque reconoció que aún existen debates sobre su bancabilidad. «Todavía es cuestionable si son bancables o no, pero desde el punto de vista de complementar las mediciones, resultan herramientas valiosas», comentó.
Asimismo, resaltó la necesidad de adaptar las estrategias de medición a las características del territorio. «Para grandes proyectos o para orografías complejas, realizar una campaña de medición completa sin tener que instalar muchas torres es un reto. En estos casos, los Lidar permiten reducir esfuerzos, facilitar la movilidad y sortear obstáculos regulatorios», explicó.
El mercado eólico en transformación
Desde su experiencia de más de 20 años en el sector, García Feijó analizó la evolución del mercado eólico a nivel global y su impacto en Argentina. Recordó cómo hace 15 años el panorama era muy distinto, con una mayor diversidad de fabricantes y una alta demanda que obligaba a las empresas a reservar turbinas con antelación.
«Hubo una época dorada en España, entre 2005 y 2007, cuando los tecnólogos tenían tantos contratos que había que esperar para poder acceder a turbinas. Se hacían acuerdos marco de grandes megavatios», recordó. Hoy, sin embargo, la industria ha experimentado una concentración de fabricantes y una competencia feroz con otras tecnologías renovables.
Esta dinámica, según el directivo, ha llevado a los tecnólogos a perfeccionar sus modelos y a explorar hasta dónde pueden optimizar la generación sin comprometer la viabilidad técnica y estructural de los aerogeneradores. «El tecnólogo ha tenido que esforzarse para optimizar el rendimiento, realizar estudios de carga y adaptar los equipos a condiciones cada vez más exigentes», detalló.
Desafíos y oportunidades en Argentina
En el contexto argentino, García Feijó destacó la necesidad de aprovechar de manera inmediata los recursos renovables disponibles, ya que cada día sin desarrollo representa una oportunidad desperdiciada. «Cada minuto que pasa, cada segundo que pasa, se está desperdiciando una energía que atraviesa el país y no se está aprovechando. Es como tener un pozo petrolero abierto y dejar que el petróleo se pierda», ilustró.
El país cuenta actualmente con una capacidad instalada de 4.343 MW de energía eólica interconectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), pero existen enormes oportunidades de expansión si se generan las condiciones adecuadas. Entre ellas, el CEO de FE Energy subrayó la necesidad de incentivos regulatorios claros y estabilidad financiera para atraer inversión extranjera.
En este sentido, mencionó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una medida que busca fomentar el desarrollo de proyectos estratégicos en Argentina. «Se ha hablado mucho del RIGI y se seguirá hablando. Lo que necesitamos es saber cómo se van a aplicar estas medidas y cómo van a impactar en el sector eólico», planteó.
Finalmente, García Feijó resaltó que Argentina tiene el potencial para convertirse en un líder mundial en energía eólica, superando incluso a países con mercados más consolidados, como España. Para reforzar su mensaje, compartió un dato clave: el pasado 25 de febrero de 2025, España generó más de 260 GWh de electricidad a partir del viento, convirtiéndose en el país europeo con mayor producción de energía eólica en esa jornada.
«Si en España hemos logrado esto con un factor de planta del 30%, en Argentina, que cuenta con recursos de calidad superior, es solo cuestión de tiempo para que el país lidere esta tecnología a nivel global», concluyó, animando al sector a seguir avanzando en el desarrollo de proyectos renovables y a capitalizar el enorme potencial del viento argentino.
FMO, banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés y cuenta con participación de bancos comerciales holandeses, fue una de las grandes entidades que acompañaron el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.
Angie Salom, manager energy Latin America & Caribbean de FMO, analizó el cambio de enfoque en el financiamiento energético en el país, las oportunidades y desafíos que se presentan para la inversión privada, tanto en materia de generación, transmisión, distribución y almacenamiento de energía.
“El año pasado esperábamos certeza de que se continuara apoyando a las renovables, pero en 2025 la conversación es totalmente diferente, más enfocada hacia la transmisión, la generación distribuida y baterías. Es un cambio muy interesante y que desde FMO estamos para apoyar”, sostuvo.
Históricamente, FMO ha financiado proyectos de energía solar y eólica en Argentina, desde Salta hasta la Patagonia. Sin embargo, la dinámica del sector ha cambiado y ahora las inversiones comienzan a girar en torno a ,mayor infraestructura y otras tecnologías.
