La producción de petróleo del año 2024 de Argentina mostró un crecimiento anual de 10,6 %, alcanzando un promedio de 699.574 barriles por día (bbl/d), y un nivel máximo en el mes de diciembre de 755.941 bbl/d.
El análisis de la Comisión de Energía del Centro Argentino de Ingenieros, basado en la información de la Secretaría de Energía, muestra que el crecimiento en los últimos cinco años fue de 38 por ciento. La producción de petróleo convencional cayó en el mismo período 25 %, mientras que la producción no convencional creció 300 % (básicamente shale oil de la formación Vaca Muerta).
La participación de la producción de la Cuenca Neuquina sobre el total del país (medida en producción promedio anual) alcanzó un récord del 68,6 por ciento.
El diputado nacional Pablo Todero (UP) presentó un proyecto de ley para modificar la Ley Bases y otorgar a empresas nacionales proveedoras de bienes y servicios los mismos beneficios impositivos, cambiarios y arancelarios otorgados a las empresas extranjeras que participen del RIGI. La propuesta tiene como fin mejorar la competitividad de la industria nacional y promover la generación de empleo argentino, se indicó.
El proyecto del diputado neuquino incorpora una modificación al artículo 168 de la ley 27.742 (Ley Bases), estableciendo que las empresas nacionales que provean bienes y servicios a los proyectos que adhieran al “Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones” (RIGI), podrán acceder a los mismos beneficios fiscales, cambiarios y arancelarios que se prevén en la ley para las grandes inversiones extranjeras. Este cambio es crucial para asegurar que las empresas argentinas puedan competir en igualdad de condiciones con las extranjeras en sectores clave de la economía, se puntualizó.
En declaraciones a la prensa, Todero alertó que “la Ley Bases prevé la política de ´Arancel Cero´ para las importaciones de bienes de uso o de capital a utilizarse en el marco del RIGI, pero no otorga un beneficio similar para aquellas empresas nacionales que puedan ser proveedoras de esos bienes. Con este proyecto, proponemos que la competencia local pueda hacerse en las mismas condiciones”.
El diputado de UP resaltó que “la Argentina tiene una sólida base productiva, mano de obra calificada y capacidad instalada suficiente para satisfacer buena parte de la demanda de insumos y servicios de los VPU (Vehículos de Proyecto Único). Sin embargo, la Ley Bases no contempla a las empresas nacionales como beneficiarias de las exenciones impositivas y arancelarias que las grandes corporaciones extranjeras obtienen por sus inversiones. Queremos que las empresas argentinas compitan, por lo menos, en igualdad de condiciones con las extranjeras, contribuyendo a la dinamización de nuestras cadenas de valor y fortaleciendo el empleo local”.
El impacto del proyecto en la economía local
El proyecto de ley de Todero se presenta en un contexto en el que el régimen RIGI otorga importantes beneficios fiscales y aduaneros a proyectos de grandes inversiones en sectores clave como la minería, la tecnología, la energía, la infraestructura y el petróleo.
Sin embargo, la normativa actual no contempla los mismos incentivos para las empresas nacionales que proveen bienes y servicios a estos proyectos.
El rubro hidrocarburífero, con inversiones superiores a los 1.000 millones de dólares en proyectos relacionados con Vaca Muerta, ilustra el impacto de esta falta de competitividad para la industria nacional, se indicó.
Empresas argentinas que fabrican insumos y equipos destinados a la industria petrolera se ven en desventaja frente a competidores internacionales que importan bienes con arancel cero. “Un ejemplo claro de esta disparidad es el caso de YPF, que ha decidido contratar a una empresa extranjera para la provisión de tanques destinados al Oleoducto Vaca Muerta Sur, a pesar de que existen fabricantes nacionales capaces de proveer estos mismos insumos”, explicó Todero.
“La falta de igualdad de condiciones está afectando directamente a nuestras empresas nacionales”, manifestó el diputado neuquino. “Este proyecto busca garantizar que las empresas argentinas, con el mismo nivel de competitividad y capacidad productiva, tengan acceso a los beneficios fiscales que ya reciben las grandes corporaciones extranjeras”, agregó.
Y puntualizó que “Lo que estamos proponiendo no implica un gasto adicional para el Tesoro ni una erogación pública: los beneficios que se otorgarían a las empresas nacionales equivalen a los que ya poseen las importaciones de bienes en el marco del RIGI”. “Lo que necesitamos es garantizar que nuestras empresas tengan las mismas condiciones competitivas para seguir creciendo y generando empleo en Argentina”, subrayó el legislador.
En este sentido, Todero resaltó que “es fundamental encontrar mecanismos que defiendan la producción nacional frente a las importaciones de insumos con ‘arancel cero’, especialmente cuando se trata de sectores estratégicos como el petróleo, el gas y la minería”.
Autoridades de la Facultad de Ciencias Sociales de la UBA y representantes gremiales de la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLYF) avanzaron con la firma de un convenio para difundir la formación en el sector energético que ofrece la casa de altos estudios.
Por parte de la FATLYF participó su secretario general, Guillermo Moser, acompañado por Juan Miranda, director de FUNDALUZ XXI. El dirigente gremial destacó la iniciativa, señalando la necesidad de profundizar la formación y los conocimientos en el funcionamiento de un sector central para la economía nacional.
En tanto, en representación de la Facultad de Ciencias Sociales de la UBA, el subsecretario de maestrías Emanuel Porcelli celebró el acuerdo alcanzado resaltando la importancia de la participación activa de los trabajadores del sector en las actividades de formación impulsadas por la universidad pública.
El curso en Energía y desarrollo económico cuenta con la coordinación académica de Federico Basualdo y tiene como objetivo analizar el desempeño reciente del sector energético local, destacando las principales problemáticas y su centralidad para el desarrollo de la economía nacional. Se profundizará en el funcionamiento específico que asume la industria eléctrica y los hidrocarburos en la Argentina, en un contexto global atravesado por la transición energética.
Se dictará de manera virtual entre los meses de marzo y julio de 2025, los días martes y jueves de 18:30hs a 20:30hs.
Para más información: https://www.sociales.uba.ar/posgrados/paen/ Mail de contacto: energiaydesarrolloeconomico@gmail.com
EDF (Electricité de France) y STOA Infra&Energy compraron la hidroeléctrica Baixo Iguacú a Iberdrola que controlaba el 70% . La represa genera 350 MW en el estado brasileño de Paraná.
La compra de la planta demandó una inversión de 247,1 millones de dólares. “Esta operación refuerza la estrategia de rotación de activos de Iberdrola centrada en la optimización de la cartera con creación de valor, disciplina de capital y simplificación de su estructura”, señaló en un comunicado Iberdrola.
La estrategia tiene como objetivo invertir 12.600 millones de dólares para 2024-26. Por otra parte y en el marco del plan de alianzas y rotación de activos de 7.750 millones de dólares, Iberdrola vendió el 55 por ciento de sus operaciones en México, incluyendo 13 plantas de generación de ciclo combinado, en su mayoría a gas, con una capacidad total instalada de 8.539 MW Un fideicomiso liderado por Mexico Infrastructure Partners adquirió los activos por unos 6.200 millones de dólares.
Iberdrola mantiene su cartera de renovables de más de 6.000 MW en México. Tiene previsto desarrollar más de 2.000 MW de estos en los próximos cinco años, dijo el 26 de febrero de 2024, anunciando la finalización de la transacción.
Mientras tanto, entre 2022 y 2024, la estrategia de alianzas de Iberdrola vio a la compañía construir asociaciones para proyectos en Brasil, Alemania, Portugal, España, Reino Unido y Estados Unidos.
En su actual plan estratégico a tres años, Iberdrola prevé inversiones brutas de 42.300 millones de dólares hasta 2026, centradas en la electrificación de sectores económicos.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) confirmó su calendario para aumentar progresivamente su producción de petróleo desde abril, en medio de presiones del presidente de Estados Unidos Donald Trump que aspira a precios más bajos.
La alianza “reafirmó su compromiso” con su plan anunciado en diciembre, según un comunicado divulgado tras una reunión del Comité Ministerial Conjunto de Seguimiento.
Según el plan actual, un primer tramo de 2,2 millones de barriles diarios se liberará gradualmente en el mercado a partir de abril, a un ritmo de 120.000 barriles diarios más cada mes durante 18 meses.
La OPEP+ había postergado varias veces la reintroducción de estos volúmenes, que corresponden a los recortes voluntarios adicionales de producción acordados por ocho países, entre ellos Arabia Saudita y Rusia, pilares del grupo OPEP+.
La decisión de no prorrogar esta vez el plazo, a pesar de que los precios del crudo están estancados en torno a los 75 dólares por barril, se tomó tras las declaraciones del presidente de Estados Unidos en las que invitaba a la OPEP+ a aumentar su producción para hacer bajar los precios.
“Voy a pedir a Arabia Saudita y a la OPEP que bajen el precio del petróleo”, dijo Trump el 23 de enero en un discurso en línea ante el Foro Económico Mundial de Davos.
Para los analistas, el mantenimiento de este calendario es también una señal de prudencia ante el clima de incertidumbres en el mercado, entre los aranceles impuestos por Estados Unidos a sus principales socios comerciales, las nuevas sanciones contra el sector energético ruso y las dificultades de las economías china y europea.
La empresa Transportadora de Gas del Sur de Argentina anunció el jueves que presentó su plan de inversiones para el período 2025 – 2029 por 345.000 millones de pesos (327 millones de dólares), mientras que Transportadora de Gas del Norte dijo que en ese período invertirá un promedio de 80.000 millones de pesos por año.
En el marco de una audiencia pública convocada por el ente regulador ENARGAS, ambas empresas hicieron un pedido de aumento de la tarifa que reciben por el servicio de transporte de gas.
TGS, la principal compañía de transporte de gas de Argentina con 9.300 kilómetros de gasoductos en siete provincias, informó que su inversión se destinará a “garantizar la seguridad y continuidad del servicio, a través de la confiabilidad y seguridad de las instalaciones, la seguridad de las personas y la protección del ambiente”.
La empresa dijo que solicitó un ajuste de la tarifa de transporte que representa un aumento del 3,6% en la factura promedio, sin impuestos.
TGN, que es el único operador que llega con gasoductos a Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay, dijo que su solicitud de revisión tarifaria implica un incremento final en la factura de gas de entre 4,3% y 9,7%, según la zona geográfica del consumidor.
“La revisión tarifaria quinquenal permitirá normalizar el régimen tarifario, promoviendo un proceso de inversión sostenida para atender el crecimiento de la demanda local, el abastecimiento de la industria del litio (…), el reemplazo de GNL y combustibles líquidos importados por gas de origen nacional, y para llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil, Chile, Uruguay y Bolivia”, dijo TGN.
Argentina posee en Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, la segunda reserva de gas de esquisto del mundo por lo que busca millonarias inversiones para poder exportar gas natural licuado (GNL) a diversos mercados y fortalecer el ingreso genuino de divisas.
El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, adelantó que la organización gremial “no firmará nada” que esté por debajo de la inflación, a la hora de negociar salarios.
En declaraciones radiales, Rucci fijó posición y fue contundente. “Nosotros hemos venido arreglando lo que marca el INDEC. El 31 de marzo cierra la paritaria 2024/2025 y no creo que haya necesidad de innovar. Venimos acordando todos los meses con las empresas, pero nosotros por debajo de lo que marca el INDEC no vamos a firmar absolutamente nada”.
“No vamos a perder poder adquisitivo cuando las condiciones están dadas para que se pueda pagar como corresponde y sostener lo que venimos acordando con la industria hace ya bastante tiempo”, dijo a la emisora LU5.
“Si el INDEC marca para enero 1,8, nosotros firmamos por 1,8. Si da 2,2, firmaremos por 2,2 y si da 1,4, será 1,4. Nosotros no queremos que nos regalen nada, pero tampoco queremos que si la inflación es superior, perdamos poder adquisitivo”, consideró.
El secretario general del gremio manifestó que se trabajan los detalles para la paritaria 2025-2026. “Es un tema que nos tenemos que sentar a analizar. Vamos a ver qué es lo que propone la industria y nosotros vamos a llevar nuestro planteamiento para que no tengamos problemas que hemos venido teniendo. Es decir, agregar un problema a un cierre de paritaria donde el empresario y los trabajadores están de acuerdo”, destacó.
Asimismo y en coincidencia con distintos pronósticos, Rucci dijo que espera un incremento de la actividad en Vaca Muerta. “Por lo que manifiestan las empresas productoras, va a haber un crecimiento importante de actividad. Esto no solamente va a generar estabilidad, sino que va a generar consideradas nuevos puestos de trabajo. Creo que para la industria del petróleo va a ser un año positivo”, aseveró.
En referencia a lo político, para Rucci “será un año difícil” y descartó la opción de conformar un frente “Anti Milei”. “Donde hay un oficialismo hay una oposición. Creo que la oposición tiene que ser seria y responsable en lo que quiere captar de los descontentos. Y creo que el oficialismo también tiene que ser serio y responsable porque está en juego el destino del país”, cerró.
Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, amplió su participación en el sector minero al convertirse en el mayor accionista de AbraSilver Resource, empresa a cargo del proyecto de oro y plata Diablillos, ubicado en Salta, y del desarrollo de cobre La Coipita, en San Juan.
La generadora eléctrica amplió su peso en el sector minero a través de su subsidiaria Proener S.A.U. que ahora posee el 9,9% de la participación en AbraSilver, empresa que cotiza en la Bolsa de Canadá.
Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y con una capacidad instalada de 6.703 MW cubre el 20,13% del mercado. La generadora había ingresado al sector minero en 2024 con la adquisición de una parte menor del proyecto Diablillos (donde también desembarcó el gigante canadiense Kinross Gold valuado en US$ 45.000 millones). También acaba de ingresar al negocio del litio con una inversión en el proyecto Tres Cruces (3C) en Catamarca.
Oro, plata y cobre
El proyecto Diablillos es 100% propiedad de AbraSilver y es uno de los desarrollos más relevantes de oro y plata del país. La compañía “completó recientemente una exitosa colocación privada alcanzando un total de US$ 58,5 millones en financiamientos, destinados a acelerar el avance del proyecto, con especial objetivo de realizar el Estudio de Factibilidad y llegar a 2026 en condiciones de comenzar la construcción de la planta”, destacó Central Puerto en un comunicado.
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, señaló que «esta inversión reafirma nuestro compromiso con el desarrollo de la minería en la Argentina y consolida nuestro objetivo de posicionarnos como un actor clave en la producción de metales preciosos. Al aumentar nuestra participación accionaria, respaldamos el crecimiento de este proyecto y contribuimos al desarrollo económico de la región. Diablillos representa una oportunidad única para la región y nuestra empresa, ya que cuenta con reservas de oro y plata de alta ley y un potencial de producción significativo».
“Central Puerto ha avanzado en su estrategia de diversificación hacia el sector minero con inversiones clave en proyectos estratégicos. En 2024, ingresó al capital de AbraSilver, fortaleciendo su presencia en el sector de metales preciosos. Posteriormente, amplió su participación en la industria del litio con la adquisición de una importante participación accionaria en la empresa 3C Lithium, propietaria del proyecto Tres Cruces en Catamarca”, afirmó la generadora.
Pampa Energía lideró el segmento de generación eléctrica durante 2024 y se consolidó como la empresa privada que más energía generó. Según informó Cammesa, el año pasado la firma entregó al sistema un total de 21.743.200 MWh, a través de sus nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó: “Este logro es resultado del gran trabajo de todo el negocio de generación de Pampa, que hacen que nuestras plantas tengan grandes índices de confiabilidad, eficiencia y disponibilidad”.
El ejecutivo precisó que estos números representan el resultado de las inversiones que realiza Pampa año tras año para sumar capacidad instalada.
Energía generada
El aumento en la energía generada fue posible, entre otros factores, porque en 2024 la compañía inauguró el Parque Eólico Pampa Energía VI en la localidad de Bahía Blanca, según precisaron a través de un comunicado.
El parque cuenta con una potencia de 140 MW y demandó una inversión de 260 millones de dólares.
En la actualidad, Pampa opera 5.472 MW de potencia de generación y desde 2018 es la empresa privada que más energía genera en la Argentina.
Hugo Cabral, un empresario argentino fundador de Capetrol, una pequeña compañía petrolera, se asoció con unXtellus Capital Partners, un fondo con base en Nueva York que es dirigido por ejecutivos del ex VTB Capital, uno de los principales bancos rusos, para adquirir dos activos hidrocarburífero de Enap Sipetrol en el país.
Cabral y Xtellus Capital Partners crearon la empresa Oblitus Internacional, controlada por el fondo de inversión y constituida en Gran Bretaña, para firmar el contrato de adquisición de la participación de Sipetrol, filial local de la petrolera estatal chilena, en Magallanes, un bloque offshore ubicado en la cuenca Austral, y Campamento Central, un campo ubicado en Chubut.
Hugo Cabral, el primero desde la izquierda, al momento de la firma del contrato de adquisición de Enap Sipetrol Argentina.
Oblitus se comprometió a pagar US$ 41 millones por los dos activos. A fines de enero, desembolsó un anticipo del monto acordado. El resto se abonará recién cuando se perfeccione la operación y el comprador consiga la aprobación del traspaso de las concesiones petroleras por parte de los estados provinciales de Chubut y Santa Cruz. Ese proceso podría extenderse durante varios meses, en particular porque implicará regularizar documentación que acredita la titularidad de una de las dos áreas, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la operación.
Cabral es un abogado con más de 30 años de experiencia en la industria de Oil&Gas. Tras pasar varios años en Capsa, una de las principales operadoras independientes de la Argentina, Cabral fundó Capetrol, una pequeña compañía que entre 2017 y 2019 tomó la explotación de yacimientos en la cuenca del Golfo San Jorge (Sarmiento, Río Mayo y José Segundo en Chubut). La firma enfrentó problemas financieros en los últimos años al no poder cumplimentar en tiempo y forma su programa de Obligaciones Negociables (ON).
Xtellus Capital Partners es un fondo —con foco en el trading de activos— cuya primera línea está integrada por directivos con pasado en el VTB Capital Bank, un banco de inversión de Rusia. Su CEO es Paul Swigart, que está flanqueado por Stephen Zak y Pavel Lvov.
A dos bandas
Si consigue la autorización de las autoridades de aplicación provincia, Oblitus pasará a operación Magallanes, un campo offshore en la cuenca Austral, que produce unos 400 metros cúbicos (m3/día) de petróleo que exporta desde la terminal de Punta Loyola y alrededor de 1,5 millones de m3/día de gas natural, según datos del IAPG. Se trata de un campo ubicado en el estrecho homónimo con complejas condiciones climatológicas de operación. Enap Sipetrol adeuda, además, el desmantelamiento (decommissioning) de una vieja plataforma de explotación en el mar que lleva décadas en actividad. Ese trabajo, que deberá concretarse en los próximos años, podría demandar decenas de millones de dólares.
A su vez, Oblitus se quedará con el 50% de Campamento Central, un área que era operada por YPF en Chubut, que recientemente fue transferida a Pecom, que se quedó con el otro 50% del paquete accionario de ese bloque. La empresa del grupo Perez Companc posee el derecho de preferencia (first refusal o ROFR, por sus siglas en inglés) para adquirir la participación de Sipetrol en el campo, pero no es seguro que ejecute esa opción. El esquema con el que Oblitus y Enap valorizaron los activos incluidos en la operación es curioso: acordaron que el precio de compra del 50% de Campamento Central asciende a más de US$ 37 millones, mientras que Megallanes fue ponderada con una cifra mucho menor, de alrededor de US$ 4 millones, según indicaron a este medio dos fuentes privadas sin contacto entre sí.
“La forma en que se valorizaron los activos parece una estrategia artificial de Oblitus para poder negociar con Pecom con un mayor poder de negociación. Pecom pagó a YPF US$ 25 millones por la operación y el 50% de Campamento Central. Veremos si está dispuesto a pagar más que ese precio por el otro 50%”, explicó un directivo que participó del proceso que realizó Enap Sipetrol.
Una de las plataformas de explotación de Enap Sipetrol en Magallanes en la cuenca Austral.
La empresa minera McEwen Copper, del grupo canadiense McEwen Mining, presentó la solicitud de adhesión del megaproyecto de cobre Los Azules al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones de Argentina (RIGI). Lo hizo a través de la subsidiaria Andes Corporación Minera, que lleva adelante el megaproyecto de cobre ubicado en la provincia de San Juan.
El desarrollo de Los Azules implica una inversión estimada de US$ 2.700 millones, de los cuales US$ 227 millones son los que la minera canadiense presentó bajo el RIGI “para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos preliminares a fin de lograr que el proyecto esté listo para iniciar la construcción”, informó McEwen Copper.
Además, la compañía estima una inversión adicional de US$ 2.500 millones para la fase de construcción de la mina y las instalaciones de producción como una ampliación futura del proyecto RIGI.
Una vez que la autoridad apruebe la adhesión de Los Azules al RIGI, “el proyecto tendrá acceso a varios beneficios, incluyendo una reducción del 35% al 25% en la tasa de impuesto a las ganancias corporativas, alivio del pago del impuesto al valor agregado durante la construcción, exención de los derechos de exportación y exclusión de la obligación de ingresar el resultado de las exportaciones al país, además de estabilidad por 30 años y acceso a arbitraje internacional en caso de disputas”, añade el comunicado de la minera.
En 2026, McEwen Copper estima comenzar la construcción, que tendrá su fase masiva en 2027 y 2028. El objetivo es alcanzar la primera producción de placas de cobre industrializado en la Argentina a partir de 2029.
Robert McEwen, presidente y principal propietario de McEwen Mining, destacó: «Argentina vuelve a abrir sus puertas a la actividad empresarial. La introducción del RIGI proporciona tanto estabilidad como incentivos para las inversiones en infraestructuras a gran escala. Así lo demuestran las recientes e importantes transacciones en el sector minero de Argentina, todas ellas destinadas a mejorar el nivel de vida de los argentinos y a ofrecer una rentabilidad razonable a los inversores”.
Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper, y gerente de Los Azules, agregó que «el proyecto es uno de los 10 proyectos de cobre más importantes por el volumen de sus recursos y viene realizando avances sustanciales en los últimos años. La reciente aprobación del permiso medioambiental para la construcción y explotación marca un hito significativo. El RIGI representa un avance clave para Argentina, puesto que mejora el acceso al capital para la ejecución de proyectos vitales de infraestructura, incluyendo Los Azules”.
El avance de la gasificación y de la electrificación del transporte automotor en China comienzan a ponerle un techo a su demanda de petróleo crudo. Las importaciones de crudo cayeron el año pasado tras tocar un récord en 2023. Viene aumentando considerablemente la venta de coches eléctricos y de camiones con motores impulsados con gas natural o eléctricos.
Un reporte publicado por la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) destaca que China importó 11,1 millones de barriles por día en 2024. Es una pequeña merma respecto del récord de 11,3 millones de bpd importados en 2023. Por otro lado, el reporte estima que el país consumió 16,3 millones de bpd de petróleo y otros combustibles líquidos y que su producción nacional de petróleo crudo promedió 4,3 millones de bpd.
Las refinerías procesaron 14,2 millones de barriles diarios, una merma respecto de los 14,8 millones diarios procesados en 2023. La EIA destaca entre los motivos una caída neta en el consumo de combustibles para el transporteautomotor. Los datos mensuales de la Oficina Nacional de Estadísticas y la Administración General de Aduanas de China indican que el consumo tanto de naftas como de jetfuel creció en 2024, mientras que el consumo de gasoil volvió a caer. Estas estimaciones son preliminares y están sujetas a revisión hasta fines de 2025, cuando China publique los datos de consumo anual.
Fuente: Administración de Información Energética de los EE.UU.
Gasificación y electrificación del transporte
El menor dinamismo en el crecimiento del PBI pesa sobre la demanda de gasoil en China. No obstante, el avance de la gasificación y de la electrificación sobre el transporte pesado también comienzan a afectar la demanda del combustible. Una tendencia similar ocurre con la demanda de naftas debido a las crecientes ventas de coches eléctricos.
Un reporte de la consultora McKinsey sobre las ventas de camiones en China en el año 2023 señala que sobre el total de unidades vendidas el 25% fueron a gas natural comprimido (GNC) o licuado (GNL), contra un 69% de unidades a gasoil y un 5% de unidades eléctricas. Los camiones a gasoil representaron el 94% de las ventas en 2018.
El mercado de camiones se achicó en los últimos años, pasando de 1,05 millones de unidades vendidas en 2018 a 615.000 unidades en 2023 según la consultora. Dentro de las unidades vendidas en 2023, unas 153.000 fueron con motores a gas natural. No obstante, la participación de este tipo de motores se sigue consolidando, con 108.862 camiones a gas vendidos solo en la primera mitad de 2024, según la firma CVWorld.
La consultora Wood Mackenzie estimó que por el avance de la gasificación se perdió una demanda de 220.000 barriles de gasoil en 2023. La cantidad de camiones diésel alcanzó su punto máximo en 2021 y ha ido disminuyendo desde entonces. La consultora proyectó que la participación del gas natural en la flota total de camiones aumentará a más del 9% en 2024.
Por el lado de las naftas, el EIA estima que la demanda total terminó arriba respecto del 2023, aunque con matices. El consumo promedio de naftas fue de 3,2 millones de bpd en agosto de 2024, un 14% menos que en agosto de 2023. La tendencia continuó en septiembre y octubre, con menores demandas que en los mismos meses de 2023. En cambio, entre enero y julio del año pasado se consumieron más naftas que en el mismo período de 2023.
Pico de consumo de crudo
El gigante Sinopec proyectó que China alcanzará el pico en su consumo de petróleo en 2027 a medida que la demanda de gasoil y de naftas se debilita.
El consumo de crudo en 2027 sería de 16 millones de barriles por día, apenas por encima del consumo que la EIA estimó en 15,6 millones de barriles diarios en 2024. La demanda de naftas y gasoil se reduciría con la difusión del GNL y de los vehículos eléctricos, por lo que el sector petroquímico acabará consumiendo más petróleo que el sector del transporte.
Sinopec proyecta que la demanda de gasoil caerá en un 5,5% interanual en 2024, ya que los camiones propulsados por gas natural representaron el 22% de las ventas de camiones en los tres primeros trimestres de 2024.
En Buenos Aires, el gobernador Claudio Vidal mantuvo reuniones con el embajador de China y la embajadora de Estados Unidos. Con la delegación china, insistió en la necesidad de avanzar en un acuerdo con el Gobierno Nacional para destrabar la reactivación de las represas hidroeléctricas. En paralelo, dialogó con la representante estadounidense sobre nuevas oportunidades de inversión en infraestructura y desarrollo productivo para Santa Cruz.
Durante la reunión mantenida este viernes con el embajador chino, Vidal planteó la urgencia de encontrar una solución que permita retomar las obras paralizadas, fundamentales para la generación de energía y el desarrollo económico de la provincia. “Nuestra provincia no puede seguir esperando indefinidamente mientras los proyectos energéticos permanecen frenados, afectando tanto el empleo como la infraestructura de la región”, sostuvo.
Vale recordar que en noviembre del año pasado, el gobernador Vidal ya había mantenido un primer encuentro con el embajador Wang Wei, donde se planteó la importancia de garantizar el financiamiento para reactivar las represas y acelerar los trabajos pendientes. En esa oportunidad, el mandatario provincial remarcó la necesidad de avanzar en una agenda conjunta que permita consolidar proyectos estratégicos para Santa Cruz y generar oportunidades de desarrollo en el sector energético y productivo.
En el encuentro con la embajadora de Estados Unidos, el gobernador presentó el potencial productivo de la provincia y la necesidad de atraer inversiones que impulsen la industria, la infraestructura y la generación de empleo. “Santa Cruz tiene la capacidad para crecer, pero necesitamos inversiones concretas y acuerdos que generen una reactivación real”, afirmó.
El gobernador remarcó que el trabajo con ambas potencias busca fortalecer la producción y asegurar la continuidad de obras indispensables para Santa Cruz. “Queremos inversiones que se traduzcan en trabajo, infraestructura y crecimiento real en beneficio de nuestra gente”.
Vidal insistió en que la generación de empleo y el desarrollo de infraestructura deben estar por encima de cualquier disputa política o económica. “Nuestra administración está enfocada en avanzar con quienes quieran invertir y trabajar junto a la provincia”, finalizó.
La nueva megafactoría del fabricante de automóviles estadounidense Tesla en Shanghai, dedicada a la manufactura de sus baterías de almacenamiento de energía Megapacks, inició la producción este martes, marcando una expansión significativa de la presencia de la compañía en China.
Con una capacidad de producción anual inicial de 10.000 unidades, o 40 gigavatios-hora de almacenamiento de energía, esta megafábrica contribuirá significativamente a los objetivos globales de almacenamiento de energía de Tesla.
La firma prevé un aumento interanual del 50 por ciento en los despliegues de almacenamiento de energía en 2025. Con una superficie de unos 200.000 metros cuadrados, la nueva planta de Shanghai representa una inversión total cercana a los 1.450 millones de yuanes (202 millones de dólares), según la administración de la Zona Piloto de Libre Comercio del Área Especial de Lin-gang de China (Shanghai), donde se ubica la nueva instalación de Tesla.
Como dato a destacar, la producción en masa en la fábrica comenzó solo ocho meses después de que iniciara su construcción, lo que sirve como un nuevo ejemplo de la “velocidad de Tesla” en China, luego de que la Gigafábrica de Shanghai, la primera planta de Tesla en el centro financiero del oriente del país, que se construyera e inaugurara en un año en 2019. “Una vez más somos testigos de la increíble velocidad de Shanghai y de Tesla. Estoy emocionado de que esta fábrica inicie un año emocionante para Tesla”, declaró Mike Snyder, vicepresidente de la firma, en la ceremonia de lanzamiento el martes, y expresó su confianza en que la nueva planta se convierta en una piedra angular de la red de producción global de la compañía.
Industrias Metalúrgicas Pescarmona (Impsa), empresa mendocina encargada de producir equipamiento metalúrgico y soluciones integrales para la generación de energía, será adquirida por el grupo estadounidense Arc Energy, especializado en la provisión de equipos de procesamiento para la industria del petróleo y del gas.
La noticia fue confirmada por el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo. Se trata de primera empresa en ser privatizada durante el mandato del presidente Javier Milei. Arc Energy acercó la propuesta que fue preseleccionada. La empresa comprará el 85% de Impsa y se quedará con la participación del Estado nacional y la parte mendocina.
El grupo estadounidense asumirá una deuda que la compañía tenía con organismos de créditos multilaterales. Los problemas de la empresa argentina se deben a procesos licitatorios que no se concretaron y que empezaron a darle problemas financieros.
“Hoy, junto al Gobierno Nacional, concretamos la adjudicación definitiva y la firma del contrato de transferencia de las acciones de IMPSA, tras cumplir con todas las condiciones establecidas por el comité evaluador, en un proceso transparente y de mucho trabajo conjunto. ARC Energy, empresa especializada en la provisión de equipos de procesamiento para la industria del petróleo y del gas, es la adjudicataria. Le doy la bienvenida a Mendoza y destaco su profesionalismo durante todo este tiempo”, expresó Cornejo en su cuenta de X.
“Agradezco a todos los que participaron de este desafío que asumimos, convencidos de que debíamos lograr que IMPSA recupere su posición como un actor clave en el sector energético mundial, volviendo a ser una empresa privada que genere empleo, impulse la innovación y continúe proveyendo a diversas industrias del país”, agregó el gobernador.
Por último señaló que desde la provincia priorizan en encontrar un inversor confiable que garantice la continuidad operativa de IMPSA y preserve los puestos de trabajo. “Con esta acción, hemos reafirmado nuestro compromiso con quienes apuestan por el desarrollo de nuestra provincia”, completó.
La agencia de referencia para el sector financiero y bursátil detalló las perspectivas favorables del shale argentino en un reporte para inversores globales. «Las empresas argentinas del sector energético están regresando de manera gradual a los mercados internacionales de deuda tras años de estar aislados, como resultado del creciente apetito de los inversores. Esto se debe a que varios participantes del sector están cada vez más activos en Vaca Muerta», resaltó en un reciente informe la calificadora de riesgo Standard & Poors. El análisis de una de las mayores agencias internacionales del sector financiero y bursátil destacó que el número […]
Recibirán un plus salarial a partir de un acuerdo con YPF. Los salarios pueden llegar a los 3,6 millones de pesos por mes. Calculan que habrá unas 250 contrataciones para las “obras tempranas”. Se comenzaron a concretar las primeras incorporaciones en la empresa constructora MILIC, que tendrá a su cargo, las “obras tempranas” del futuro puerto petrolero, que se construirá en Sierra Grande. Por el momento, se incorporaron 9 personas, entre ellas un maquinista, un electricista y 7 ayudantes. Mientras que están por sumar otras 31 personas, entre ellas 7 maquinistas y choferes, además de 24 ayudantes. Los datos fueron […]
El exsecretario de Energía de la Nación habló sobre el sistema energético nacional y se refirió a los cortes de luz de la jornada de ayer. «Yo creo que para 2026/27 tendrían que acabarse los problemas si hacen las cosas como se deben hacer», señaló en «Tenes que saberlo». Durante la ola de calor que atraviesa nuestro país han sido muchos los reclamos sobre cortes de luz en muchas provincias argentinas. Incluso hoy, el día después de la calurosa jornada del lunes, muchos usuarios continúan sin luz en todo el país. El exsecretario de Energía de la Nación Emilio Apud […]
Entre los cambios que dispusieron por decreto Javier Milei y Luis Caputo se incluye la eliminación de la Secretaría de Desarrollo Territorial, Hábitat y Vivienda. El presidente Javier Milei y su ministro de Economía, Luis Caputo, introdujeron este martes por decreto una serie de modificaciones en el organigrama de esa cartera. Así quedó plasmado en el Decreto 70/2025 publicado hoy en el Boletín Oficial y entre las modificaciones que contempla la reestructuración de Economía se incluyen la eliminación y fusión de diversas dependencias. Uno de los ajustes más relevantes es la disolución de la Secretaría de Desarrollo Territorial, Hábitat y […]
Ganfeng Lithium pone en marcha una nueva planta de cloruro de litio en General Güemes. La producción alcanzará las 20.000 toneladas anuales y fortalecerá la exportación a China. Salta continúa consolidándose como un polo estratégico en la producción de litio con la inauguración de una nueva planta en el parque industrial de General Güemes. La empresa china Ganfeng Lithium, a través de su subsidiaria Litio Minera Argentina SA, iniciará en los próximos días la fase operativa del proyecto Mariana. Se trata de la tercera firma en operar en la provincia, tras la entrada en producción de Eramine y Posco en […]
Si bien las sanciones no tienen un fin recaudatorio, son una herramienta técnica y jurídicamente válida para garantizar el cumplimiento de las normativas vigentes. En 2024, la Secretaría de Energía ha aplicado más de un centenar de multas por adulteraciones en la calidad de los combustibles, afectando en su mayoría a Estaciones de Servicio. Estas sanciones surgen de la Ley 26.022 y se calculan en función del stock de combustible y el precio de la nafta súper al momento de la infracción. Desde el organismo aseguraron que, si bien las penas no tienen un fin recaudatorio, son una herramienta técnica […]
Tras varios meses de negociaciones, un grupo empresarial liderado por el argentino Pablo Peralta finalmente arribó a un acuerdo para quedarse con la planta de Mercedes-Benz en la Argentina. La operación incluye el traspaso de la fábrica ubicada en Virrey del Pino, La Matanza, donde se produce el utilitario Sprinter, y la licencia para importar y comercializar los autos de alta gama de la marca alemana, informó La Nación. Para la operación de la planta de Mercedez-Benz, el grupo local sumó a Daniel Herrero, el expresidente de Toyota Argentina que tiene gran prestigio en la industria automotriz. El grupo comprador […]
En la capital cordobesa, una estación de servicio vende biodiésel B20 y bioetanol E17 a coches particulares. Se trata de los mismos biocombustibles que ya usan más de 2.000 autos de flotas provinciales, municipales y privadas. En la provincia de Córdoba, los biocombustibles ya se venden al público en una estación de servicio. Este comercio fue habilitado a finales de 2024 y es el primero en vender a vehículos particulares biodiesel B20 y bioetanol E17. En una primera instancia, la estación de servicio atendió la demanda de una serie organismos públicos y ahora también está disponible para el consumo del […]
Beccar Varela asesoró al Grupo Quintana en la obtención del financiamiento de US$ 30.000.000 otorgado por Trafigura Argentina S.A. en el marco de un prepago de compra de crudo y ciertos contratos, para el desarrollo de la nueva demanda de gas natural en Argentina y la región. Los fondos obtenidos serán utilizados por Grupo Quintana para: (a) la adquisición de los campos maduros convencionales vendidos por YPF S.A. en el marco del Proyecto Andes, incluyendo: (i) la Estación Fernandez Oro, y (ii) el clúster Mendoza Sur; y (b) capital de trabajo necesario para la expansión del negocio. El préstamo fue […]
Future Energy Summit 2025 se perfila como el evento clave para los líderes del sector energético en Hispanoamérica. Este año, el evento contará con dos ediciones estratégicas: del 26 al 27 de febrero en Buenos Aires, Argentina, y el 11 de marzo en la Ciudad de México.
Ambas ciudades serán el escenario donde ejecutivos de alto nivel, representantes de las empresas más influyentes y actores clave de la industria renovable analizarán tendencias, desafíos y oportunidades que marcarán el rumbo de la transición energética en la región.
En Buenos Aires, participarán figuras destacadas como Martín Brandi, CEO de PCR, Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energy, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, quienes lideran proyectos clave en la generación y distribución de energía renovable. En la edición mexicana, se unirán Pedro Cañamero, CEO México de Enel, y Gerardo Pérez, CEO de EDF México, dos líderes reconocidos por su visión innovadora en el desarrollo de soluciones sostenibles.
Con más de 500 asistentes esperados en cada edición, Future Energy Summit no solo ofrece paneles dinámicos y presentaciones técnicas, sino también espacios diseñados para el networking y la generación de negocios. Estos encuentros serán esenciales para que empresas y líderes encuentren socios estratégicos y consoliden acuerdos que impulsen la adopción de energías limpias en la región.