Por ello, la ejecutiva reconoció que los desafíos actuales requieren nuevos modelos financieros y anticipó que en el corto plazo podrían ampliar su cartera de inversiones.
“Ojalá el próximo año podamos responder que también financiamos baterías, redes de transmisión y generación distribuida. O quizás en 5 años tengamos hidrógeno verde”, agregó frente a un auditorio de más de 500 líderes del sector renovable de Latinoamérica.
Uno de los puntos centrales para las inversiones de la transición energética también radica la existencia de contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) confiables, pero también un desarrollador con equity y know-how para llevarlo a cabo en cualquier condición, a fin de garantizar la viabilidad financiera de las iniciativas.
“El Programa RenovAr abrió el sector renovable y hoy en día los PPA del Mercado a Término han asegurado la continuidad y permitido la relación más directa entre los compradores y los generadores”, subrayó durante el panel de debate “Generación renovable: Oportunidades para el financiamiento y el desarrollo de proyectos en el nuevo contexto de inversiones”.
El marco regulatorio es otro factor crítico para la inversión en la industria energética, considerando la importancia de claridad hacia la dirección de la política sectorial y que el gran reto radica en la implementación de las regulaciones.
«Debemos entender cómo se remunerarán ciertos proyectos y cuáles serán las tasas de retorno», apuntó la manager energy de FMO, haciendo referencia a las nuevas normativas de la Secretaría de Energía de la Nación, entre ellas la Resolución SE 21/2025 que avanza en la desregulación del sistema eléctrico y la contratación por parte de las distribuidoras.
“También estamos atentos a cómo se liberarán algunos cuellos de botella, principalmente en la capacidad de transmisión, y cómo se permitirá el acceso al sector privado para construir esos proyectos y tener un retorno razonable, confiable y predecible”, señaló.
Por lo que, la posibilidad de que el sector privado participe en el desarrollo de redes de transmisión será una ventana de oportunidad para destrabar inversiones y financiamiento, lograr mayor penetración de renovables y cumplir con los objetivos de descarbonización.
APsystems, líder en soluciones tecnológicas para energía fotovoltaica, presentó sus más recientes innovaciones en el marco del APsystems Day, un evento organizado por Strategic Energy Corp.
Durante la jornada, Gustavo Marín, Branch Manager Latam de APsystems, detalló los avances de la compañía en el sector y su apuesta por la eficiencia y la seguridad en la conversión de energía.
DS3-LV: Innovaciones en eficiencia y facilidad de instalación
Uno de los productos más destacados de la presentación fue el microinversor DS3-LV, diseñado específicamente para el mercado latinoamericano. «Es un microinversor monofásico de 127V (89V-154V), compatible con dos módulos de 22V-60V y con una potencia máxima de salida de 900W», explicó Marín. Su diseño prioriza la eficiencia energética, alcanzando un 97% de rendimiento, y cuenta con protección AFCI interna y certificación UL1741.
La propuesta de APsystems simplifica el proceso de instalación y reduce costos significativamente. «Es un producto mucho más sencillo y rápido de instalar. Se trata de un sistema ‘plug and play’, sin necesidad de actualizaciones ni configuraciones adicionales», aseguró el ejecutivo.
En términos de adopción, el DS3-LV ya ha sido implementado en proyectos clave de la región. «En Colombia hemos instalado 3.000 microinversores DS3-LV en viviendas, con un esquema de dos microinversores y cuatro módulos por casa», detalló. En México, el producto también está siendo utilizado en proyectos residenciales de constructoras, consolidando la presencia de APsystems en el sector habitacional.
Expansión al almacenamiento de energía con APstorage
APsystems ha dado un paso adelante en soluciones de almacenamiento energético. Marín explicó que la empresa, que históricamente se ha enfocado en microinversores, ha incursionado en el segmento de almacenamiento con una solución de 5kW y un nuevo sistema de conversión de energía (PCS): el modelo ELS de 11.4K.
«Nos alineamos con la tendencia del almacenamiento energético y lanzamos el sistema de conversión de energía PCS modelo ELS de 11.4K en nuestra línea APstorage», comentó. Este producto permite una mayor autonomía, brindando flexibilidad tanto para sistemas conectados a la red como para aplicaciones aisladas.