El lanzamiento de FES Storage: un nuevo capítulo para la industria
Future Energy Summit 2025 marcará también el lanzamiento de su nueva unidad de negocio: FES Storage, un espacio exclusivo dedicado al almacenamiento energético. Este ámbito, fundamental para mitigar la variabilidad de las energías eólica y solar fotovoltaica, se ha convertido en un pilar de la transición energética global.
FES Storage no es solo un panel dentro del evento, sino una unidad de negocio con identidad propia, diseñada para conectar a desarrolladores de baterías, inversores y empresas de energía. Este nuevo espacio tiene como objetivo abordar tanto los desafíos técnicos como las oportunidades de negocio que ofrece el almacenamiento energético, destacando su papel estratégico en el crecimiento de las energías renovables.
Con presencia en mercados clave como República Dominicana (2 y 3 de abril), España (24 de junio) y Chile (25 y 26 de noviembre), FES Storage será un punto de encuentro para discutir tendencias de mercado, estrategias de inversión y regulaciones emergentes. Este enfoque global busca posicionar al almacenamiento como un motor de innovación y una oportunidad económica clave para los próximos años.
“El almacenamiento de energía es el futuro, y FES Storage será el punto de encuentro para quienes quieren liderar ese cambio”, destacan desde la organización. Con esta apuesta, el Future Energy Summit amplía su impacto, consolidándose como un referente no solo en energías renovables, sino también en la integración de soluciones para garantizar la estabilidad y la eficiencia de las redes energéticas a nivel global.
Una mirada al futuro
Future Energy Summit 2025 no solo será un espacio para discutir el presente del sector energético, sino también para construir el futuro de la industria. Con la participación de los principales CEOs del sector y el lanzamiento de FES Storage, este evento promete convertirse en el catalizador de nuevas alianzas, proyectos innovadores y estrategias clave para enfrentar los desafíos de la transición energética.
Coral Energía, empresa del Grupo Iraola que nació en 2016, avanza en su consolidación dentro del sector renovable argentino a partir de una premisa clara: alcanzar 1 GW en contratos fotovoltaicos firmados hacia 2030.
La compañía cerró el 2024 tras completar un proceso de estructuración que abarcó la reorganización de su equipo y la optimización de su esquema financiero, y ahora se prepara para llevar a campo la construcción de 170 MW de capacidad de proyectos ya contratado, que deberán entrar en operación entre lo que resta del año y noviembre de 2026.
“El objetivo corporativo de 1 GW de contratos significa que en los próximos 4 – 5 años debemos firmar otros 830 MW. Hay pasos más avanzados de proyectos que están un poco más aterrizados para sectores estratégicos como la minería o MATER con Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI)”, explicó Marcelo Álvarez, director de estrategia y relaciones institucionales de Coral Energía.
En simultáneo, se adjudicó 4 parques solares adicionales en la licitación provincial de Santa Fe, sumando 20 MW a su portfolio. Estos hitos han permitido consolidar una presencia relevante en el sector y afianzar su relación con actores estratégicos del mercado.
“La capacidad de los parques para abastecer a los GUDI oscilaría de 20 a 30 MW, mientras que para las mineras serán proyectos más grandes y eso probablemente nos cambie el perfil de los competidores”, sostuvo Álvarez en diálogo con EnergíaEstratégica.
“Estamos atentos a todas las oportunidades, a proponer a las provincias acuerdos que tienen que ver con sus GUDI y contratos de provisión de MATER en redes de distribución, a desarrollar con alguna de las mineras un plan customizado”, agregó.
El desarrollo de nuevos proyectos también ha evolucionado de la mano de una actualización tecnológica más rápida de lo previsto. Inicialmente, la empresa proyectaba una transición gradual hacia soluciones de storage, pero el avance del sector y la demanda de nuevas configuraciones han acelerado esta adopción.
Actualmente, no sólo se enfoque en parques de generación fotovoltaica, sino que analiza esquemas de baterías stand-alone y proyectos híbridos, lo que le permite ampliar su propuesta de valor, respondiendo a la necesidad de atender nichos de mercado en crecimiento y posibles oportunidades de negocio que podrían surgir, como por ejemplo la licitación de almacenamiento que prevé el gobierno.
El crecimiento de la compañía también ha estado acompañado por una estrategia financiera orientada a garantizar la viabilidad y competitividad de sus proyectos en términos de costo y rentabilidad.
Actualmente, posee USD 3.000.000 en diálogo con entidades financieras y busca optimizar el acceso a capital en términos de precio y plazos. Y la clave, según explican desde la compañía, radica en reducir el costo argentino de financiamiento, aprovechando tanto fondos multilaterales como inversión local e internacional.
El objetivo es lograr una expansión sostenida con la menor necesidad de capital propio, asegurando así una mayor competitividad en los contratos y una mayor capacidad de crecimiento a largo plazo.
El respaldo del Grupo Iraola ha sido un pilar fundamental en este proceso de consolidación. La estructura de Coral Energía ha evolucionado significativamente en los últimos años a través de la consolidación con un mayor número de profesionales, ambición del accionista y un esquema de proveedores tecnológicos más robusto.
“En este contexto, la decisión del accionista es integrar sus negocios sostenibles, incluyendo movilidad eléctrica y generación de energía, a través de su división EPC vía Itasol, entre otros puntos”, destacó el director de estrategia y relaciones institucionales de Coral Energía.
Próximos eventos FES
Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.
Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.
El Gobierno de Paraguay avanza en una serie de modificaciones normativas para destrabar proyectos estratégicos, dinamizar la inversión en energías renovables y garantizar la expansión de la infraestructura eléctrica.
Uno de los puntos centrales de esta estrategia es la necesidad de afinar detalles de la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022) y de ciertos requerimientos que solicitaba el sector privado para finalmente realizar la licitación del primer parque solar de Chaco Central.
«Queremos hacer el cambio normativo dentro del primer trimestre y a mitad de año tener una primera licitación pública, para luego dinamizar el proceso y acompañar nuestro fuerte crecimiento energético», enfatizó el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, en diálogo con Energía Estratégica.
Las modificaciones en análisis incluyen la posibilidad de que la convocatoria habilite consorcios integrados por diversas compañías, así como la opción de que el adjudicatario pueda ceder el proyecto a otra empresa, un mecanismo habitual en el sector pero que hasta ahora no estaba contemplado en Paraguay.
Además, en principio sólo la ANDE tomará y comercializará esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 le permite a la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de un contrato PPA (Power Purchase Agreement).
Y la ley marca un plazo de suministro de 15 años, pero desde el gobierno buscarán extender ese período de contrato PPA hasta 30 años entre la ANDE y los generadores, cogeneradores, transportistas y exportadores de energías renovables no convencionales.
Cabe recordar que estaba previsto que la convocatoria se publicara durante el 2024, pero el gobierno encontró una serie de barreras normativas dentro de la ley de licitaciones públicas que podría repercutir en que la convocatoria quedara desierta.
Asimismo el Gobierno ha abierto la posibilidad de ampliar la capacidad del parque a 140 MW (40 MW más de lo inicialmente previsto), considerando la demora en la licitación y el incremento de la demanda energética. Y de acuerdo con estimaciones de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), la instalación de este parque requerirá una inversión aproximada de USD 1.000.000 por cada megavatio de potencia.
«Si bien nos está costando esta primera licitación debido a que en Paraguay solo ANDE compra la energía y operamos bajo una ley de licitaciones públicas, queremos modificar el marco legal para que el sector privado pueda participar con más flexibilidad en el desarrollo de proyectos renovables», insistió Bejarano.
“Del mismo modo, estamos reglamentando la ley que prevé viabilizar la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas, en pos de sumar una nueva fuente en la que Paraguay tiene un potencial de 1000 MW en ríos internos. Es trascendente su reglamentación ya que toda capacidad que se sume en el futuro será importante”, agregó.
Inversiones privadas en infraestructura eléctrica: concesiones y financiamiento
El Gobierno paraguayo también impulsa una revisión del modelo de concesiones en infraestructura eléctrica, por lo que está la tarea de reglamentar el método concesional para que sea de derecho y no solamente de facto, con el fin de atraer capital privado y acelerar la expansión de la generación y de los sistemas de transmisión y distribución.
«Buscamos que las concesiones puedan aplicarse en infraestructura eléctrica, permitiendo el ingreso de capital privado para fortalecer la red y hacerla más dinámica. Estamos embarcados en un cambio radical en la asociación público-privada, y queremos que el sector privado tenga más herramientas para invertir», explicó el viceministro.
Además, Paraguay estudia mecanismos financieros alternativos para incentivar la inversión en el sector energético, como la mayor utilización del leasing y contratos llave en mano. Modalidades que han sido exploradas en el pasado, pero su implementación ha sido limitada.
“Todo emprendimiento del sector privado va a tener un rol preponderante para el futuro en generación, en infraestructura, tanto en transmisión como en distribución. Entonces vamos a apuntar a aceptar todo lo que sea la normativa de este viceministerio para que esto pueda ser una realidad”, concluyó.
El director de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil, Ricardo Tili, reveló que la entidad continúa trabajando en las normativas vinculadas al almacenamiento de energía y servicios auxiliares.
Tal es así que afirmó que el reglamento que abarque a las baterías y plantas reversibles de ciclo abierto “deberá publicarse en mayo del presente año” y que el mismo será la “próxima frontera” para el desarrollo y crecimiento del sector eléctrico del país.
Y cabe recordar que el pasado 30 de enero finalizó la segunda etapa de la consulta pública N°39/2023, destinada a la adecuación regulatoria que permita la incorporación de sistemas de almacenamiento como herramienta de apoyo a la transición energética sustentable.
Por lo que ANEEL deberá analizar todos los aportes del sector para componer la nota técnica correspondiente, que en esta oportunidad se centrará en los modelos de negocio de las tecnologías mencionadas y las aplicaciones para mitigar los vertimientos renovables.
Y cabe recordar que el gobierno de Brasil proyecta que este año se lleve adelante la primera subasta de reserva de capacidad para la contratación de energía eléctrica proveniente de sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”.
Si bien aún resta la definición de varios puntos, entre ellas la definición de la tarifa CUST/D aplicable y las reglas para el otorgamiento de licencias, el documento preliminar de la licitación prevé que los proyectos contratados en deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW) por el equivalente a cuatro horas diarias de despacho continuo en el sistema eléctrico, con un máximo de un ciclo diario de carga y descarga.
Además, está en análisis el modelo económico de la subasta, pero el titular del proyecto tendría derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podrá reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores. Y se vaticina que la inclusión de los sistemas de baterías podría acarrear la oferta de más de 1,5 GWh de proyectos de esa índole.
“Las fuentes renovables representan alrededor del 89% de la matriz eléctrica brasileña, incluyendo la generación centralizada y distribuida, lo que confirma la vocación del país por la sostenibilidad y el papel de liderazgo en la transición energética. Para que la expansión continúe y conquistemos el mencionado protagonismo como país generador de electricidad de manera eficiente y sostenible, el almacenamiento de electricidad se convierte en un factor determinante”, indicó Ricardo Tili
“La capacidad de almacenar y gestionar estratégicamente la energía no solo aumenta la fiabilidad del sistema, sino que también crea nuevas oportunidades de negocio e inversiones para un mercado cada vez más dinámico. La idea es estructurar un stack de ingresos que garantice la viabilidad económica para que estos sistemas sean más frecuentes en Brasil, como ya ocurre en otros países”, subrayó.
El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile adjudicó a 4 empresas para la construcción y ejecución de 9 obras para fortalecer los sistemas de transmisión nacional y zonal que estaban amparados en los Decretos Exentos Nº 58/2024 y 04/2024 del Ministerio de Energía.
De acuerdo al acta publicada en la web oficial del Coordinador, los ganadores de esta convocatoria fueron Grupo ISA (Interconexión Eléctrica SA), Engie, Transemel, Sociedad de Transmisión Austral (SAESA).
Y entre las entre las obras adjudicadas están el Nuevo Sistema de Control de Flujo para Tramos 220 kV Las Palmas – Centella, Nueva S/E Lo Campino, Nueva S/E Schwager, y Nueva S/E Don Melchor, a un valor anual de la transmisión por tramo (VATT) de USD 25.836.902.
Puntualmente, esta licitación incluía 20 obras en total, de las cuales 15 eran nuevas y 5 ampliaciones; por lo que cabe aclarar que varios grupos que consideraban proyectos de ampliación quedaron desiertos ya que no llegaron ofertas en el proceso que comenzó en julio de 2024 y que vio las ofertas económicas el pasado 29 de enero del presente año.
Transemel fue la firma que se quedó con el mayor número de adjudicaciones, ya que finalmente resultó ganadora en 4 de los 5 proyectos en los que ofertó, por un monto acumulado de USD 7.599.213.
Nueva S/E Llolleo
Nueva S/E Nos
Nueva S/E Valentín Letelier
Nueva S/E Schwager
Por el lado de Sociedad de Transmisión Austral, se ubicó un escalón por debajo en cuanto al número de obras de transporte eléctrico asignadas con 3 (sobre las 8 ofertas de la empresa) que suman un valor anual de la transmisión por tramo de USD 10.375.000.
Nueva S/E Lo Campino
Nueva S/E Don Melchor
Nueva S/E Reloncaví
Mientras que Grupo ISA y Engie se repartieron el nuevo sistema de control de flujo para tramos 220 kV Las Palmas – Centella y la nueva subestación eléctrica Manuel Rodríguez, por un VATT de USD 6.708.607 y USD 1.154.082, respectivamente.
¿Cómo sigue el proceso? Los adjudicatarios deberán formalizar la aceptación de la adjudicación, lo que será parte de los expedientes que serán entregados al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
Y una vez concreten las obras entre los próximos 18, 54 o 60 meses, dependiendo cada proyecto, se ampliarán los más de 3100 kilómetros de extensión del Sistema Eléctrico Nacional que hoy en día opera el Coordinador Eléctrico Nacional.
El Gobierno de Colombia continúa comprometido con la lucha por las tarifas justas y por un cambio real al sistema eléctrico nacional, por este motivo, el Ministerio de Minas y Energía, a través del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) y bajo el mandato de la Presidencia de la República, entregaron hoy, en Santa Marta, la primera Comunidad Energética (CE) de Tenderos en el Caribe, proyecto que hace parte de la estrategia «Colombia Solar ¡Para Economías Populares!».
Con una inversión total de $42.000 mil millones de pesos, este proyecto está permitiendo a comerciantes y emprendedores ahorrar hasta un 50% en sus facturas de energía eléctrica lo que no solo representa un alivio significativo para sus negocios y familias, sino que también impactará de manera directa a los vecinos y compradores, ya que, a menos valor del pago en la factura de energía eléctrica, se verán reducidos los valores en los bienes y servicios que éstos ofrecen.
El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, afirmó que “este 2025 la tarea es pasar de esta primera fase que fueron 100 y llegar a 1000 tiendas en Colombia, desde el Ministerio de Minas y Energías seguiremos avanzando y poniéndonos metas cada vez más grandes para hacer miles y miles de tiendas en todo el país, pero necesitamos que, desde las alcaldías, desde las gobernaciones, aprendamos de la experiencia del programa nacional para desarrollar programas a nivel local. Ponemos toda la experiencia, la capacitación, incluso los diseños, ingeniera a disposición para que se hagan otras tantas”.
El proyecto, que en su primera etapa cubrió el 100% del costo de implementación de 100 Sistemas Solares Fotovoltaicos- SSFV, fue financiada en su totalidad con recursos del Gobierno Nacional. Los comercios beneficiados se ubican en los municipios de Santa Marta con 20 soluciones implementadas, Ciénaga con 3, Fundación con 3, Plato con 3, Barranquilla con 10, Soledad con 5, Riohacha con 10, Valledupar 9, Bosconia 9, Curumaní 3, Cartagena 8, Sincelejo 7 y Montería con 7.
En la segunda fase el Gobierno aportará un 60% o hasta $20 millones de pesos para más de 900 establecimientos de comercio en todo el país. Este proyecto está alineado con los objetivos de sostenibilidad del Gobierno Nacional en la El Gobierno del Cambio continúa comprometido con la lucha por las tarifas justas y por un cambio real al sistema eléctrico nacional, por este motivo, el Ministerio de Minas y Energía, a través del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía – FENOGE y bajo el mandato de la Presidencia de la República, entregaron hoy, en Santa Marta, la primera Comunidad Energética -CE- de Tenderos en el Caribe, proyecto que hace parte de la estrategia Colombia Solar ¡Para Economías Populares!.
Con una inversión total de $42.000 mil millones de pesos, este proyecto está permitiendo a comerciantes y emprendedores ahorrar hasta un 50% en sus facturas de energía eléctrica lo que no solo representa un alivio significativo para sus negocios y familias, sino que también impactará de manera directa a los vecinos y compradores, ya que, a menos valor del pago en la factura de energía eléctrica, se verán reducidos los valores en los bienes y servicios que éstos ofrecen.
El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, afirmó que “este 2025 la tarea es pasar de esta primera fase que fueron 100 y llegar a 1000 tiendas en Colombia, desde el Ministerio de Minas y Energías seguiremos avanzando y poniéndonos metas cada vez más grandes para hacer miles y miles de tiendas en todo el país, pero necesitamos que, desde las alcaldías, desde las gobernaciones, aprendamos de la experiencia del programa nacional para desarrollar programas a nivel local. Ponemos toda la experiencia, la capacitación, incluso los diseños, ingeniera a disposición para que se hagan otras tantas”.
El proyecto, que en su primera etapa cubrió el 100% del costo de implementación de 100 Sistemas Solares Fotovoltaicos- SSFV, fue financiada en su totalidad con recursos del Gobierno Nacional. Los comercios beneficiados se ubican en los municipios de Santa Marta con 20 soluciones implementadas, Ciénaga con 3, Fundación con 3, Plato con 3, Barranquilla con 10, Soledad con 5, Riohacha con 10, Valledupar 9, Bosconia 9, Curumaní 3, Cartagena 8, Sincelejo 7 y Montería con 7.
En la segunda fase el Gobierno aportará un 60% o hasta $20 millones de pesos para más de 900 establecimientos de comercio en todo el país. Este proyecto está alineado con los objetivos de sostenibilidad del Gobierno Nacional en la reducción de 741,20 toneladas de (CO₂) al año que no se emite al ambiente, gracias a la implementación de estas tecnologías para la etapa 1 y 2 del proyecto.
La directora ejecutiva de FENOGE, Ángela Patricia Álvarez, señaló la importancia de este proyecto en la estrategia de sostenibilidad del país: «Estamos convencidos de que la energía renovable no debe ser un privilegio, sino una solución accesible para todos. Con esta iniciativa, no solo estamos brindando ahorro económico a los pequeños negocios, estamos impulsando un cambio cultural hacia el uso responsable y sostenible de la energía. Este es el tipo de proyecto que realmente impacta a las comunidades y fortalece la economía popular, seguimos cumpliendo con la Transición Energética Justa».
Con los 400 kWp que se han instalado se esperan ahorros en consumo de energía de 300 a 500 kWh/mes y una disminución aproximada de 69,40 toneladas de emisiones de dióxido de carbono (CO₂) durante el primer año.
La estrategia Colombia Solar ¡Para Economías Populares! fortalecerá las capacidades productivas de los pequeños negocios como tiendas de barrio, panaderías, cafeterías, ferreterías y otros establecimientos comerciales que son el pilar y el sustento de miles de familias.