La seguridad es un pilar clave en el diseño de APstorage. «Hemos priorizado la protección de los instaladores mediante el uso de voltajes bajos», afirmó Marín. El modelo ELS opera con baterías de 48V a 52V, cuenta con protección IP65/NEMA 6 y permite diferentes configuraciones de alta y baja tensión, adaptándose a las necesidades específicas de cada instalación.
EMA Manager: monitoreo avanzado en una sola plataforma
Otro de los anuncios clave fue el desarrollo de EMA Manager, una herramienta digital que permite la visualización integral del sistema fotovoltaico y de almacenamiento en tiempo real. «Nuestra plataforma es compatible con sistemas operativos de Apple y Google y ofrece una visión clara del consumo, la generación y el estado del almacenamiento», explicó Marín.
La plataforma brinda información detallada sobre la carga del sistema, la exportación a la red y el autoconsumo, optimizando la gestión energética. «Podemos indicar al sistema que no haga inyección a la red y que solo utilice la energía generada para el autoconsumo, lo que permite un mejor control del flujo energético», destacó.
Además, EMA Manager permite visualizar en un solo entorno toda la infraestructura instalada, evitando la fragmentación en múltiples cuentas y facilitando la administración de los sistemas fotovoltaicos. «Los usuarios pueden monitorear la producción y el consumo en gráficos detallados, con registros desde el inicio del sistema hasta el final del día», agregó.
PUMA Argentina S.A. y 360Energy anuncian la firma de un Power Purchase Agreement (PPA) que marca un importante hito en la estrategia de sostenibilidad de la reconocida marca deportiva en el país. Se trata del primer acuerdo de abastecimiento de energía renovable de PUMA Argentina, mediante el cual inicia el cambio en su matriz energética y el consecuente impacto en el medio ambiente.
El contrato tiene una duración de 5 años y permitirá abastecer con energía 100% renovable la planta de PUMA situada en La Rioja, a solo 200 kilómetros del Complejo Solar de 360Energy ubicado en el Departamento Chilecito de esa provincia y de donde provendrá la energía. PUMA posee una trayectoria de más de 45 años en Argentina y su planta de producción propia desde el año 1981.
La planta de PUMA en La Rioja es la única planta de producción propia de la marca a nivel global. Allí se produce una amplia gama de calzados deportivos que abarcan desde fútbol hasta running, fitness y tiempo libre, tanto para adultos como para
niños. Gracias al acuerdo firmado con 360Energy, lograrán la producción de 3 millones de productos cada año a partir de energía 100% limpia.
Este PPA contempla un suministro de 2,9 GWh anuales de energía limpia, lo que representa un significativo avance en la reducción de la huella de carbono de la compañía. «Este acuerdo representa un paso fundamental en nuestro compromiso con la sostenibilidad y la lucha contra el cambio climático. Estamos demostrando que la industria deportiva puede ser un agente de cambio ambiental», señaló Gustavo Marques, Managing Director Argentina.
Por su parte, Federico Sbarbi Osuna, CEO para hemisferio Sur de 360Energy, destacó: «Estamos orgullosos de acompañar a PUMA Argentina en su camino hacia la descarbonización. Este tipo de acuerdos demuestra que las grandes empresas son una pieza clave para liderar el cambio energético en Argentina, generando impactos positivos tanto ambientales como económicos».
Impacto Ambiental Positivo
El acuerdo permitirá reducir aproximadamente 1300 toneladas de emisiones de CO₂e anuales, equivalente a plantar más de 20.000 árboles. Además, fortalece el desarrollo de la matriz energética renovable en Argentina, promoviendo la generación distribuida y el uso eficiente de recursos naturales abundantes en la región.
El complejo solar de 360Energy en La Rioja, que abastecerá a PUMA, es uno de los parques solares fotovoltaicos más grandes de Argentina, destinados a abastecer a empresas privadas. Siendo una instalación de última generación, aprovecha las excepcionales condiciones de radiación solar de la provincia, la cual es considerada una de las mejores del país para este tipo de generación.
Del 5 al 7 de marzo de 2025, Guadalajara se convirtió en el epicentro de la innovación en energías renovables con la celebración de RE+ México 2025. Con más de 10,000 asistentes, el evento reafirmó la creciente demanda y el dinamismo del sector solar en la región.
Solis Inverters tuvo una participación destacada, captando la atención de más de 650 visitantes interesados en su nueva Serie Solis Solarator, una línea de inversores solares diseñada para ofrecer soluciones energéticas de alto rendimiento, confiabilidad y eficiencia.
La presentación de esta innovadora serie superó las expectativas, consolidando a Solis como un referente en tecnología fotovoltaica.
Un lanzamiento que marcó la diferencia
A lo largo de los tres días de expo, el equipo de Solis LATAM compartió con los asistentes los más recientes avances en tecnología solar. Uno de los momentos más esperados fue la presentación del CTO LATAM de Solis, Sergio Rodríguez Moncada, quien detalló la compatibilidad, beneficios y ventajas de la Serie Solis Solarator, destacando su impacto en la generación y almacenamiento de energía.
Productos estrella en exhibición
Durante el evento, Solis presentó una selección de inversores de la Serie Solis Solarator, diseñados para satisfacer las necesidades de diversos segmentos del mercado:
S6-EH2P(5-8)K02-SV-YD-L: Inversor residencial con almacenamiento, optimizado para la red eléctrica local.
S6-EH2P(10-16)K03-SV-YD-L-US: Inversor residencial con almacenamiento, adaptado a las necesidades del mercado norteamericano.
S6-EH3P(30-60)K-H-US: Solución de almacenamiento de energía para el sector comercial e industrial.
El crecimiento de la energía solar en México
Con México proyectado para superar los 10 GW de capacidad solar instalada en 2025, el sector fotovoltaico se encuentra en plena expansión. La creciente demanda de energía limpia, los avances tecnológicos y las nuevas políticas gubernamentales están impulsando la generación distribuida (GD) y las soluciones de almacenamiento de energía, elementos clave para el futuro del mercado.
Solis Solarator: Diseñado para la transición energética en LATAM
La nueva Serie Solis Solarator ha sido desarrollada para abordar los principales desafíos energéticos de América Latina, ofreciendo soluciones escalables y confiables. Entre sus características destacadas se encuentran:
Integración con generadores diésel: Garantiza disponibilidad de energía 24/7 con un sistema híbrido altamente eficiente.
Escalabilidad y flexibilidad: Capacidad de operar hasta seis unidades en paralelo, permitiendo soluciones de almacenamiento personalizadas y ampliables.
Fiabilidad en entornos desafiantes: Diseño robusto que soporta fluctuaciones en el suministro eléctrico, asegurando una energía estable y continua.
La Serie Solis Solarator no solo representa un avance tecnológico, sino también el compromiso de Solis con la estabilidad y sostenibilidad energética en América Latina.
Acerca de Solis
Solis (Ginlong Technologies) es uno de los principales fabricantes de inversores solares a nivel global, con una trayectoria de liderazgo desde su fundación en 2005. La empresa está comprometida con la aceleración de la transición hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras para proyectos solares residenciales, comerciales y a gran escala.
Según un informe elaborado por Oil Production Consulting, el sector de hidrocarburos en Argentina continúa mostrando una evolución significativa, con tendencias al alza en la producción de petróleo y gas. Basados en datos de la Secretaría de Energía, el informe indica que la producción total de petróleo en enero de 2025 alcanzó los 118.704 m3/d, mientras que la producción de gas se ubicó en 138.481 Mm3/d. Estos resultados reflejan el impacto de inversiones sostenidas en el sector, así como el avance de los proyectos no convencionales.
Evolución de la producción
En la comparación mensual, la producción de petróleo mostró una leve caída del 1,4%, mientras que la de gas registró un crecimiento significativo del 11,5%. Este comportamiento refleja fluctuaciones propias de la estacionalidad y ajustes operativos de las principales empresas productoras.
Por otro lado, la producción no convencional (NOC) continúa consolidándose como un factor clave para el crecimiento del sector. En enero de 2025, el petróleo no convencional representó el 59% del total producido, con 70.484 m3/d, mientras que el gas no convencional alcanzó los 85.208 Mm3/d, lo que representa el 62% del total.