El yacimiento estrella aumentó su producción 150% desde 2020, y se proyecta que alcanzará un millón de barriles diarios hacia 2030. Vaca Muerta se consolida como uno de los motores de crecimiento en el sector energético de Argentina. Según un informe de la calificadora S&P Global Ratings, la formación ha experimentado un notable aumento en la actividad de inversión, lo que se traduce en una mayor presencia de empresas internacionales. El informe resalta que, desde 2020, la producción de gas y petróleo no convencionales en Argentina creció 150%, y se proyecta que esta cifra continuará incrementándose a medida que se […]
Con un aporte que significó el 15,3 % de la generación de electricidad total país y un crecimiento del 4 % con respecto a 2023, Pampa Energía calificó por séptimo año consecutivo como la empresa privada que más energía generó en la Argentina.
La Compañía se consolidó como la empresa privada que más energía generó durante 2024, según informó CAMMESA.
El año pasado Pampa entregó al sistema un total de 21.743.200 MWh, a través de sus nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó al respecto que “este logro es resultado del gran trabajo de todo el sector de generación de Pampa, que hacen que nuestras plantas tengan grandes índices de confiabilidad, eficiencia y disponibilidad”. “También es el resultado de las inversiones que realiza la Compañía año tras año para sumar capacidad instalada” agregó.
El aumento en la energía generada fue posible, entre otros factores, porque en 2024 la compañía inauguró el Parque Eólico Pampa Energía VI en la localidad de Bahía Blanca, que cuenta con una potencia instalada de 140 MW y demandó una inversión de 260 millones de dólares.
En la actualidad Pampa opera 5.472 MW de potencia de generación y desde 2018 es la empresa privada que más energía genera en la Argentina, se destacó.
El interés en la Argentina, pese a sus desafíos macroeconómicos y políticos, muestra que los actores globales están dispuestos a asumir ciertos riesgos para no quedarse fuera de la competencia por estos recursos estratégicos. Creado por la ley de Bases, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es una de las grandes apuestas del Gobierno para traccionar inversiones de gran envergadura en sectores estratégicos como energía, tecnología, turismo e industria. Cierto es que para que esto suceda se necesitan no solo condiciones macroeconómicas más favorables, sino reconstruir la confianza de los grandes inversores en la previsibilidad de las reglas […]
Con las nuevas políticas económicas implementadas por el gobierno de Javier Milei, se espera una gran cantidad de inversiones en diversas industrias destacándose las relacionadas con Petróleo y Gas, Generación y Transmisión Eléctrica, Minería y Agro. Esos niveles de inversión van a requerir que las empresas obtengan financiamiento para llevarlas adelante. Analizando el último año, no hay duda de que una porción significativa de ese financiamiento provendrá del mercado de capitales. Según datos de la CNV (Comisión Nacional de Valores), el financiamiento de las empresas acumulado a diciembre 2024 alcanzó los US$ 20.319 millones, un récord histórico que más que […]
La curva de crecimiento del shale neuquino sigue impactando y se espera que este año que comienza fortalezca a las iniciativas en la ventana del petróleo. Diciembre de 2024 terminó siendo el mes con la producción nacional mensual de petróleo más alta en los últimos 23 años. En ese contexto, Vaca Muerta represento el 58% de la producción argentina de crudo con un crecimiento del 27% interanual. El gas no convencional de Neuquén, aunque con valores planchados por la época del año, aumento su producción interanual 19%. Esta muestra del cierre de año del shale neuquino, dado que la provincia […]
Se trata del denominado Mendoza Sur. Superó con éxito los análisis del Ministerio de Ambiente. Resta el aval de Fiscalía de Estado para su oficialización. Seis meses después de que YPF confirmara la venta de tres clusters de áreas maduras que poseía en Mendoza, el Gobierno le dio el visto bueno al último de los sectores y restan detalles para su oficialización. Se trata del Cluster Sur, que incluye las áreas de El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chihuido de la Salina y Confluencia Sur y cuyo comprador será la Unión Transitoria de Empresas (UTE) […]
En la última década, las reservas de hidrocarburos se incrementaron gracias al desarrollo del shale, a medida que todas las cuencas convencionales se desplomaban. La evolución de las reservas de petróleo y gas de la Argentina está atada a la suerte de la actividad en Vaca Muerta. En los últimos años el shale neuquino se convirtió en un manantial de recursos, que no sólo compensó el declive natural de cuencas convencionales maduras, sino que permitió incrementar los stocks de hidrocarburos del país. De acuerdo a un informe elaborado por Marcelo Hirschfeldt, de la consultora OilProduction Consulting, entre 2013 y 2023, […]
TotalEnergies, una de las principales productoras de hidrocarburos en Argentina, continúa fortaleciendo su presencia en el país con importantes desarrollos en el sector del gas natural. Julia Alves, directora de Nuevos Negocios de la petrolera francesa, destacó en el Seminario Anual 2024 del Instituto Argentino de Energía Mosconi el impacto de sus proyectos en el autoabastecimiento energético y la transición hacia fuentes más limpias. Uno de los proyectos más relevantes de la compañía es el Proyecto Fénix, ubicado en la cuenca Austral, frente a Tierra del Fuego. Se trata de la sexta plataforma offshore de TotalEnergies en Argentina y tiene […]
El presidente de la Cámara Minera de San Juan, Ricardo Martínez, reveló en una reciente entrevista los detalles del pedido al Ministerio de Economía. «Es un tema especialmente importante para la provincia por las cales», dijo. El presidente de la Cámara Minera de San Juan, Ricardo Martínez, analizó la situación del sector minero provincial y nacional, con las últimas novedades de la licitación de los primeros tramos del camino a Josemaría, el procesamiento del mineral de Hualilán en la planta de Casposo, la necesidad de infraestructura ferroviaria y la geopolítica favorable para Argentina. En diálogo con el programa «Creación Renovable» […]
Ingenieros expusieron fuertes críticas al gobierno de Javier Milei por el freno a la obra pública y la “falta de definiciones” en la materia, pero también dejaron trascender la bronca que generó en el sector la contratación de ingenieros españoles por parte de YPF para la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. La petrolera de bandera contrató a la firma española Técnicas Reunida por USD 440 millones en concepto de servicios que incluyen ingeniería, compras y gestión de la construcción de una terminal de almacenamiento y despacho de hidrocarburos que estará ubicada en Punta Colorada, en Río Negro. La contratación […]
La interconexión eléctrica facilitará el acceso a la red de los proyectos mineros de La Puna. La opción del cobre y un nuevo récord de generación en enero. La empresa Genneia, la mayor generadora de energías renovables del país, impulsa un proyecto que prevé el tendido de una línea de interconexión eléctrica en la provincia de Salta, con el que pretende vincular a un conjunto de desarrollos mineros de litio con una inversión de más de u$s400 millones. De esta manera, la compañía suma a su portfolio un proyecto de infraestructura que facilite el core de su negocio de producción […]
Las obras para duplicar la exportación de crudo continúan en Coronel Rosales. El rol del Régimen Provincial de Inversiones Estratégicas. Una nueva etapa de ampliación del puerto provincial se activará en Coronel Rosales, la ciudad por donde pasa el 70 por ciento del petróleo crudo del país. Con un desembolso de 200 millones de dólares, la empresa Oiltanking construirá una nueva posición para el muelle y dos tanques más de almacenaje para el petróleo que llega de Vaca Muerta. Al frente del municipio anclado al sur de la provincia de Buenos Aires está Rodrigo Aristimuño. Como ex presidente del Puerto […]
La tormenta provocó una fuerte baja de la temperatura y alivio en el Área Metropolitana de Buenos Aires. Luego de que la máxima llegara este lunes a las 16 horas a los 38,5 grados, descendió más de 20 grados hasta los 16,7 grados registrados a las 6 de la mañana del martes. Como consecuencia del temporal y las fuertes ráfagas de viento 330 mil usuarios se quedaron sin luz durante la madrugada.
La mayor interrupción en el suministro se registró a las 6:45 AM con 237.437 usuarios de Edenor y 92.566 usuarios de Edesur. El área de concesión de Edenor fue la más afectada porque la tormenta ingresó por la zona de Moreno, General Rodríguez, Pilar y Escobar. Luego hubo ráfagas de casi 100 kilómetros por hora en Tigre y San Fernando. Según fuentes oficiales, esa situación provocó la salida de servicio de las líneas 671 y 672 de 132 kv.
Los fuertes vientos voltearon numerosos árboles en la zona norte del AMBA.
Desde la distribuidora confirmaron la información a EconoJournal y aseguraron que “actuaron las protecciones de esas líneas para así evitar un daño mayor sobre las instalaciones”.
-¿Las protecciones se activan por el viento? –preguntó este medio.
-Viento y elementos que vuelan sobre el tendido (ramas, chapas y árboles). Está vinculado directamente con el horario donde e inició la tormenta de la madrugada.
Pocos minutos antes de las 11 AM aún quedaban 31.000 clientes sin servicio en el área de Edenor. “El suministro se va a normalizar de forma paulatina debido a las precauciones que deben tomarse en materia de seguridad, para cuidar la integridad de todos. Pueden existir ramas o chapas que hayan caído sobre las líneas de electricidad, por lo cual es necesario asegurarnos que no existen elementos sobre el tendido eléctrico previo a normalizar el servicio”, concluyeron desde Edenor.
La mayor interrupción en el suministro se registró a las 6:45 AM con 237.437 usuarios de Edenor y 92.566 usuarios de Edesur.
Récord de consumo
La tormenta llegó luego de un día de calor agobiante en el que se batió el record de consumo eléctrico. Tal como informó EconoJournal, el lunes a las 14:45 la demanda trepó a 30.240 MW. superando los 29.653 MW del 1° de febrero de 2024.
Las usinas térmicas fueron las grandes responsables de cubrir la oferta con 17.065 MW. Las grandes hidroeléctricas aportaron 5.706 MW, los parques de generación renovable sumaron 5.036 MW y las centrales nucleares generaron en el pico alrededor de 1.326,5 MW, según datos de Cammesa. Además, en el momento de mayor consumo se importaron unos 1500 MW de Brasil, 107 MW de Bolivia y 20 MW de Paraguay.
Una refinería de petróleo de la región de Sarátov fue atacada anoche por drones ucranianos. El canal de Telegram Astra publica vídeos de residentes locales que muestran imágenes de un incendio en la refinería de petróleo de Saratov, que presumiblemente forma parte de Rosneft.
Los residentes locales informaron de explosiones cerca de la planta. Esta refinería ya fue atacada por drones el 14 de enero. El gobernador de la región de Saratov declaró que se habían producido daños en una “empresa industrial” tras la caída de los restos de un UAV.
“Las fuerzas de Defensa antiaérea han eliminado vehículos aéreos no tripulados. Se han producido daños en una empresa industrial de Saratov. Los servicios operativos están trabajando en los lugares de posible caída de restos. No hay víctimas preliminares”, escribió Roman Busargin.
Los canales de Telegram rusos progubernamentales también escriben sobre explosiones sobre Engels. Según los lugareños, se escucharon sobre el aeródromo militar local. No hay confirmación oficial de esta información.
Engels se encuentra en la orilla opuesta del río Volga desde Saratov y alberga una base de aviación estratégica rusa. El Ministerio de Defensa ruso afirma que durante la noche fueron derribados 40 drones, 18 de ellos sobre la región de Sarátov y 14 sobre la de Rostov, seis en la región de Briansk, dos en la de Volgogrado y uno en la de Bélgorod.
Mientras tanto, Ucrania impuso apagones de emergencia el martes por la mañana debido a los masivos bombardeos rusos. El ministro de Energía, German Galushchenko, declaró que las infraestructuras de gas estaban siendo atacadas.
“Hay otro ataque contra el sistema energético de Ucrania. Durante la noche, el enemigo atacó la infraestructura de gas. Desde esta mañana, el sector energético sigue en el punto de mira. Para minimizar las posibles consecuencias para el sistema energético, el operador del sistema de transmisión aplica urgentemente medidas de restricciones de emergencia de la electricidad“, escribió en las redes sociales.
Los gobiernos de Córdoba y Santa Fe, encabezados por Martín Llaryora y Maximiliano Pullaro respectivamente, enviaron una nota dirigida al jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, manifestando la necesidad y conveniencia de llevar adelante un conjunto de obras en el Sistema de Transporte en Extra Alta Tensión de 500 kV en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que además de resultar de importancia para el conjunto de actores del SADI, tienen relevancia para ambas provincias integrantes de la Región Centro.
Ambos mandatarios ratificaron la necesidad de que desde el Sistema Argentino de Interconexión en su conjunto se dé curso a la ejecución de las obras para poder asegurar un crecimiento federal, coordinado y armónico del Sistema de Transporte en 500 kV, permitiendo así hacer frente al déficit que presenta la capacidad de transporte eléctrico en la actualidad y fortalecer el crecimiento económico y social de todo nuestro país.
Fundamentan que la ejecución de estas obras permitirá “mayor seguridad en la operación del sistema eléctrico nacional que se encuentra en estado crítico, el desarrollo de nuevas inversiones en generación de energía en otras regiones del país que contarán con mayor capacidad para transportar su producción y afianzar el abastecimiento de energía a los usuarios de nuestro país”.
Además, remarcaron que las obras “han sido objeto de presentaciones, solicitudes y análisis previos en múltiples instancias por parte de las autoridades sectoriales y nacionales que intervienen en el estudio y definición de las obras a desarrollarse para la expansión del sistema de transporte eléctrico en nuestro país, que tal como es de vuestro conocimiento se encuentra en un estado crítico que afecta tanto a la demanda como a la oferta de energía del sistema en general”.
Detalle de las obras
El reclamo de los gobernadores está destinado a la ejecución del Proyecto Diamante-Charlone 500 kV y del Proyecto Santo Tomé-San Francisco Malvinas 500 kV, que tienen un importante efecto sobre el sistema eléctrico nacional, en tanto permiten incrementar la oferta de energía en cuanto a proyectos renovables como así también térmicos.
Estos posibilitarán desarrollar inversiones para captar y aprovechar el recurso renovable e incrementar la capacidad de transporte que dispone en el país, como así también disminuir el riesgo de colapso que el sistema muestra actualmente en múltiples nodos.
De esa manera se dará mayor robustez a la capacidad de abastecimiento de energía eléctrica al permitir el cierre de anillos en el sistema de transporte, generando circuitos alternativos para vincular la oferta con la demanda y garantizando condiciones de operación más versátil y confiable.
1) Proyecto Diamante-Charlone 500 kV, el cual contempla la ejecución de:
– Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Río Diamante (Mendoza) y Charlone (Bs.As.) con una longitud de 490 km.
-Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de Charlone (Bs.As.) con una potencia de transformación de 600 MVA
-Correspondientes Líneas de Alta Tensión en 132 kV a Rufino (Santa Fe), a General Villegas (Bs.As.), a Laboulaye (Córdoba), a Realicó y General Pico (La Pampa).
-Repotenciación de las Estaciones Transformadoras de 132 kV de Rufino, General Villegas, Laboulaye, Realicó y General Pico.
2) Proyecto Santo Tomé-San Francisco-Malvinas 500 kV, con la ejecución de:
-Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Santo Tomé (Santa Fe), San Francisco (Córdoba) y Malvinas Argentinas (Córdoba) con una longitud de 300 km.
-Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de San Francisco (Córdoba) con una potencia de transformación de 450 MVA.
-Estación Transformadora de 132 kV en San Francisco (Córdoba).
Más de 170 mil usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) están sin luz producto de la fuerte tormenta que azotó la zona en la madrugada de este martes. Desde el Ente Nacional Regulador de la Electricidad se informa que la empresa más afectada es Edenor.
En medio del temporal, con ráfagas superiores a los 80 km/h que provocaron la voladura de techos y caída de árboles, el ENRE comunica que en el AMBA hay más de 170 mil usuarios sin energía eléctrica.
En estos momentos Edesur tiene 71.043 usuarios sin energía, eléctrica, mientras que Edenor cuenta con 99.665 clientes sin luz.
En Edesur las zonas más afectadas son Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Cañuelas, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón, Quilmes, San Vicente y algunos barrios de Capital Federal.
Respecto a Edenor, las localidades perjudicadas son General Rodríguez, San Martín, La Matanza, Malvinas Argentinas, Marcos Paz, Merlo, Moreno, Pilar, San Fernando, San Isidro, San Miguel, Tigre, Vicente López y también algunas zonas de la Ciudad de Buenos Aires.
Esta situación se dio luego de que en la jornada del lunes, con una temperatura máxima que superó los 38 grados, se haya registrado un máximo de demanda de 30.240 MW en todo el país.
La demanda de energía eléctrica rompió un nuevo récord a nivel nacional este lunes 10 de febrero y algunas provincias se encuentran sin suministro en medio de la ola de calor que afecta a gran parte del país.
El mayor nivel de consumo se alcanzó cerca de las 14:30 cuando el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) registró una demanda superior a los 30.000 MW de potencia, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa).
Con la marca registrada en el comienzo de la segunda semana del mes queda atrás el máximo previo de 29.653 MW alcanzado hace poco más de un año, exactamente el 1 de febrero de 2024.
Los territorios provinciales que están sufriendo cortes de luz son Córdoba, Corrientes, Chaco y Formosa y otras zonas del Noreste (NEA). También se detectan usuarios afectados en el Área Metropolitana de Buenos Aires, que se vienen incrementando con el correr de la tarde.
Actualmente, en la región metropolitana se reportan más de 15.000 usuarios sin servicio de electricidad, de los cuales 11.922 corresponden a Edesur y unos 5.688 a Edenor, según informa el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
Hace exactamente una semana también en medio de altas temperaturas se registraba un alto consumo eléctrico, pero no se pudo quebrar la cifra récord a raíz de que el sistema se desplomó por fallas en la distribución también en provincias del centro y norte del país.
El proceso de desvinculación de trabajadores de YPF en el norte de Santa Cruz avanza rápidamente en el marco del Proyecto Andes, que contempla la salida de la petrolera estatal de la provincia. Más de 1.700 empleados ya han aceptado el acuerdo de retiro voluntario, que incluye una indemnización del 120% de lo habitual.
Se estima que hacia fines de febrero se habrán liquidado un total de 2.500 trabajadores, acercándose al objetivo inicial de 3.000 desvinculaciones planteado por la empresa para los 10 pozos maduros en la región.
Este proceso comenzó con 400 trabajadores que se acogieron al retiro voluntario en un primer momento, y la cifra llegó a los 1.000 al finalizar enero, según publico La Opinión Austral.
Con el avance del acuerdo, más empleados se suman a la decisión de desvincularse. Según informaron fuentes locales, las negociaciones continúan y el número de trabajadores que optan por el retiro voluntario sigue creciendo.
En medio de este panorama, un audio de una asamblea sindical ha filtrado detalles sobre las negociaciones. En él, un dirigente sindical explica a los trabajadores los motivos detrás del ofrecimiento de una indemnización del 120%. El sindicalista destacó la complejidad de la situación debido a la salida de YPF de Santa Cruz y la falta de trabajo inmediato en la región, subrayando que el sindicato luchará por la defensa de los puestos laborales.
Según el delegado sindical, la indemnización ofrecida actualmente incluye un 20% adicional a lo estipulado por ley, lo que representa un 120% en total. En caso de que los trabajadores no acepten la oferta y se llegue a la próxima semana sin trabajo disponible, las indemnizaciones podrían reducirse al 50%, en línea con la legislación vigente en casos de falta de trabajo no imputable a la empresa.
Además de la indemnización, se mencionó la opción de reubicación de aquellos interesados en continuar trabajando en el sector petrolero, aunque se advirtió que este proceso podría llevar tiempo y no garantiza una continuidad laboral inmediata.
La decisión de YPF de rescindir contratos con las operadoras de los pozos maduros en Santa Cruz forma parte de una reestructuración más amplia para redirigir recursos hacia la explotación de Vaca Muerta. Mientras tanto, los trabajadores de la región continúan evaluando sus opciones en medio de un escenario laboral incierto.
En el marco del convenio firmado en agosto de 2024 entre la empresa Power China y el Gobierno de Catamarca, este miércoles se presentó al gobernador Raúl Jalil las propuestas para iniciar la construcción de los primeros 200 MW de energía solar en la provincia.
La reunión contó con la participación del vicegobernador Rubén Dusso, el representante de Power China en Argentina, Sr. He YiBo, y representantes de Shanghai Electric Power Construction Company, los señores Jiang Haifeng y Song Zhe.
Cabe recordar que el acuerdo inicial, durante la misión a China en agosto pasado, establece la ejecución de cuatro parques solares con una capacidad total de 600 MW. Estos proyectos, denominados “Catamarca Solar” (250 MW), “Las Carretas” (150 MW), “Los Caserones” (100 MW) y “Tres Quebradas” (100 MW), serán propiedad del Gobierno provincial al momento de solicitar financiamiento.
Desde el Gobierno destacaron que estos proyectos son fundamentales para el desarrollo de energía limpia en Catamarca, ya que representa una generación de 600 MW, el doble de la energía distribuida actualmente por la empresa provincial, y marcan un camino histórico en la transición hacia energías renovables en la provincia.
FES Storage, nueva unidad de negocios de Future Energy Summit (FES), brindará una sesión exclusiva de debate sobre almacenamiento de energía en el Caribe. Se trata de «FES Storage Caribbean» a llevarse a cabo el 3 de abril en la ciudad de Santo Domingo.
La elección del lugar no es menor. República Dominicana se prepara para el lanzamiento de licitaciones de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), así lo aseguró su ministro de Energía y Minas, Joel Santos Chavarría.
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.
Sobre este y otros temas más se debatirá en “Future Energy Summit Solar & Storage”, la sesión exclusiva organizada por FES Storage que se desarrollará el 3 de abril por la tarde en Santo Domingo.
Si eres fabricante, desarrollador de proyecto, epecista o entidad financiera, no puedes perder la oportunidad de participar en la que será la primera edición de FES Storage Caribbean.
FES Storage tendrá presencia en tres países clave para el desarrollo del almacenamiento energético:
República Dominicana: 2 y 3 de abril
España: 24 de junio
Chile: 25 y 26 de noviembre
Cada evento estará diseñado para potenciar el networking y la generación de negocios, conectando a los asistentes con potenciales socios estratégicos y oportunidades de inversión.
Próximos eventos FES
Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.
Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.
Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com
El posicionamiento de Javier Milei en el Foro Económico Mundial de Davos en contra de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible y criticó las iniciativas para mitigar el cambio climático, encendió las alarmas dentro del sector.
No sólo por un nuevo discurso negacionista por parte del mandatario argentino, sino también porque se especuló que podría seguir los pasos de Donald Trump y que Argentina también renunciaría al Acuerdo de París.
Sin embargo, esta decisión pareciera haber dado marcha atrás oficialmente, ya que desde las esferas de la Subsecretaría de Ambiente de la Nación anticiparon que no se piensa en abandonar los compromisos asumidos en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP21) del año 2015.
“Se elaboró un cuadro en el que se le explicó al Poder Ejecutivo por qué sería contraproducente para Argentina no cumplir o renunciar al Acuerdo de París”, explicaron fuentes cercanas a EnergíaEstratégica.
“Por lo que si Milei está pensando en salir del Acuerdo, estará trabajando con gente que no está en la Secretaría de Ambiente, porque al menos las autoridades oficiales no están trabajando en un plan B por fuera”, añadieron aludiendo que de tomarse la medida, el gobierno estaría a contramano del debate global y podría afectar nuevas inversiones en el país en el camino de la transición energética.
Incluso, desde la Dirección de Desarrollo Sostenible y Gestión Climática prevén avanzar con una mesa de trabajo para las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) para el 2025, enfocada en la realidad de los sectores, los gobiernos subnacionales y el interés de la comunidad con énfasis en la implementación de soluciones integradas.
Y cabe recordar que Argentina ratificó el Acuerdo de París en el año 2016 a través de la Ley Nº. 27270 y para cumplir con los compromisos asumidos presenta regularmente sus inventarios y sus NDC.
Esto significa que la baja de Argentina del tratado internacional sobre el cambio climático deterioraría las posibilidades del país ya que violaría las reglas del derecho (al ser un tratado jurídicamente vinculante) y correría con desventajas al no ajustar su producción a los pactos internacionales.
Aunque es preciso aclarar que la salida no resultaría sencilla debido a la dependencia de créditos de organismos multilaterales, que en ciertos casos poseen cláusulas de protección medioambiental.
Un ejemplo de ello es que el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) incluía una cláusula de cambio climático, sumado a que el Banco Mundial, a través de sus Development Policy Loans (préstamos para el desarrollo de políticas), también condiciona su financiamiento a la implementación de políticas específicas, con los objetivos propuestos por el FMI.
Asimismo, el ex-presidente Alberto Fernández planteó, en 2021, que la deuda con el FMI sea canjeada por acciones climáticas, que mitiguen la emisión de gases de industrias contaminantes, para salir de la “crisis generalizada de deuda”, a la par que convocó a identificar avances en tecnologías limpias como bienes públicos globales, fortalecer el concepto de “multilateralismo ambiental”, y solicitó acuerdos de transferencia tecnológica para la adaptación ecológica y liberación de las patentes de tales bienes necesarios para impulsar la adaptación al cambio climático.
A ello se debe añadir que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) también aprobó líneas de crédito condicionales proyectos de inversión, con el objetivo de promover la descarbonización del sector energético en Argentina.
Por lo que, resta conocerse si Milei seguirá las sugerencias de la Subsecretaría de Ambiente para no perder financiamiento e interés internacional o si seguirá la misma decisión que Trump respecto a la renuncia del Acuerdo de París. Pero de retirarse, Argentina se uniría a Estados Unidos, Irán, Libia y Yemen como los únicos integrantes de las Naciones Unidas que no forman parte del tratado.
Los gobiernos de Córdoba y Santa Fe, encabezados por Martín Llaryora y Maximiliano Pullaro respectivamente, enviaron una nota dirigida al jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, manifestando la necesidad y conveniencia de llevar adelante un conjunto de obras en el Sistema de Transporte en Extra Alta Tensión de 500 kV en el Sistema Argentino de Interconexión -SADI-, que además de resultar de importancia para el conjunto de actores del SADI, tienen relevancia para para ambas provincias integrantes de la Región Centro.
En la misiva, ambos mandatarios ratificaron la necesidad que desde el Sistema Argentino de Interconexión en su conjunto se dé curso a la ejecución de las obras para poder asegurar un crecimiento federal, coordinado y armónico del Sistema de Transporte en 500 kV, permitiendo así hacer frente al déficit que presenta la capacidad de transporte eléctrico en la actualidad y fortalecer el crecimiento económico y social de todo nuestro país.
Fundamentan que la ejecución de estas obras permitirá “mayor seguridad en la operación del sistema eléctrico nacional que se encuentra en estado crítico, el desarrollo de nuevas inversiones en generación de energía en otras regiones del país que contarán con mayor capacidad para transportar su producción y afianzar el abastecimiento de energía a los usuarios de nuestro país”.
Además, remarcaron que las obras “han sido objeto de presentaciones, solicitudes y análisis previos en múltiples instancias por parte de las autoridades sectoriales y nacionales que intervienen en el estudio y definición de las obras a desarrollarse para la expansión del sistema de transporte eléctrico en nuestro país, que tal como es de vuestro conocimiento se encuentra en un estado crítico que afecta tanto a la demanda como a la oferta de energía del sistema en general”.
Detalle de las obras
El reclamo de los gobernadores está destinado a la ejecución del Proyecto Diamante-Charlone 500 kV y del Proyecto Santo Tomé-San Francisco Malvinas 500 kV, que tienen un importante efecto sobre el sistema eléctrico nacional, en tanto permiten incrementar la oferta de energía en cuanto a proyectos renovables como así también térmicos.
Estos posibilitarán desarrollar inversiones para captar y aprovechar el recurso renovable e incrementar la capacidad de transporte que dispone en el país, como así también disminuir el riesgo de colapso que el sistema muestra actualmente en múltiples nodos.
De esa manera se dará mayor robustez a la capacidad de abastecimiento de energía eléctrica al permitir el cierre de anillos en el sistema de transporte, generando circuitos alternativos para vincular la oferta con la demanda y garantizando condiciones de operación más versátil y confiable.
1) Proyecto Diamante-Charlone 500 kV, el cual contempla la ejecución de:
Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Río Diamante (Mendoza) y Charlone (Bs.As.) con una longitud de 490 km.
Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de Charlone (Bs.As.) con una potencia de transformación de 600 MVA
Correspondientes Líneas de Alta Tensión en 132 kV a Rufino (Santa Fe), a General Villegas (Bs.As.), a Laboulaye (Córdoba), a Realicó y General Pico (La Pampa).
Repotenciación de las Estaciones Transformadoras de 132 kV de Rufino, General Villegas, Laboulaye, Realicó y General Pico.
2) Proyecto Santo Tomé-San Francisco-Malvinas 500 kV, con la ejecución de:
Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Santo Tomé (Santa Fe), San Francisco (Córdoba) y Malvinas Argentinas (Córdoba) con una longitud de 300 km.
Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de San Francisco (Córdoba) con una potencia de transformación de 450 MVA.
Estación Transformadora de 132 kV en San Francisco (Córdoba).
El almacenamiento de energía en Perú tomaría impulso con la reciente modificación de la Ley N.º 28832, que introduce cambios en la prestación de los Servicios Complementarios dentro del mercado eléctrico peruano. Estas nuevas condiciones, que entrarán en vigor el 1 de enero de 2026, abren oportunidades para la expansión de proyectos BESS (Battery Energy Storage Systems), principalmente asociados a centrales de generación.
Uno de los cambios más relevantes es la inclusión de los Proveedores de Servicios Complementarios como agentes del sistema, ampliando el alcance de la normativa más allá de generadores, transmisores y distribuidores. Además, la nueva regulación asigna la responsabilidad del pago de estos servicios a quienes generan la inestabilidad del sistema eléctrico, un punto que, según Margarett Matos, Senior Associate Lawyer en Rodrigo, Elias & Medrano Abogados, resulta clave para la sostenibilidad del mercado.
«En esta ley es bien interesante el artículo 33.2, dice que el mercado de servicios asigna la responsabilidad del pago del servicio utilizado a quien genere la inestabilidad del sistema eléctrico», considera Matos.
En conversación con Energía Estratégica, la abogada del estudio Rodrigo, Elias & Medrano Abogados, repasó que Perú cuenta con al menos 10 proyectos de almacenamiento de energía en operación, implementados antes de la actualización de la ley por titulares de centrales de generación para prestar servicio de Regulación Primaria de Frecuencia (RPF), que ya era obligatorio para todas las centrales con potencia superior a 10 MW.
«El porcentaje que las generadoras > 10 MW (excepto las eólicas, solares y mareomotriz) deben de dejar de operar para aportar RPF es del 2.5%», señala Matos.
Es así que varias empresas ya han optado por instalar bancos de baterías. Entre los proyectos más emblemáticos se encuentran aquellos impulsados por Kallpa, Engie, Enel, Minera Poderosa y GR Cortarrama, superando los 70 MW de capacidad equivalente en BESS.
Kallpa Generación S.A. tiene el proyecto “sistema de almacenamiento de banco de baterías BESS de la CT Kallpa para la Regulación Primaria de Frecuencia. Potencia BESS 31.32 MW y 20.28 MWh.
Engie Energía Perú S.A. tiene el proyecto “sistema de almacenamiento de banco de baterías BESS para la Regulación Primaria de Frecuencia de la Central Chilca 1. Potencia BESS 26.5 MW y 13.25 MWh
Enel Generación Perú S.A.A. tiene el proyecto “sistema de almacenamiento de banco de baterías BESS para la Regulación Primaria de Frecuencia de la CT Ventanilla. Potencia BESS 14.63 y 5.04 MWh
GR Cortarrama S.A.C. contaría con “alimentación continua proveniente de bancos de baterías independientes”, de acuerdo con el EO, en la Central Solar Matarani 1 y 2 de 80 MW cada una.
Respecto a estos proyectos la especialista en asuntos legales del mercado eléctrico peruano añadió: «Justo hicimos un análisis hace poco, que da cuenta que solamente hay un proyecto de un cliente final, el de la minera, donde instalaron baterías que ahora están funcionando con energía que produce una central térmica diésel, que no tiene mucho sentido económico, pero lo que dice la información pública de ese proyecto es que la minera tiene en planes desarrollar un proyecto solar próximamente que motivaría aquella instalación de baterías».
Atractivo de Perú para el despliegue de BESS
Más allá de la Regulación Primaria de Frecuencia, el interés por los sistemas de almacenamiento se está diversificando. Empresas han solicitado incluir baterías dentro del Plan de Transmisión, al considerarlas una alternativa viable para dar mayor estabilidad a la red y retrasar o complementar inversiones en infraestructura.
En el sector de generación, el almacenamiento energético también es visto como una herramienta clave para el arbitraje de energía y la optimización de la inyección a la red. La creciente penetración de proyectos solares y eólicos en el país ha comenzado a generar problemas de congestión en algunos nodos del sistema eléctrico, lo que está llevando a las empresas a buscar soluciones basadas en almacenamiento.
«Así como ocurre en todo el mundo, en Perú también se están dando nodos que van a estar congestionados, nodos en donde se están desarrollando múltiples proyectos renovables, eólicos y solares, que sabemos que va a ocurrir tarde o temprano congestión y curtailment», advierte Matos. «Entonces en esos escenarios de curtailment lo que ven las empresas es mejor almacenemos la energía para que en momento de la noche podamos inyectar».
Con la modificación a la Ley N.º 28832 se permite que los Servicios Complementarios sean prestados por diferentes tipos de actores, no solo por centrales de generación; dando lugar también al aprovechamiento de soluciones de almacenamiento de energía no sólo para regulación de primaria de frecuencia sino también para acumulación de energía, regulación de voltaje, arranque en negro y otros servicios auxiliares.
Sin embargo, por el momento persisten desafíos para impulsar proyectos de almacenamiento stand-alone, es decir, proyectos de baterías independientes que no estén asociadas a una central de generación: «Todavía, si tú quieres desarrollar un proyecto de almacenamiento stand-alone, hay muchos riesgos porque no tenemos una regulación clara respecto cómo van a operar, qué permisos van a obtener, cómo se van a conectar», advierte Matos. «Una vez que se conecten, qué cargos van a pagar cuando consuman energía, se les va a considerar demanda, cómo van a ser operadas, porque como no son generadores o no son reconocidos como tal, cómo el COES los va a operar, aún hay mucha incertidumbre».
A la espera de mayor claridad y su implementación a partir del 1 de enero del 2026, la tendencia apunta a gran atractivo para el desarrollo de proyectos de almacenamiento energético en Perú. Con la evolución del marco normativo y el avance de la tecnología, los bancos de baterías estarían listos para jugar un papel clave en la estabilidad del sistema eléctrico y la integración de energías renovables en el Perú.
Megaevento en Perú
En el marco del avance hacia la diversificación energética que propone la modificación de la Ley N° 28832, Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un mega evento de energías renovables en el país el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.
Cabe destacar que en febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.
Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.
Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com
Como líder global en inversores fotovoltaicos, Solis ha adoptado la gestión de la cadena de suministro verde como un pilar fundamental de su estrategia, fortaleciendo su compromiso con el desarrollo sostenible y mejorando sus capacidades de fabricación. A través de la construcción de un sistema de cadena de suministro sostenible y la colaboración estrecha con proveedores de excelencia, Solis busca liderar la industria fotovoltaica hacia un futuro sostenible y con bajas emisiones de carbono.
«Nos sentimos honrados de recibir este reconocimiento por nuestro compromiso con las prácticas de cadena de suministro verde», afirmó la Sra. Lu Hefeng, Vicegerente General de Solis.
Y enfatizó: «Este logro refleja nuestra dedicación al desarrollo sostenible y nuestra misión de liderar la industria fotovoltaica hacia un futuro más verde y con menos emisiones de carbono. Solis aplica principios ecológicos en todo el ciclo de vida del producto, desde el diseño y la adquisición de materias primas hasta la producción y el uso. Nuestros productos cumplen con estrictos estándares industriales y han obtenido múltiples certificaciones, incluidas certificaciones de productos solares, certificaciones fotovoltaicas de la UE y certificaciones de productos en EE. UU. Estos logros nos han permitido obtener el reconocimiento de clientes en todo el mundo».
Solis cumple rigurosamente con las leyes, regulaciones y políticas nacionales de ahorro de energía y protección ambiental. La compañía ha implementado iniciativas como la planificación de fábricas ecológicas y la innovación de procesos, enfocándose en el control de la contaminación durante la producción. Gracias a logros como la optimización del uso del suelo, el empleo de materias primas no tóxicas, la producción limpia y el uso de energía con bajas emisiones de carbono, Solis fue incluida en la lista de «Fábricas Verdes Nacionales» en septiembre de 2020. Su fábrica ecológica se ha convertido en un referente de estándares industriales y en un modelo de demostración regional.
En el desarrollo de productos ecológicos, Solis utiliza métodos de evaluación del ciclo de vida (LCA, por sus siglas en inglés), priorizando el bajo consumo, la baja demanda de insumos y la alta eficiencia. El objetivo de la compañía es diseñar inversores string con un impacto mínimo en los recursos y el medio ambiente a lo largo de todo su ciclo de vida.
Mediante la promoción de innovaciones tecnológicas clave, la implementación de estándares ecológicos y el desarrollo de líneas de producción de demostración, Solis mejora continuamente la calidad y estructura de sus productos, avanzando en el diseño verde y en los sistemas de evaluación del ciclo de vida.
Solis adopta un enfoque integral basado en el ciclo de vida, considerando cada etapa del recorrido del producto, desde la selección de materias primas y la producción hasta la comercialización y el uso. La empresa se esfuerza por minimizar el consumo de recursos, reducir el uso de materiales tóxicos y limitar la contaminación y las emisiones. Además, ha establecido sistemas sólidos para la gestión de productos al final de su vida útil.
Comprometida con la manufactura ecológica y el desarrollo sostenible, Solis mantiene un sistema regular de divulgación de información. A través de su sitio web oficial, la empresa comparte informes ESG, certificados de verificación de gases de efecto invernadero y actualizaciones de huella de carbono, demostrando transparencia y responsabilidad en sus esfuerzos de ahorro energético y reducción de emisiones.
Acerca de Solis
Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y con mayor experiencia en el mundo. Fundada en 2005, la empresa aporta valor a sus clientes y acelera la transición global hacia la energía limpia. Con un fuerte enfoque en investigación y desarrollo, Solis ofrece soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a gran escala, impulsando el desarrollo sostenible a nivel mundial.