Principales productores
El ranking de producción por empresa muestra a YPF S.A. como la principal operadora del país, con una participación del 47,4% en la producción de petróleo y del 25% en gas. Le siguen Pan American Energy, Vista Energy Argentina y Pluspetrol. En el segmento no convencional, la operación de YPF en Loma Campana sigue liderando la extracción de petróleo, mientras que Fortín de Piedra, de Tecpetrol, mantiene su posición como el mayor productor de gas no convencional.
Otras compañías con una presencia destacada en la producción nacional incluyen Total Austral, que tiene una fuerte participación en la producción de gas en la Cuenca Austral, y Shell Argentina, que continúa aumentando su producción en la formación de Vaca Muerta.
Distribución por cuenca
La cuenca Neuquina sigue siendo la región de mayor producción de hidrocarburos en el país, aportando el 71% del petróleo y el 70% del gas total. La cuenca del Golfo San Jorge ocupa el segundo lugar en petróleo con un 25%, mientras que en gas, la cuenca Austral representa el 20% del total.
Las cuencas Cuyana y del Noroeste continúan con una participación marginal en la producción nacional. Sin embargo, los esfuerzos de algunas operadoras buscan optimizar la producción en estos yacimientos maduros mediante nuevas técnicas de recuperación secundaria y terciaria.
Exportaciones y mercado internacional
Durante enero de 2025, las exportaciones de petróleo crudo continuaron en niveles elevados, impulsadas por la creciente demanda en mercados como Chile y Brasil. En el caso del gas, las exportaciones hacia Chile aumentaron en un 15% respecto al mes anterior, en línea con los compromisos asumidos bajo los contratos estacionales de exportación.
El crecimiento en la producción ha permitido que Argentina mantenga su capacidad de abastecimiento interno al mismo tiempo que fortalece su presencia en el mercado regional. Sin embargo, las restricciones en la infraestructura de transporte siguen siendo un desafío para ampliar las oportunidades de exportación.
Inversiones en infraestructura
Uno de los puntos clave del sector es la expansión de la infraestructura para el transporte de hidrocarburos. El Gasoducto Néstor Kirchner ha permitido aumentar la evacuación de gas desde Vaca Muerta, aunque se requieren nuevas inversiones para fortalecer su capacidad de transporte y almacenamiento.
Asimismo, el desarrollo de terminales de licuefacción para la exportación de GNL se encuentra en evaluación. El proyecto de Argentina LNG podría consolidar al país como un proveedor estratégico en el mercado global, reduciendo la dependencia de la exportación de gas por gasoductos.
Tendencias y perspectivas
El crecimiento de la producción de gas sugiere un fortalecimiento del Plan Gas.Ar y el desarrollo de infraestructura para la exportación. En el caso del petróleo, el aumento de la producción no convencional, especialmente en Vaca Muerta, refuerza la competitividad de Argentina en el mercado internacional.
Los desafíos a futuro incluyen la necesidad de mayores inversiones en infraestructura de transporte, regulaciones favorables para la exportación y estabilidad macroeconómica que permita consolidar el crecimiento del sector. A su vez, la transición energética y la presión ambiental sobre el sector imponen la necesidad de una estrategia a largo plazo que equilibre el desarrollo de los hidrocarburos con la diversificación de la matriz energética del país.
El Gobierno de Neuquén, a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales, otorgó cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales (CENCHs) a YPF. Se trata de las áreas Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II, las primeras adjudicadas bajo la gestión de Rolando Figueroa.
Estas cuatro CENCHs abarcan 675,79 km². YPF invertirá 12.915 millones de dólares en la perforación de 700 pozos horizontales. Para la etapa piloto, la inversión será de U$S 340,3 millones, con la perforación de 27 pozos horizontales. En el caso del área Narambuena, YPF está en sociedad con Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.
Con estas adjudicaciones, Neuquén suma un total de 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, cubriendo una superficie de 10.657,5 km², lo que equivale al 36 % del total de Vaca Muerta dentro del territorio provincial. En la etapa de desarrollo continuo, se prevé una inversión de 214.600 millones de dólares y la perforación de más de 14.877 pozos, describó el gobierno provincial.
CENCH Narambuena
El área Narambuena tiene una superficie de 212,79 km2 y la titularidad corresponde en un 50 % a YPF y el 50% restante, a Compañía de Desarrollo No Convencional SRL (CDNC). Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo negro.