Con una inversión cercana a los u$S 2.850.000, BGH Eco Smart, la unidad de negocios del Grupo BGH especializada en soluciones de eficiencia energética y smart building, estuvo a cargo de la implementación de los sistemas de almacenamiento de los parques solares ubicados en las localidades de Polvaredas y Del Carril, en el partido de Saladillo.
«La incorporación de almacenamiento inteligente a los parques solares en Polvaredas y Del Carril demuestra nuestro compromiso con la innovación tecnológica en energía renovable y permite que las comunidades locales puedan contar con un suministro más confiable y eficiente. Este avance en almacenamiento gestionado por IA es clave para optimizar la generación de energía, adaptándose a las demandas locales de manera sustentable», afirmó Manuel Pérez Aramburu, gerente de Eficiencia Energética de la compañía.
BGH Eco Smart estuvo a cargo de la implementación de los sistemas de almacenamiento de los parques solares ubicados en las localidades de Polvaredas y Del Carril, en el partido de Saladillo.
Desde la empresa precisaron que la provincia de Buenos Aires «se sitúa a la vanguardia en generación de energía renovable con la inauguración de dos parques solares con sistemas de almacenamiento en red de distribución».
Cómo son los parques solares
Los proyectos ubicados en las localidades de Polvaredas y Del Carril, en el partido de Saladillo, representan un paso clave en el Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida (PROINGED).
El proyecto Del Carril cuenta con 910 paneles fotovoltaicos monocristalinos de 550Wp cada uno (total de 550 kW de potencia pico) y 140 baterías con una capacidad de almacenamiento total de casi 1300 kWh. Mientras que la planta solar Polvaredas posee 250 kWp de potencia, repartidos en 455 módulos FV monocristalino, y 650 kWh de almacenamiento (84 baterías).
El proyecto Del Carril cuenta con 910 paneles fotovoltaicos monocristalinos de 550Wp cada uno.
Los parques tienen una tecnología avanzada en gestión de recursos, que distribuye la energía acumulada para cubrir demandas incluso fuera de los horarios de generación, garantizando un mejor servicio para los hogares de la región. «El sistema de almacenamiento permite inyectar energía en los momentos de mayor demanda, fuera del horario de generación solar, optimizando el rendimiento de los recursos y beneficiando a más de 600 hogares en la zona con un ahorro anual de 800 toneladas de CO₂», sumaron.
Los parques tienen una tecnología avanzada en gestión de recursos.
Cabe destacar que la inauguración de estos parques también responde al Plan Estratégico de Transición Energética de la Subsecretaría de Energía de la provincia, que busca fomentar la diversificación de la matriz de generación, con especial énfasis en las energías renovables y la generación distribuida. Los parques de Polvaredas y Del Carril no solo mejoran la calidad del servicio eléctrico, sino que también representan un avance en la innovación tecnológica para Buenos Aires, brindando una oportunidad para replicar este modelo en otras localidades.
«Este proyecto, con una inversión cercana a los u$s 2.850.000, refuerza la infraestructura energética en Saladillo, que ahora cuenta con tres plantas operativas, sumando un total de 1 MWp solar para el partido», concluyeron.
ENGIE Chile se adjudicó la licitación para el desarrollo de la nueva Subestación Seccionadora Manuel Rodríguez, ubicada en la comuna de Tiltil, a 50 kilómetros al norte de Santiago. Se trata del primer proyecto en transmisión que desarrollará la compañía en la región Metropolitana.
La subestación, que contará con una configuración de interruptor y medio de 220 kV, se conectará al Sistema Eléctrico Nacional mediante el seccionamiento de la Línea 2×220 kV Polpaico-Río Aconcagua. La iniciativa busca complementar la subestación nacional Polpaico, con el objetivo de aliviar la saturación y habilitar más capacidad para proyectos fotovoltaicos.
El proceso de licitación se inició tras la publicación del Decreto de Licitación de Obras Nuevas en abril de 2024, culminando con la entrega de ofertas al Coordinador Eléctrico Nacional en noviembre del mismo año.
«Este proyecto es clave para fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional y facilitar la conexión de nuevos proyectos de generación, en una zona que se ha consolidado como un polo de desarrollo fotovoltaico. Desde ENGIE estamos orgullosos de poder contribuir al país con mayor infraestructura eléctrica de transmisión y ser parte activa de la transición energética», destacó Pilar Acevedo, Managing Director GBU Networks de ENGIE Chile.
Este hito reafirma el compromiso de ENGIE Chile con el desarrollo sostenible y la modernización del sistema energético nacional, garantizando una mayor seguridad y eficiencia en la transmisión eléctrica para los proyectos de energías renovables en el país.
La demanda de energía eléctrica registró un nuevo récord para día hábil, llegando a 30.240 MW a las 14,45 horas del lunes 10 de febrero, de acuerdo con datos relevados del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Se superó así la anterior marca récord de 29.653 MW registrada el 1 de febrero de 2024.
La fuerte demanda resultó a consecuencia de una jornada de intenso calor en gran parte del país. Por caso en extensas zonas de la provincia de Buenos Aires llegó a superar los 39 grados , situación que se vió parcialmente aliviada en horas de la tarde-noche, en particular en el AMBA, aunque llegó a soportar temperaturas promedio de 37,6 grados centígrados.
Tal demanda fue cubierta en un 60 por ciento por usinas de generación térmica, 19 por ciento de generación hidroeléctrica, 12 por ciento de renovables (eólica y solar), 5 por ciento fue generación nuclear, y la importación de electricidad fue del 4 por ciento, desde Brasil, Uruguay, y Paraguay, en orden de volúmen ingresado.
Pero en las horas de mayor demanda ocurrieron cortes del suministro de electricidad en varias provincias del Noreste del país. Formosa, Chaco, y Corrientes, las más afectadas, aunque también ocurrieron en la región de Cuyo. En el AMBA, en tanto, también hubo cortes, aunque de menor duración.
Por la ola de calor, este lunes 10 de febrero la Argentina superó el récord histórico de consumo de electricidad al llegar al pico de demanda de 30.240,2 MW. Con este registro, el consumo a nivel nacional superó los 29.653 MW del 1° de febrero de 2024, la marca más alta hasta el momento. El récord de demanda en el Sistema Interconectado Nacional (SADI) se registró a las 14:45, según información deCammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Entre las 14:35 y 15:40 la demanda se mantuvo por encima de los 30.000 MW.
El récord se registró durante la ola de calor que afecta a gran parte del país, que provocó temperaturas superiores a los 40 grados en varias provincias. En el Noreste Argentino (NEA) se llegó a marcas de 42 grados y en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se consume más del 50% de la energía del país, las marcas llegaron a superar los 37 grados.
Fuentes privadas del sector eléctrico afirmaron que “el récord se hubiese alcanzado a las 14, pero a esa hora el NEA tuvo un colapso de tensión”, tal como viene teniendo en los últimos días, que provocó una disminución de 1.176 MW que impidió que la curva de la demanda continúe creciendo como lo venía haciendo desde la mañana. Sin embargo, el alto requerimiento continuó en el SADI y la demanda creció minutos más tarde para llegar al pico de consumo 45 minutos después del colapso en el NEA.
Según información del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), en el AMBA las distribuidoras no registraron grandes cortes en sus redes. Al momento del pico de demanda, Edesur y Edenor tenían cada una alrededor de 4.000 usuarios sin suministro eléctrico en el AMBA.
Generación
Las usinas térmicas fueron las grandes responsables de cubrir la oferta con 17.065 MW. Las grandes hidroeléctricas aportaron 5.706 MW, los parques de generación renovable sumaron 5.036 MW y las centrales nucleares generaron en el pico alrededor de 1.326,5 MW, según datos de Cammesa.
Un factor determinante para que el país pueda cubrir la demanda tiene que ver con las cantidades de energía eléctrica que puede importar de Brasil. En el momento del récord la Argentina contó con 1.500 MW del país vecino. Además, el SADI sumó 107 MW de Bolivia y 20 MW de Paraguay.
Colapso
Fuentes vinculadas a Cammesa indicaron que el colapso en el NEA fue a las 13:56 y se debió a “una disminución de demanda de 1.176 MW por variación de tensión coincidente con la apertura de alimentadores en 13,2 kilovations (kV) de la Estación Transformadora San Martin, de los cuales 1.072 MW corresponden al área NEA en las provincias de Chaco (569 MW), Formosa (249 MW) y Corrientes (254 MW) y, además, hubo una disminución de 110 MW en el área Litoral, la cual se comienza a normalizar paulatinamente”.
Además, agregaron las mismas fuentes, “se observa una disminución de generación de 84 MW de los cuales 60 MW corresponden a variación del Parque Solar Pampa del Infierno y las restantes (usinas térmicas) a SPENDI01 (16 MW), BARDDI01 (24 MW), LBLADI01 (7 MW), PIRADI01 (13 MW)” y añadieron que las causas de las fallas “se están investigando”.
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La ministra de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, Daniela Vilar, y el director general de Cultura y Educación, Alberto Sileoni, firmaron un convenio para finalizar la primera etapa del programa de acceso a Energías Limpias, “una iniciativa que busca mejorar las condiciones de estudio y trabajo en las escuelas rurales bonaerenses mediante el uso de energías renovables”, según se informó.
En un comunicado, el Ministerio de Ambiente señaló que “el objetivo es democratizar el acceso a energías limpias en zonas remotas sin conexión a la red eléctrica y al mismo tiempo reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero derivadas de la generación y el consumo de energía”.
Como parte de este programa, se instalaron paneles solares en escuelas rurales y ahora se sumarán los termotanques. “Detectamos que la mitad de las escuelas rurales tienen déficit de acceso al agua caliente sanitaria, por eso este año vamos a instalar termotanques solares. De no tener acceso, pasarán a convertirse en generadoras autónomas de una fuente continua de luz, energía y agua caliente”, explicó Vilar.
“Esta tecnología permite avanzar hacia un modelo energético más sustentable y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de las comunidades educativas. El cambio climático es una realidad y es nuestra responsabilidad reafirmar el compromiso con políticas públicas que impulsen la transición energética”, destacó por su parte Sileoni.
Ayer en nuestra Dirección de Cultura y Educación firmamos un Convenio con la ministra de Ambiente @danyvilar por medio del cual completamos la primera etapa del “Programa de Acceso a Energías Limpias” en escuelas rurales con la instalación de termotanques solares. pic.twitter.com/ZHU0snMTLI
“La transición hacia energías renovables no solo representa un avance ambiental, sino que también brinda soluciones concretas a necesidades esenciales, con costos más accesibles. Democratizar el acceso a la energía es clave para garantizar el Buen Vivir de las y los bonaerenses”, cerró el comunicado del Gobierno provincial.
A través de la Resolución 22/2025, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, eliminó el Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos y Vehículo Híbridos Eléctricos, con el objetivo de quitar trabas burocráticas y promover el desarrollo del sector.
Esta medida deja sin efecto el registro obligatorio que fue creado en 2023 (Resolución 817/23) y se había convertido en un trámite engorroso, que no tenía un objetivo claro y sólo generaba más carga administrativa a las empresas y ciudadanos.
A su vez, la implementación de este empadronamiento significaba más intervención del Estado y un mal uso de los recursos públicos, sin traducirse en una mejora efectiva en la promoción de la movilidad eléctrica, ni en beneficios concretos para la ciudadanía.
Por el contrario, el registro ralentizó la instalación y expansión de puntos de carga, al agregar costos y tiempos innecesarios para el sector privado, como la presentación de formularios y documentación respaldatoria.
De esta manera, en línea con las políticas de reducción de la burocracia estatal, el Gobierno Nacional avanza con medidas concretas que le dan más libertad a los ciudadanos y a las empresas, y que les permiten ahorrar tiempo y recursos.
Mendoza continúa avanzando en su estrategia de desarrollo hidrocarburífero con la autorización de la cesión del Clúster Norte en el marco del Plan Andes. A través de esta medida, se otorga la operación de las áreas Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán a la empresa Petróleos Sudamericanos SA.
Este hito marca la segunda cesión de áreas dentro del Plan Andes de YPF, siguiendo el precedente de Llancanelo a PCR en noviembre de 2024. La iniciativa refuerza la tendencia de reestructuración del sector, en la cual grandes operadoras delegan activos convencionales a empresas especializadas con un enfoque mayor en producción y desarrollo.
“Este modelo no solo permite revitalizar campos considerados maduros o marginales, sino también aumentar la producción, atraer inversiones y generar un impacto positivo en las comunidades locales”, destacó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Un modelo de revitalización para campos maduros
El traspaso de estas áreas refleja una tendencia creciente en la industria energética, donde grandes operadoras, como YPF, concentran sus esfuerzos en activos no convencionales, como Vaca Muerta, mientras transfieren áreas maduras a empresas especializadas.
La cesión implica la transferencia del 100% de la participación de YPF S.A. en estos activos a Petróleos Sudamericanos SA, asegurando la continuidad operativa y la implementación de nuevas estrategias de producción.
“Estas áreas representan una producción acumulada de 2.200 m³/d, lo que constituye aproximadamente 25% de la producción total de Mendoza”, señaló el director de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente, Lucas Erio.
Prórrogas y seguridad jurídica
El Gobierno de Mendoza está analizando el cumplimiento de condiciones para la prórroga de las concesiones de las áreas del Clúster Norte, cuyos vencimientos están próximos, específicamente Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán, cuyos plazos expiran entre 2026 y 2027.
Esta medida busca fortalecer la seguridad jurídica y fomentar la inversión a largo plazo en estas áreas estratégicas.
La resolución de cesión del Ministerio de Energía y Ambiente establece un plazo de cuatro meses para que las empresas formalicen la escritura pública de cesión y concluyan los trámites administrativos. Además, garantiza que tanto la cedente como la cesionaria cumplan con todas las obligaciones legales y contractuales.
Asimismo, la resolución vela por la responsabilidad ambiental, exigiendo el cumplimiento de los estándares establecidos para el saneamiento de pasivos y el abandono de pozos, y garantiza una transición ordenada y sostenible.
Una tendencia en la industria: especialización y crecimiento
“Casos recientes, como la cesión de Llancanelo a PCR, confirman esta estrategia, asegurando que empresas con un enfoque más específico puedan potenciar la producción y maximizar el aprovechamiento de recursos. Otro ejemplo es la presentación reciente de las empresas CGC y VenOil, cuya solicitud busca aprobar la cesión de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta”, afirmó el director de Hidrocarburos.
Esta transición no solo mantiene la estabilidad productiva sino que también representa una oportunidad para atraer nuevas inversiones, generar empleo y fortalecer la producción local. La experiencia de operadores especializados garantiza una gestión eficiente y la adopción de tecnologías avanzadas para optimizar la explotación de los recursos.
Con esta decisión, Mendoza reafirma su compromiso con la gestión eficiente, la promoción de inversiones y la sostenibilidad del sector energético, consolidándose como un actor clave en la industria hidrocarburíferos nacional.
El sector minero viene de pasar un muy buen año, y eso se vuelve a confirmar con los datos dados a conocer por la Secretaría de Energía sobre las exportaciones mineras.
Entre enero y noviembre de 2024, Argentina registró exportaciones mineras por USD 4.115 millones, lo que representó un incremento del 15% respecto al mismo período de 2023.
Se espera que con la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y una previsibilidad macroeconómica mayor, el sector experimente otro buen año en 2025.
Los metalíferos a la cabeza
En noviembre de 2024, los minerales metalíferos representaron el 84,0% de las exportaciones mineras, mientras que el litio aportó un 13,4%.
El resto de los minerales contribuyeron apenas con el 2,6% restante.
La implementación del autoservicio de combustible en las estaciones de servicio genera preocupación en el sector, ya que podría eliminar la figura del playero y afectar cientos de puestos de trabajo. Desde el Sindicato de Obreros y Empleados de Estaciones de Servicio de Neuquén y Río Negro se advirtió que se perderán alrededor de 70.000 puestos a nivel nacional y que constituye un peligro por la manipulación de combustibles.
Marcelo Sidorkevich, Secretario General SOESGyPE en diálogo con Radio 7 explicó: “Estamos preocupados porque finalmente llegó la medida que pretende implementar el autoservicio de combustible, estamos totalmente en contra porque se van a perder muchos puestos laborales y hay que sumarle que se pone en riesgo a los consumidores y a la sociedad con la seguridad”.
El Secretario General explicó que cada sector de la estación de servicio tiene su planta de empleados, el shopping tiene el plantel de trabajadores y los empleados destinados a los surtidores. Al tener cada sector su plantel determinado de trabajadores, se imposibilita la capacidad de cambiar de funciones a los playeros.
“Esta medida solo beneficia a las empresas, empresarios y petroleras. Lo dice el decreto reglamentario que esto apunta a mejorar la rentabilidad a costa que cortar la cabeza de los trabajadores. Porque los playeros van a empezar a sobrar” indicó Sidorkevich.
Uno de los argumentos utilizados para justificar la medida es que el autoservicio podría reducir el costo del combustible para los usuarios. Sin embargo, Sidokevich desacreditó esa posibilidad y sostuvo que las empresas insisten en que el precio está atrasado pese a los constantes aumentos. «El usuario se convertirá en un trabajador no rentado que hará la tarea del playero sin recibir nada a cambio» advirtió.
Además se subrayó los riesgos que implica la falta de personal capacitado en las estaciones de servicio, ya que los trabajadores de los surtidores se capacitan para la manipulación de combustibles.
“Se capacitan en la manipulación de combustibles, lubricantes, cómo actuar ante un derrame de combustible, cómo actuar ante un principio de incendio o cuando contaminas un auto. Además están para prevenir accidentes como cuando bajan con un cigarrillo en la boca” agregó Sidorkevich.
Hasta el momento, en Neuquén no hay surtidores de autoservicio en funcionamiento, pero la implementación solo implicaría la instalación de una pantalla con el instructivo para la carga de combustible.
El gremio espera que la Secretaría de Energía defina la reglamentación en los próximos 60 días y como sindicato participará en una reunión con la Federación de Obreros y empleados de estaciones de servicio para analizar medidas de acción directa ante la posibilidad de perder puestos laborales.
El 2024 será recordado como un año bisagra para la industria del petróleo y gas en Argentina. Según el Informe Anual de Producción de Oil & Gas, el país alcanzó niveles históricos en la producción de hidrocarburos, con la mayor extracción de crudo en 23 años y de gas en 21 años.
Sin embargo, detrás de estos números, hay un factor determinante: Vaca Muerta, que se consolidó como el motor de crecimiento del sector energético nacional.
Vaca Muerta: epicentro del auge petrolero y gasífero
Los datos son contundentes. Durante 2024, Vaca Muerta aportó el 55% del petróleo y el 50% del gas producido en Argentina, consolidando su liderazgo en la matriz hidrocarburífera del país.
Petróleo: la producción de crudo en la formación alcanzó un promedio de 390 mil barriles diarios (Mbbl/d), con un incremento del 27% en comparación con 2023.
Gas: con 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), la producción aumentó un 20% interanual, representando la mitad del gas extraído a nivel nacional.
La actividad de perforación también registró un fuerte dinamismo, con 300 pozos de petróleo completados (un 27% más que en 2023) y 17.659 etapas de fractura, un incremento del 20% interanual. Además, la longitud promedio de ramas laterales en los pozos aumentó un 5%, alcanzando los 2.824 metros.
Las empresas protagonistas del boom energético
Las principales compañías que operan en la formación jugaron un rol clave en este crecimiento. En el segmento petrolero, YPF lideró con el 55% de la producción, seguida por Vista (15%) y Shell (8%). En el gas, Tecpetrol e YPF compartieron el liderazgo con un 23% cada una, y el yacimiento Fortín de Piedra se consolidó como el mayor productor de gas no convencional, aportando el 23% del total.
La Cuenca Neuquina, que alberga a Vaca Muerta, también rompió récords en 2024, con un crecimiento del 19% en petróleo y 10% en gas. En esta región, el 81% del crudo y el 84% del gas provienen de no convencionales, lo que confirma el cambio de paradigma en la explotación de hidrocarburos en Argentina.
Un país que produce más, pero con desafíos pendientes
Si bien el incremento en la producción posiciona a Argentina como un actor clave en la región, el informe también revela algunos desafíos. La caída del 43% en los pozos de gas completados indica un reacomodo de inversiones hacia el petróleo, en un contexto de precios más atractivos. Además, la infraestructura de transporte y la capacidad de almacenamiento siguen siendo cuellos de botella para maximizar el potencial exportador.
Las proyecciones indican que Vaca Muerta continuará expandiéndose, con una demanda creciente en el mercado interno y oportunidades en el comercio internacional. Sin embargo, para consolidar este crecimiento, será necesario avanzar en proyectos de infraestructura, como gasoductos y terminales de exportación de Gas Natural Licuado (GNL), así como en políticas de incentivos para la inversión.
El 2024 marcó un antes y un después en la industria hidrocarburífera argentina, y todo apunta a que Vaca Muerta seguirá siendo la gran protagonista en los próximos años. Su desarrollo no solo redefine el sector energético, sino que también tiene el potencial de transformar el perfil exportador del país y generar un impacto económico de largo plazo.
El Gobierno bonaerense autorizó hoy un aumento del 2 por ciento en las tarifas de electricidad para usuarios residenciales del interior provincial, con excepción del conurbano.
Según se publicó en el Boletín Oficial, el incremento de tarifas eléctricas para la Provincia de Buenos Aires, que incluye un ajuste del valor agregado de distribución (VAD), tendrá un impacto promedio del 2% en la factura final para los usuarios residenciales.
En ese sentido, por ejemplo, un usuario residencial N1 (ingresos altos) que pagaba $34.250/mes pasará a pagar ante el mismo consumo $34.840/mes.
En el caso de un usuario N2 (ingresos bajos) que pagaba por ejemplo $21.000/mes, ahora pagará $21.500.
El incremento, que se traslada a partir de mañana a los cuadros tarifarios, se verá reflejado en los consumos del mes de febrero que impactará en las facturas de marzo y abril.
Según lo dispuesto, la medida tendrá un impacto inmediato y es que el Artículo N° 29 de la norma indica que “la presente resolución entrará en vigencia a partir del día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial”.
Es decir que las próximas facturas de la empresa Edelap y de todas las prestatarias en territorio bonaerense llegarán con el nuevo ajuste.
Pasaron casi tres años desde que la Secretaría de Energía de la Nación autorizó a las distribuidoras a participar del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), es decir, aquellos con consumos mayores o iguales a 300 kW.
Sin embargo, hasta la fecha no se han registrado avances en la materia y, por tanto, la demanda de nuevos contratos renovables para ese segmento no se ha abierto.
Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), explicó que el principal motivo de esta demora era la falta de flexibilidad en la normativa vigente, pero que a partir de las nuevas disposiciones gubernamentales el panorama podría cambiar.
“Era una cuestión regulatoria y el principal motivo consiste en el traslado del precio del contrato a las tarifas eléctricas. No todos los reguladores tienen la mente puesta en ello o la regulación local lo permite”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica.
Otro de los principales problemas radicaba en que un usuario debía hacerse agente del MEM y en cuestiones vinculadas a la salida de los GUDI de las compras conjuntas (y la flexibilidad para su regreso), ya que debían deben esperar cinco años para regresar a dicho esquema y, por lo tanto, los Grandes Usuarios del Distribuidor aún no tienen suficientes certezas para hacerlo y celebrar contratos con renovables del país.
“Cuando no hay flexibilidad en la regulación se complica la transición al MATER, aunque las últimas resoluciones de la Secretaría de Energía de la Nación, como por ejemplo la Res. SE 21/2025, van mostrando el camino a seguir”, insistió Bulacio apuntando a las rigideces que complican la planificación energética de las compañías que buscan abastecerse de fuentes limpias.
Los lineamientos de dicha normativa plantean que los GUDI no tendrán restricciones para el acceso al MEM como agentes de este, sino que todos los Grandes Usuarios estarán habilitados al reingreso como demanda estacional en caso de así requerirse.
Aunque se aclara que los plazos vinculados a la opción de ser Gran Usuario del MEM o GUDI deberán considerar la necesidad de una razonable administración y previsión del Mercado
Además, intentando destrabar la situación, ADEERA ha trabajado junto a la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) en la elaboración de una propuesta conjunta para modificar la regulación y permitir que las distribuidoras puedan avanzar en el mercado a término.
Y la participación entre asociaciones es clave para que las entidades que buscan cumplir con sus objetivos de sostenibilidad puedan hacerlo de la manera más competitiva posible, considerando que hay muchas empresas con casas matrices en el exterior, que ya son abastecidas en un gran porcentaje por renovables y desean hacer lo mismo en Argentina.
Por otro lado, ADEERA también sigue de cerca la situación de la deuda de las distribuidoras, un tema vinculado a la regulación vigente: “Es una potestad que tiene la Secretaría de Energía, que luego debería plasmarlo a través de una instrucción regulatoria hacia CAMMESA para que proceda de acuerdo a lo que se dictamine”.
“De todos modos, corresponde a una deuda que se produjo en el pasado, y es una regularización contable porque la mayoría de las empresas pagan el 100% de la factura de CAMMESA”, aclaró Bulacio.
La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) de Honduras avanza con dos propuestas clave para modernizar el mercado eléctrico del país y hacer frente a los desafíos que enfrenta el sector.
Estas reformas, actualmente en consulta pública, buscan introducir cambios en los mecanismos de licitaciones y establecer un precio máximo en el mercado de oportunidad, con el objetivo de anticiparse a déficit de generación y evitar distorsiones en los costos de la electricidad.
Ambas propuestas están actualmente en consulta pública hasta el 13 de febrero. La CREE prevé que, una vez finalizado este proceso, las regulaciones entren en vigor en marzo o abril de 2025.
“Nosotros estimamos que van a estar ya vigentes en el próximo verano. Van a ser publicadas en el diario oficial con todas las opiniones de los agentes analizadas para tal efecto, pero sí queremos implementar este año”, aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.
Establecimiento de precio tope en el mercado spot
La primera reforma, incluida en la CREE-CP-01-2025, propone establecer un precio tope en el mercado eléctrico de oportunidad nacional. Este mecanismo busca evitar abusos en los costos de generación y su impacto negativo en las tarifas.
Flores detalló que, si bien este mercado ha permitido a los generadores recibir pagos en tiempo y forma, se han identificado distorsiones que terminan por encarecer los precios para el usuario final.
“Se está pagando en tiempo y forma. Los generadores reciben su dinero rápido y eso está bien, es correcto. El mercado de oportunidad está dando esa buena señal”, explicó el comisionado. Sin embargo, advirtió que se ha generado un uso abusivo en este esquema, afectando los costos. “Se viene a abusar de un mercado de riesgo en donde aumentan los precios de la generación y, por lo tanto, vienen a impactar la tarifa. El mercado de oportunidad no es para eso”, enfatizó.
Para corregir esta situación, la CREE propone la implementación de un precio máximo (price cap), una medida ya utilizada en otros mercados eléctricos. “Hicimos un benchmarking en donde pudimos encontrar que, por ejemplo, en el mercado de California en el pasado se ha implementado”, señaló Flores. Con este ajuste, se busca regular la participación de los generadores en el mercado de oportunidad y evitar que los precios se disparen injustificadamente.
El comisionado también hizo referencia a la experiencia de Colombia, donde recientemente se han aplicado medidas similares. “Sí, en efecto, se viene a abusar de un mercado de riesgo en donde aumentan los precios de la generación y, por lo tanto, vienen a impactar la tarifa”, sostuvo. Según Flores, la implementación del price cap no solo garantizará una participación justa de los generadores, sino que también beneficiará directamente al usuario final.
Cambios en las Licitaciones de potencia y energía
Otra de las reformas es la implementación de licitaciones de corto plazo, que permitiría a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) contratar energía con mayor flexibilidad y rapidez.
“Con una demanda creciente del 5 % al 8 %, se crearon las condiciones para el déficit de potencia y energía que tenemos actualmente”, señaló.
Esta modificación está contemplada en la CREE-CP-02-2025, que propone ajustes en el artículo 35 del Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica (RLGIE) para incorporar licitaciones tanto de corto como de largo plazo.
Hasta ahora, Honduras se ha basado en licitaciones de largo plazo, lo que ha limitado la capacidad de respuesta ante fluctuaciones en la demanda. Con la reforma, la ENEE podrá lanzar convocatorias de corto plazo durante este mismo año.
“Ya no van a ser entonces en definitiva solamente licitaciones de largo plazo, sino que en cuatro o cinco meses la ENEE ya va a poder lanzar licitaciones que van a venir a cerrar la brecha de este corto plazo”, afirmó Flores.
Empresas están dirigiendo su mirada hacia la República Cooperativa de Guyana, territorio en la costa atlántica norte de América del Sur con atractivo para desplegar nuevos negocios en el sector energético.
Si bien Guyana se convirtió en una Nación productora de petróleo recién en 2019, sus expectativas de desarrollo petrolero en alta mar rondan 1,2 millones de bpd para 2027 y ha sabido aprovechar esta situación favorable para impulsar su economía a partir de este y otros recursos naturales.
“Guyana se ha convertido en la nueva estrella del sector energético”, valoró Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services, S.R.L.
Según proyecciones del Banco Mundial, Guyana va a ser el país con más crecimiento proyectado para este año 2025 en la región, en el orden del 12,3%, seguido de Argentina 5% y República Dominicana con el 4,7%.
Aunque el petróleo y el gas representan más del 50% del PIB total, de acuerdo con Rafael Velazco, el gobierno de Guyana está haciendo esfuerzos para diversificar la economía.
En este sentido, su gobierno creó la Oficina de Inversiones de Guyana (GOINVEST) y junto a la Agencia de Energía de Guyana (GEA, por sus siglas en inglés) promueven la llegada de nuevas empresas para participar del mercado.
Como parte de un plan de sostenibilidad de su economía, Guyana ha tomado medidas para abordar el cambio climático mediante la adopción de su Estrategia de Desarrollo con Bajas Emisiones de Carbono (LCDS).
Si bien, a través de LCDS se busca aumentar los incentivos financieros para mantener intactos los bosques, las cuencas hidrográficas y la biodiversidad única, las energías renovables son parte del plan presente y futuro.
“La generación de energía de Guyana se basa casi en su totalidad en combustibles fósiles, provenientes de plantas eléctricas que utilizan fueloil pesado. Sin embargo, el Gobierno de Guyana considera que la energía renovable es una solución potencial y está trabajando para reducir el costo de la energía y proporcionar electricidad confiable, ya que tienen un potencial significativo para la energía hidroeléctrica”, observa Velazco.
Es por ello que a través de la LCDS 2030, Guyana también impulsa iniciativas para diversificar su Matriz de Suministro de Energía, contemplando una combinación energética que incorpora energía hidroeléctrica, solar, gas natural y eólica. De acuerdo con la GEA, “esta combinación energética generará más de 500 MW de capacidad recién instalada para usuarios residenciales y comerciales y fomentará la transformación energética”.
Además, su Gobierno está implementando microrredes como una posible solución de energía limpia de bajo costo para abordar las demandas de energía de las regiones periféricas y, al mismo tiempo, reducir la congestión de la red y las cargas máximas en la red principal.
“Desde 2023, el Gobierno de Guyana solicitó ofertas para proyectos solares fotovoltaicos y es probable que esta tendencia continúe en 2025”, afirma Velazco.
De hecho, sólo en enero de este año ha impulsado tres licitaciones para proveedores e integradores de energía solar y baterías, dos de las cuales siguen en marcha y es posible ofertar hasta el 20 de febrero (ver más).
Pero aquello no sería todo. Rafael Velazco reporta que además Guyana tiene concesiones fiscales y amortizaciones de capital disponibles para inversiones en parques eólicos y solares que elevan su atractivo.
El mercado eléctrico chileno ha cambiado significativamente en los últimos años, con una transición marcada por la merma del atractivo del mercado regulado de energía y la consolidación de los contratos PPA bilaterales privados.
En este escenario, 350renewables ha identificado un aumento de oportunidades en la gestión de demanda para industrias con altos requerimientos energéticos, como data centers y minería de bitcoin, en lo que responde a la necesidad de modelos más flexibles de consumo energético y a la optimización del uso de la energía renovable excedente.
Según Patricia Darez, directora de 350renewables, las empresas han modificado su enfoque respecto a la compra de energía. Mientras que antes muchas buscaban insertarse en el mercado regulado, hoy esta opción ha perdido interés debido a factores como la menor expansión de la demanda y lo que muchos actores han percibido como cambios en las reglas del juego.
“Son pocas las empresas que aún buscan participar en las licitaciones de suministro con las distribuidoras. Por esto casi todos los PPAs con los que estamos trabajando son privados”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica.
Dentro de estos contratos privados, la flexibilidad en la gestión de la demanda es un factor clave. “Una de las paradojas del mercado es que se creía que una alta penetración de renovables variables debía necesariamente tener un alto vertimiento porque toda la energía diurna no se podria almacenar por los costos asociados. Pero eso ha cambiado en los últimos 24 meses. El almacenamiento es mucho más asequible y las opciones de gestión de demanda son posibles y en formas que ni siquiera nos planteábamos hace pocos años.” Los modelos de consumo han cambiado significativamente, y empresas como data centers y minería de bitcoin no necesariamente requieren energía continua las 24 horas del día, sino que pueden operar bajo esquemas de consumo por bloques o aprovechar momentos específicos donde la energía es más barata.
“Un data center tal vez necesite suministro 24/7, pero la minería de bitcoin puede optar por energía con ciertas condiciones, como curtailment o precios más bajos en horarios específicos”, señaló la especialista.
Este fenómeno abre la puerta a oportunidades estratégicas en la transición energética. El curtailment ha aumentado en el sistema eléctrico chileno, generando un escenario en el que grandes volúmenes de energía renovable quedan sin ser utilizados.
Sin embargo, lejos de representar únicamente un problema, este excedente podría aprovecharse si se generan incentivos adecuados para su uso en sectores con alta demanda energética.
“Si bien tenemos puntos de crisis, como el alto nivel de vertimiento, también estamos a punto de que esos dolores que tenemos en la transición energética se conviertan en modelos de negocio totalmente nuevos”, indicó Darez.
A pesar de la abundancia de generación renovable en Chile, el desafío sigue siendo la falta de inversión en infraestructura de distribución y transmisión y la falta de incentivos para electrificar más sectores de la economía y que éstos puedan acceder a la energía disponible y permitir que más consumidores se beneficien del crecimiento de las renovables.
“La clave de la transición energética es la electrificación. Muchos de los problemas que tenemos en el sector son el resultado de una demanda eléctrica que no crece. No es que haya más generación que demanda, el problema es que la demanda que existe no es eléctrica. Suceden paradojas como que en las mismas regiones donde se dan los vertimientos más altos y hay energía a precio cero casi todo el dia, se gastan miles y miles de litros de diesel. Y sin embargo no hay incentivos para hacer uso de esa energía a un precio justo” aseveró la managing director de 350renewables.
De cara al futuro, la firma que recientemente cumplió 10 años de experiencia, continuará evaluando tendencias y oportunidades en almacenamiento, hidrógeno verde y modelos de gestión de demanda para industrias intensivas en consumo energético. Y seguirán trabajando en análisis de energía, Due Diligence, evaluaciones de ruido y parpadeo de sombra entre otros servicios como cursos de formación.
“Hemos construido relaciones de confianza con clientes nacionales e internacionales con los que nos encanta trabajar. El elemento diferenciador de 350renewables es que una gran parte del trabajo lo hacemos los socios y traemos el conocimiento de las personas más senior que encontramos en la industria”, subrayó la especialista.
La evolución del Mercado Eléctrico Regional (MER) de Centroamérica enfrenta desafíos significativos en términos de integración y estabilidad regulatoria. Factores como la posible salida de Guatemala del mercado y la interconexión entre Colombia y Panamá podrían modificar la dinámica de las transacciones transfronterizas, demandando una mayor flexibilidad contractual y mecanismos eficientes de resolución de disputas.
En este contexto, William Villalobos, CEO & Founding Partner de Core Regulatorio y expresidente de la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), advierte sobre los desafíos y oportunidades que la región deberá enfrentar.
“El crecimiento del MER y la participación de nuevos actores hacen imprescindible el fortalecimiento de los mecanismos de resolución de disputas para garantizar la confianza en las transacciones”, sostiene el experto.
El futuro del MER dependería de su capacidad para adaptarse a los cambios y garantizar la estabilidad del mercado. La interconexión Colombia-Panamá representa una oportunidad clave para mejorar la competitividad y la resiliencia del sistema, pero requiere ajustes regulatorios para evitar distorsiones en precios y flujos comerciales.
Por otro lado, la posible salida de Guatemala podría generar impactos negativos en la estabilidad del mercado, lo que hace imprescindible la implementación de mecanismos de compensación y flexibilidad contractual.
Además, la modernización de los mecanismos de resolución de conflictos sería fundamental para garantizar la seguridad jurídica y la confianza de los actores del mercado. Villalobos enfatiza que “garantizar la seguridad jurídica y la confianza de los actores del mercado es fundamental. La modernización de los mecanismos de resolución de conflictos no solo evitaría litigios prolongados, sino que también incentivaría una mayor inversión y dinamización del comercio eléctrico regional”.
Interconexión Colombia-Panamá: integración con retos regulatorios
Uno de los proyectos más ambiciosos en la integración energética de la región es la interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia. Con una inversión estimada de USD 800 millones, la iniciativa contempla 500 kilómetros de líneas de transmisión con una capacidad de 400 MW, utilizando tecnología HVDC.
Sin embargo, el proyecto enfrenta importantes barreras regulatorias y operativas. Villalobos señala que “Panamá forma parte del MER, mientras que Colombia opera bajo un esquema de mercado diferente. La compatibilización de estos marcos es esencial para garantizar la eficiencia de las transacciones y evitar distorsiones”. Esta diferencia estructural exige una armonización normativa y operativa que permita una integración eficiente sin afectar la estabilidad del sistema.
Otro de los riesgos que implica la interconexión es la posibilidad de asimetrías en los precios y flujos comerciales. Villalobos destaca que “la integración de Colombia podría generar asimetrías en precios y flujos comerciales. Es fundamental establecer esquemas de compensación y gestión de riesgos que aseguren la estabilidad del MER”. Sin estos mecanismos, la competencia en el mercado podría verse afectada y generar distorsiones que impacten a los consumidores finales.