Durante la etapa piloto, con una duración de 4 años, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 14 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de entre 1.100 y 2.000 metros, entre 15 y 28 etapas de fractura y un distanciamiento de 300 metros entre pozos, distribuidos en 5 PAD, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción. La inversión total estimada para esta etapa es de 181,2 millones de dólares.
Una vez transcurrido el periodo de cuatro años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 206 pozos. La inversión total del proyecto es de 3.330 millones de dólares.
CENCH Aguada de la Arena
El área tiene una superficie de 111 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de gas húmedo, condensado y seco.
Durante la etapa piloto, se prevé perforar, completar y poner en marcha 6 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 1.500 metros, con 25 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en 2 PADs, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción.
La inversión para esta etapa es de 63,22 millones de dólares. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 205 pozos nuevos. La inversión total de proyecto es de 4.184 millones de dólares.
CENCHs La Angostura Sur I y La Angostura Sur II
El área NC “La Angostura Sur I” tiene una superficie de 249 km2; mientras que “La Angostura Sur II” posee una superficie de 103 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo volátil y petróleo negro.
En La Angostura Sur II, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 3 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros y con 28 ramas de fractura. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 87 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es 1.951 millones de dólares.
En lo que respecta al plan piloto de La Angostura Sur I, se prevé perforar, completar y poner en marcha 4 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros, con 28 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en cuatro locaciones. En la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 175 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es de 3.450 millones de dólares.
“El Comité Evaluador aprobó el segundo proyecto enmarcado en el RIGI (Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones) y primero de Exportación Estratégica de largo plazo”, confirmó el ministro de Economía, Luis Caputo, con relación al Proyecto VMOS que comprende el tendido del oleoducto Vaca Muerta Sur con una inversión calculada en U$S 2.900 millones por parte de un consorcio de productores de petróleo.
“Esta inversión va a permitir exportaciones de petróleo por más de U$S 15.000 millones por año”, destacó el funcionario, quien envió “felicitaciones a Daniel Gonzalez (Secretario de Coordinación de Energía y Minería) y a todo el Comité por la pronta respuesta”.
El consorcio de productores en VMOS esta integrado por YPF, Vista Energy, Pampa Energía, Pan American Sur (PAE), Pluspetrol, Chevron Argentina y Shell Argentina. Las dos últimas confirmaron hace pocos días que se sumaban como socias en el proyecto, luego de recibir sendas aprobaciones desde sus sedes mundiales.
Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026, y el comienzo de la operación comercial en julio de 2027.
Los Accionistas en VMOS, YPF, Vista, Pampa, PAE han comprometido aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad y a su vezPluspetrol, Chevron y Shell aportarían un volumen aproximado de al menos 230.000 barriles por día adicionales de transporte en firme, se describió.
El Gobierno de Río Negro alcanzó acuerdos de prórroga con cinco empresas petroleras, asegurando una inversión total de 270,5 millones de dólares en concesiones hidrocarburíferas. Los convenios extienden los plazos de explotación de 11 áreas estratégicas hasta 2035 y 2037. Cuatro de estos acuerdos ya fueron ratificados por la Legislatura provincial, mientras que el firmado con Tecpetrol a principios de esta semana está próximo a ser elevado para su tratamiento.
Los fondos generados por estos acuerdos serán dirigidos al financiamiento de infraestructura con impacto en sectores económicos, urbanos, de seguridad y saneamiento, así como a programas sociales, sanitarios, educativos y productivos.
Las áreas incluidas en los acuerdos representan actualmente el 45% de la producción de petróleo y el 58% de la producción de gas de la provincia.
A partir del conocimiento de las áreas, tras considerar su historial de producción y las campañas realizadas los últimos 10 años, la Secretaría de Hidrocarburos aprobó los planes de inversión que se ajustan a la realidad actual de cada yacimiento. En este sentido, está previsto que durante la extensión de los contratos las empresas realicen una veintena de nuevas perforaciones con el fin de continuar el sendero de recuperación de la actividad hidrocarburífera en Río Negro. Si los resultados de los proyectos en marcha son los esperados, las operadoras sumarán una cantidad similar de perforaciones extra.
Además de los compromisos de inversión, las empresas aportarán 39,1 millones de dólares en ingresos extraordinarios para la provincia y destinarán 500 mil dólares anuales a programas de capacitación.
Según lo establecido en la Ley N° 5733, los municipios y comisiones de fomento solo podrán utilizar estos recursos para obras y equipamientos, con expresa prohibición de destinarlos a gastos corrientes.
En paralelo, el Gobierno de Río Negro continúa trabajando en la definición del futuro de otras 10 áreas cuya concesión vence entre 2026 y 2028. En estos casos, se priorizará la evaluación de los pasivos ambientales y la explotación racional. En aquellas concesiones donde no se alcancen acuerdos de prórroga, la provincia avanzará en su relicitación para asegurar la continuidad operativa y la remediación ambiental.
Dos nuevos sismos volvieron a hacer temblar las cercanías de la cuenca neuquina de Vaca Muerta. Así, ya son cinco los temblores en lo que va del año.
Según el Instituto Nacional de Prevención Sísmica (Inpres), el primero se registró el jueves 13 de marzo se registró en cercanías a Rincón de los Sauces, donde la empresa Tecpetrol opera el área Fortín de Piedra. Ocurrió a las 07:36 hs de este jueves y se produjo a 7 kilómetros de profundidad.
El segundo tuvo lugar este viernes: fue de 3,9 en la escala Richter y fue percibido esta mañana por vecinos de Sauzal Bonito. El movimiento se registró a 90 kilómetros al noroeste de Neuquén y 40 kilómetros al noreste de Cutral Co. Fue a 10 kilómetros de profundidad.
Desde el Observatorio de Sismicidad Inducida continúan con el monitoreo de estos fenómenos y han destacado que, si bien los eventos registrados hasta el momento no han generado daños estructurales ni han sido percibidos por la población, es importante seguir evaluando el impacto de la actividad petrolera en la región.
La web especializada Oilprice.com dedicó espacio a Vaca Muerta, destacando que la comparan con la Cuenca Pérmica, clave del autoabastecimiento petrolero de USA. Oilprice.com abordó Vaca Muerta en la Argentina de Javier Milei. La nota de Matthew Smith, muy optimista acerca de la economía de Javier Milei (quizás en exceso), tiene un par de datos muy interesantes. Por un lado, la mención de que Repsol no avanzó sobre el yacimiento, pero sí Cristina Fernández de Kirchner cuando reestatizó YPF. Luego, este fragmento: «Si bien esta cuenca de hidrocarburos no convencionales se ha comparado a menudo con la formación de esquisto […]
La empresa de hidrocarburos de Tierra del Fuego, Terra Ignis, avanza en las negociaciones con YPF para transferir a la empresa provincial la operación de áreas estratégicas, como parte de la estrategia de desinversión de la compañía nacional que busca enfocarse en el desarrollo de sus áreas no convencionales de Vaca Muerta. En la provincia, la compañía tiene a su cargo la operación de siete bloques onshore y otros dos no operados, además de facilities e infraestructura clave para el desarrollo de los recursos en la provincia que negocia para el trasapaso como parte de la segunda etapa del Proyecto […]
La entidad más importante de Brasil anunció su llegada a la Argentina. Entre sus ofertas está la posibilidad de accedes a acciones y bonos que no están disponibles en el mercado local. Con la intención de ampliar su red de negocios en América Latina, el banco Inter incorporó a Argentina en su lista de países para extender su red de operaciones. Esta entidad financiera es una de las más grandes de Brasil y eligió como socio comercial para expandir las fronteras del negocio al Grupo Bind. Entre los productos que ofrecerá esta fusión de capitalistas destaca la Cuenta Global de […]
HOUSTON.- Río Tinto, uno de los grandes jugadores de la industria minera a nivel global, que a principios de este mes tomó formalmente el control de los proyectos de Arcadium Lithium, el principal productor del litio en la Argentina, acelerará este año el desarrollo del mineral en el país. No sólo a partir del lanzamiento de Rincón, el proyecto de litio ubicado en Salta en el que viene trabajando desde hace más de cinco años, que a mediados de 2025 iniciará la construcción de una planta de hasta 60.000 toneladas anuales (tn/año) de carbonato de litio grado batería, sino también mediante la reactivación de inversiones que estaban en el portafolio de Arcadium que habían sido diferidas o secuencializadas por la empresa norteamericana. Río Tinto está a cargo de las operaciones locales de Arcadium desde el 6 de marzo, hace menos de 10 días.
Según indicaron fuentes de la empresa en el CERAWeek, la conferencia de energía que se realiza esta semana en Houston, la compañía retomará una inversión que había sido pausada en 2024 para ampliar una planta de carbonato de litio en el Salar del Hombre Muerto, en Catamarca. Se trata de la etapa 1B de Fénix, el nombre con el que Arcadium denominó al programa de expansión de su capacidad instalada en el país. La fase 1A concluyó en 2024 y permitió sumar más de 10.000 toneladas de producción de carbonato el año pasado en Catamarca. La fase 1B, que permitirá sumar una oferta similar, había sido pausada en septiembre de 2024 como consecuencia de la caída del precio internacional del litio.
Director Ejecutivo de Rio Tinto Group, Jakob Stausholm “Muchas gracias Presidente Milei por el RIGI. Ha sido clave para poder convencer a los accionistas para seguir adelante con las inversiones en Argentina”pic.twitter.com/lrgW4LxQuW
En ese momento, Arcadium informó que avanzaría de manera secuencial con la ejecución de Sal de Vida, otro proyecto de litio en la frontera entre Salta y Catamarca, para luego encarar la etapa 1B de Fénix. Sin embargo, según las fuentes consultadas, Rio Tinto revisó esa medida y ahora decidió volver al plan original de Arcadium, que consistía en avanzar en simultáneo con ambos proyectos. Así lo indicó en Houston un ejecutivo de Río Tinto, que pidió la reserva de nombre.
Lectura
“Vemos que se estabilizó la economía, las reformas macroeconómicas mejoraron la situación y la inflación está cayendo dramáticamente al 2% mensual. Eso permite balancear los libros (contables de la empresa) y generar confianza de que las cosas van a seguir mejorando”, explicó.
El directivo ponderó la creación del RIGI, el régimen de incentivos a la inversión que impulsó el gobierno de Javier Milei, como un instrumento que permite disipar los riesgos intrínsecos que aún acarrea una macroeconomía inestable y con restricciones cambiarias como la argentina.
“Para nosotros, el RIGI fue un factor muy importante a fin de tomar nuestra decisión de invertir significativamente en la Argentina. Le da al inversor protecciones y estabilización por 30 años apoyada con protecciones de arbitraje internacional”, destacó, antes de añadir que “con la certidumbre del RIGI podemos mantener el momentum y protegernos de la macroeconomía”.
Encuentros
Jakob Stausholm, CEO del grupo Rio Tinto, se reunió al menos dos veces con el presidente Milei en los últimos seis meses. La última fue en Roma, pocos días después de que la empresa anunciara una inversión de US$ 2500 millones hasta 2028 en el proyecto Rincón para construir una planta de 60.000 tn/año de litio en Salta. Stausholm, que en los ’90 vivió varios años en la Argentina a cargo del área financiera de Shell, enfatizó en diciembre que la aprobación del RIGI fue clave que el directorio de accionistas de Rio Tinto avalara la inversión en la Argentina.
En diciembre, Rio Tinto informó que la capacidad de Rincón de procesar 60.000 toneladas de litio carbonato de alta calidad para baterías por año incluye una planta piloto inicial de 3.000 toneladas y la planta de expansión de 57.000 toneladas, que empezará a ser construida a mediados de año. Está previsto que la vida útil del proyecto sea de 40 años. Se espera que la primera producción comience en el 2028, seguida de tres años de aumento de actividades hasta alcanzar la máxima capacidad.
En el marco de la Expoagro 2025, el ministerio de Desarrollo Productivo de Santa Fe encabezó una reunión de trabajo de la Mesa de Gas, Minería y Petróleo, en la que participan empresas de la región que buscan posicionarse como proveedoras del sector. En diálogo con El Ciudadano, el ministro Gustavo Puccini detalló sobre los avances de esta instancia que sigue sumando firmas de la provincia. Según destacó, Santa Fe está emergiendo como un actor clave en la industria de petróleo y gas en Argentina, especialmente en relación al desarrollo de Vaca Muerta. Para seguir leyendo haga click aquí Fuente: […]
) sigue en llamas desde ayer en la noche cuando fue afectada por sanciones ucranianas en formas de drones 
(@GeorgeArtwell) 
1. Evolución de la regulación fotovoltaica en Sudamérica