A pesar de esto, la interconexión también representa una gran oportunidad para la competitividad del MER. “Podría introducir una mayor oferta, diversificar fuentes de energía y brindar acceso a mercados con estructuras de precios más competitivas, lo que se traduciría en reducción de costos”, afirma el CEO de Core Regulatorio. Además, fortalecería la resiliencia del sistema eléctrico regional, permitiendo una mejor respuesta ante eventos climáticos extremos o fluctuaciones en la generación renovable.
Desde una perspectiva regional, Panamá y Colombia han reafirmado su interés en avanzar en esta interconexión, reconociendo su potencial para convertir a Panamá en un hub energético estratégico para América Latina, pero quedaría pendiente algunos ajustes normativos y técnicos para garantizar la viabilidad del proyecto.
Salida de Guatemala del MER: impacto en la estabilidad del mercado
Otro de los desafíos más relevantes que enfrenta el MER es la posible salida de Guatemala, uno de los principales actores del mercado. En 2023, el país inyectó 1.103,68 GWh, posicionándose como uno de los mayores exportadores de energía en la región, junto con El Salvador y Panamá .
De allí que, una retirada de Guatemala no es un evento menor y podría traer efectos adversos en la estabilidad del mercado. “La salida de un actor clave como Guatemala supone un impacto significativo en la dinámica del mercado”, advierte. La reducción de la oferta podría generar incrementos en los precios y una menor competitividad en el comercio de electricidad.
Para mitigar estos efectos, Villalobos propone fortalecer los mecanismos de garantías de suministro y reservas estratégicas. “Es necesario fortalecer la planificación de la capacidad firme regional para evitar desbalances en la oferta y la demanda en el corto plazo”, sostiene. Esto permitiría evitar crisis de suministro y garantizar la continuidad en las transacciones del MER.
Otro mecanismo posible sería la implementación de esquemas de compensación y ajustes tarifarios. “Deben establecerse mecanismos de compensación por costos incrementales en los mercados afectados, evitando distorsiones que impacten a los consumidores finales”, indica el experto. Estas medidas asegurarían que los países más afectados por la salida de Guatemala no enfrenten costos desproporcionados que perjudiquen su competitividad.
Además, Villalobos enfatiza la necesidad de contar con flexibilidad en los contratos transfronterizos. “Es fundamental desarrollar esquemas que permitan ajustar contratos con condiciones flexibles ante la salida de un participante relevante, evitando riesgos financieros y comerciales para los actores involucrados”, señala. Estas medidas reducirían la incertidumbre en las inversiones y asegurarían la estabilidad de las transacciones en el largo plazo.
Mecanismos de arbitraje: clave para la seguridad jurídica del MER
Con la evolución del MER y la creciente complejidad regulatoria, la resolución de disputas podría convertirse en un tema crítico. Actualmente, el sector energía es el segundo con mayor cantidad de reclamaciones en arbitrajes y resolución de controversias, lo que refleja la necesidad de un sistema más eficiente y especializado.
William Villalobos destaca que existen brechas importantes en la resolución de disputas dentro del MER. “Persiste un limitado conocimiento del derecho sustantivo de energía y del funcionamiento de los mercados eléctricos por parte de los responsables de resolver las disputas”, advierte. Además, identifica problemas como la falta de procedimientos ágiles y el escaso uso de Dispute Boards, que han demostrado ser efectivos para prevenir litigios y arbitrajes en otros mercados.
Para mejorar la resolución de conflictos, el experto propone la creación de un órgano de arbitraje regional especializado. “Un tribunal técnico independiente con jurisdicción específica sobre disputas en el MER permitiría mayor eficiencia en la resolución de conflictos, evitando largos procesos en instancias nacionales”, señala. Este modelo ya ha sido implementado en mercados como el Mercado Andino de Electricidad (MERC), con resultados positivos en la certeza jurídica de los agentes.
Además, plantea la necesidad de establecer reglas claras para la resolución de discrepancias comerciales. “Se deben definir mecanismos de solución rápida para conflictos sobre cumplimiento de contratos, asignación de costos y calidad del servicio”, asegura. Esto evitaría que disputas contractuales se prolonguen durante meses o años, afectando la operatividad del mercado.
Otra propuesta clave es el uso de tecnologías de monitoreo y trazabilidad en transacciones, como blockchain. “La implementación de herramientas digitales para el seguimiento de contratos y ejecución de transacciones podría reducir la incertidumbre y mejorar la transparencia en la resolución de conflictos”, afirma Villalobos. Esto permitiría un monitoreo efectivo del cumplimiento contractual, reduciendo el margen de interpretación en disputas comerciales.
Growatt, uno de los principales fabricantes de soluciones fotovoltaicas a nivel mundial, inicia el 2025 con una estrategia ambiciosa para consolidar su presencia en Colombia, ofreciendo nuevas soluciones en inversores solares, almacenamiento de energía y tecnología inteligente para la gestión energética.
“El mercado colombiano ha mostrado un crecimiento constante en la adopción de energía solar. Nuestro compromiso es seguir innovando y ofreciendo soluciones eficientes, accesibles y con la mejor tecnología para instaladores, empresas y usuarios residenciales,” afirma Lisa zhang, vicepresidenta de Growatt.
Soluciones avanzadas para 2025: Más potencia y flexibilidad
Este año, Growatt refuerza su portafolio en Colombia con nuevas soluciones diseñadas para maximizar el autoconsumo y la independencia energética, entre ellas:
Growatt SPH 10000 HU US – Inversor híbrido trifásico de 10 kW, ideal para sistemas solares residenciales y comerciales de mediana escala, con capacidad de respaldo de energía.
Growatt NEO – Microinversor de última generación para instalaciones residenciales y comerciales, que permite una instalación modular y monitoreo inteligente. Su eficiencia y facilidad de uso lo convierten en una opción destacada para optimizar el rendimiento de los sistemas solares.
Growatt Baterías HOPE – batería de alta capacidad y eficiencia, diseñadas para trabajar en conjunto con Inversores fotovoltaicos Growatt. Las baterías Hope ofrecen una gran durabilidad, rendimiento superior y una gestión eficiente de la energía almacenada.
“Nuestra meta en 2025 es facilitar el acceso a la energía solar con equipos de alto rendimiento, mayor compatibilidad y facilidad de instalación. Sabemos que la demanda de sistemas híbridos y de almacenamiento está en aumento, y Growatt está listo para responder a esta necesidad,” agrega Zhang.
Compromiso con la normativa y certificaciones
Con la reciente implementación del RETIE 2024, Growatt está trabajando activamente para garantizar que sus productos cumplan con las certificaciones necesarias para su comercialización en Colombia. La empresa ha gestionado documentación de conformidad con estándares internacionales y está avanzando en la certificación de nuevos modelos para asegurar la continuidad del suministro de sus equipos en el país.
Mayor presencia en eventos y fortalecimiento del soporte técnico
En 2025, Growatt reforzará su presencia en ferias, roadshows y capacitaciones técnicas, asegurando que instaladores y distribuidores en Colombia tengan acceso a información actualizada y soporte técnico especializado. Además, la compañía continúa su alianza con sus distribuidores locales para garantizar la disponibilidad de sus soluciones en todo el país.
Con estas iniciativas, Growatt reafirma su compromiso con el crecimiento de la energía solar en Colombia, facilitando el acceso a tecnología de vanguardia, certificada y eficiente para todos los usuarios.
A pesar de la oposición de Ucrania y de sus pares europeos el suministro de gas ruso a Eslovaquia fue restablecido a través del gasoducto TurkStream, según declaraciones a Euronews, del jefe de la compañía energética estatal eslovaca SPP, Vojtech Ferencz.
Esta ruta sustituye el tránsito previo a través de Ucrania, que fue interrumpido luego de que Kiev rechazara prorrogar el contrato de tránsito con Gazprom, suspendiendo el flujo de gas desde el 1 de enero. El gasoducto inicia en la costa rusa y recorre más de 930 kilómetros a través del mar Negro, finalizando en la región turca de TraciaFerencz también anunció que a partir de abril el suministro de gas se duplicará, lo que ayudará a garantizar la seguridad energética del país. El contrato vigente con Gazprom, que se extiende hasta el 2034, no será rescindido, aseguró el directivo. Además, la empresa SPP está tomando medidas adicionales, como llenar sus depósitos a partir del verano para prepararse para la próxima temporada de invierno y establecer una filial en Ucrania con una licencia de transporte de gas.
La reanudación del suministro a través de TurkStream, un gasoducto que conecta Rusia y Turquía a través del mar Negro, subraya la importancia estratégica de esta infraestructura energética. Con una capacidad anual de 31.500 MMm3 , el gasoducto no solo garantiza el abastecimiento a Turquía, sino también al sureste de Europa.
Este acuerdo es una muestra de la compleja situación energética en Europa, donde los intereses de los distintos países chocan con las tensiones geopolíticas, particularmente en torno a Ucrania, que ha buscado reducir su dependencia del gas ruso en medio delconflicto con Moscú. Para Eslovaquia, sin embargo, el gas ruso sigue siendo un componente esencial de su seguridad energética a largo plazo.
El dilema del GNL ruso
En un giro que desafía la narrativa de las sanciones económicas contra Rusia, los países de la Unión Europea (UE) han optado por no imponer una prohibición total a las importaciones de gas natural licuado (GNL) procedente de Moscú. Esta decisión, que responde a la imperiosa necesidad de garantizar la seguridad energética del continente, refleja el pragmatismo y las contradicciones con el que Europa enfrenta un invierno riguroso y un incierto panorama político en Alemania. En paralelo, continúan los anuncios de financiamiento y de envío de armas a Kiev. De hecho, Francia entregó a Ucrania en la segunda semana de febrero, los primeros aviones de combate Mirage 2000-5, en cumplimiento del compromiso anunciado en 2024 por el presidente Emmanuel Macron, según informó el ministro francés de Defensa, Sébastien Lecornu.
Sanciones
El nuevo paquete de sanciones en discusión dentro del bloque comunitario no incluirá un veto completo al GNL ruso, según el borrador que la Comisión Europea presentará este 29 de enero. Si bien se contemplan restricciones destinadas a impedir que este gas llegue a terminales fuera del sistema europeo, la mayoría de las importaciones actuales no se verán afectadas, lo que evidencia la dependencia de la región de este recurso esencial.
Diplomáticos de la UE han señalado que la inestabilidad energética, agravada por la reducción de reservas de gas y el aumento de la demanda debido a las bajas temperaturas, ha sido determinante en la negativa a un embargo absoluto. A ello se suman factores políticos internos, como las elecciones al Parlamento alemán el próximo 23 de febrero, que dificultan la adopción de medidas drásticas.
“Antes de bloquear el GNL ruso, necesitamos asegurarnos de tener acuerdos con otros proveedores, como Estados Unidos”, advirtió una fuente diplomática, enfatizando la falta de alternativas inmediatas. La realidad es innegable: sin el gas ruso, Europa enfrenta un riesgo significativo de escasez, justo cuando la necesidad de energía es más crítica.
Impacto limitado
Desde el inicio del conflicto en Ucrania, Europa ha implementado una política de sanciones contra Rusia con la expectativa de debilitar su economía. No obstante, los resultados han sido distintos a lo previsto. Mientras la economía rusa se mantiene estable, el impacto en Occidente ha sido severo, con un alza en los costos energéticos que golpea tanto a los hogares como a las industrias. Ante este escenario, crecen las voces dentro de la UE que piden una revisión de la estrategia y cuestionan la efectividad de las sanciones.
Además de la cuestión energética, el nuevo paquete de sanciones contempla la posible desconexión de 15 bancos rusos del sistema de pagos SWIFT y una prohibición progresiva a las importaciones de aluminio ruso, que representa el 8% de la producción mundial. Sin embargo, estas medidas parecen insuficientes para alterar significativamente el rumbo de la economía rusa, mientras Europa sigue enfrentando incertidumbre sobre su propio abastecimiento.
Von der Leyen en la encrucijada
Durante el Foro Económico Mundial en Davos, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, admitió las dificultades que enfrenta la UE debido a su rechazo a los recursos energéticos rusos. En su discurso, destacó la drástica reducción del 75% en las importaciones de gas ruso, así como la casi total eliminación de las compras de petróleo y carbón. No obstante, reconoció el alto precio que ha pagado la región por esta decisión, con un aumento descontrolado en los costos de la energía.
Von der Leyen subrayó que el 50% del gas que actualmente consume Europa proviene de Estados Unidos, una señal de los esfuerzos por diversificar las fuentes de suministro. Sin embargo, los desafíos persisten: la interrupción del tránsito de gas ruso a través de Ucrania podría generar un déficit energético en Europa, aumentando la demanda de GNL en el mercado global y presionando aún más los precios.
La postura crítica no ha tardado en surgir dentro del propio bloque. Christine Anderson, parlamentaria del partido alemán Alternativa por Alemania (AfD), cuestionó la política energética de la región y enfatizó la dependencia innegable de Alemania del gas ruso. Sus declaraciones reflejan un creciente escepticismo sobre la viabilidad de las actuales sanciones y la necesidad de adoptar una estrategia más pragmática.
Un equilibrio precario
En un contexto de creciente incertidumbre energética, Europa se encuentra en la difícil tarea de equilibrar la presión sobre Moscú con la urgencia de asegurar su propio suministro. La decisión de no prohibir completamente el GNL ruso es una muestra de que la realidad geopolítica y económica prevalece sobre la retórica sancionadora.
Mientras las temperaturas caen y la demanda de energía se dispara, la UE se enfrenta a un dilema que pondrá a prueba su capacidad de maniobra en los próximos meses. Más allá de las sanciones y las declaraciones políticas, la necesidad de garantizar estabilidad energética sigue siendo el factor decisivo que determina la postura de Europa ante Rusia.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad oficializó a través de las resoluciones 132 y 133/2025 los cuadros tarifarios para los usuarios del servicio Nivel 2 y Nivel 3, y las bonificaciones (subsidios) que las distribuidoras EDESUR y EDENOR deberán calcular a partir del mes de febrero en curso, corrigiendo así el “error” expresado en la resolución 120/2025 que el propio ENRE emitió hace pocos días, y que arrojaban como resultado incrementos mucho mayores ( hasta el 12 %) a los que había anticipado para febrero la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía ( del 1,5 %).
La diferencia estuvo dada por el cálculo de la aplicación de la reducción del subsidio en un sólo mes (febrero) en lugar de lo que ahora resulta prorrateado en 11 meses, morigerando la repercusión en las facturas. Es algo entendible en un año electoral, pero la eliminación casi total de los subsidios ocurrirá.
Entonces, no habrá aumento en las facturas del 12,3 % para los usuarios de bajos ingresos (N2) y tampoco del 8,4 % para los usuarios de ingresos medios (N3). Los usuarios N2 del AMBA tendrán una suba de 2,8 %, y los N3 una suba del 2,5 %, mientras que el aumento para los de ingresos altos N1 rondará el 2,1 por ciento.
En los considerandos de las dos nuevas resoluciones se hace referencia al respecto señalando que “mediante la resolución 36/2025 emitida el 5 de febrero la S.E. considera oportuno adecuar el criterio para la implementación de la equiparación de las bonificaciones por consumos de electricidad que fuera establecida en su Resolución 24 del 29 de enero de 2025”, y que en la práctica aceleraba la reducción de las bonificaciones (subsidio estatal) a los usuarios del servicio.
En las R-132 y R-133 se sostiene que “teniendo en cuenta lo anterior, la S.E. aclara que lo dispuesto en la Resolución 24/2025, en lo que respecta a la equiparación de los porcentajes de bonificación a aplicar al precio estacional de la electricidad (PEST) para los consumos base de los usuarios categorizados en el Nivel 2 – “Bajos Ingresos” y Nivel 3 – “Ingresos Medios”, se implementará en porcentajes iguales, con vigencia a partir del primer día de cada uno de los próximos ONCE (11) meses, contados desde el 1º de febrero de 2025”.
En consecuencia, la cartera a cargo de María Tettamanti “instruye al ENRE para que aplique al precio estacional de la electricidad (PEST) los criterios establecidos y adopte las medidas necesarias para asegurar su aplicación, incluyendo la elaboración de nuevos cuadros tarifarios si correspondiere y, en su caso, la refacturación o acreditación de eventuales diferencias en las liquidaciones de servicios, debidas a la adecuación del criterio de aplicación de la Resolución 24/2025”. Entonces, el Ente Regulador modificó su Resolución 120 del 3 de febrero último.
Energía argumentó el jueves 6 que “la cantidad de hogares que conforman el universo de usuarios de electricidad es significativamente mayor que la base de usuarios de gas natural, con lo cual la distribución en el tiempo de los ajustes en las bonificaciones del PEST [costo de generación eléctrica] permitirá que mayor cantidad de hogares puedan adecuar en forma previsible sus hábitos de consumo”.
Pero no adoptó el mismo criterio para el caso de las tarifas del suministro de gas por redes. Los usuarios de N2 tendrán una leve mejora en la cantidad bonificada, que sube de 64 % a 65 %, mientras que los de N3 tendrán desde febrero una baja subsidios de 55 % a 50 por ciento del precio PIST.
Entonces, y respecto de la electricidad, ahora se modificaron los cuadros tarifarios correspondientes a los usuarios residenciales Nivel 2 y Nivel 3; a los Clubes de Barrio y del Pueblo (CdByP) y a las Entidades de Bien Público; las tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores; los valores correspondientes al Subsidio del Estado Nacional que EDESUR y EDENOR deberán tener en cuenta para calcular el monto del subsidio correspondiente; y el valor de la tarifa media.
Las dos nuevas resoluciones informan además que, para EDESUR, a partir de las CERO HORAS (00:00 h) del 1 de febrero de 2025, el valor de la tarifa media asciende a 111,485 $/kWh., mientras que para EDENOR, a partir del mismo momento, el valor de la tarifa media asciende a 117,041 $/kWh.
Ambas distribuidoras deberán tener en cuenta los nuevos valores y, de acuerdo al consumo mensual de cada usuario, calcular el monto del subsidio correspondiente, el que deberá ser identificado de manera destacada como “Subsidio Estado Nacional” en la sección de la factura que contiene la información al usuario.
Asimismo, en las resoluciones 132 y 133 se aprueban las tarifas que EDESUR y EDENOR deberán aplicar a partir del 1 de febrero para los Clubes de Barrio y del Pueblo (CdByP) y Entidades de Bien Público, como así también las aprobar las Tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores.
En base a los anexos que acompañan a las nuevas resoluciones cabe referir que, para un usuario de bajos ingresos (N2) de EDESUR, categorizado R3 (401 a 500 kW/h mes) tendrá un Cargo Fijo de $ 7,413.180 y un Cargo Variable de $ 46,65 hasta los primeros 350 kW/h mes. Y el consumo excedente tendrá una tarifa de $ 105,49 por kW/h.
Para el caso de un usuario de ingresos medios N3 de la misma compañía e igual categoría R3, rije el mismo Cargo Fijo de $ 7,413.180 y un Cargo Variable de $ 59,76 por kW/h hasta los primeros 250 kW/mes, mientras que el excedente se facturará a $ 105,49 el kW/h.
La región del Noreste Argentino (NEA) viene registrando colapsos de tensión de electricidad de manera diaria donde pierde más de la mitad de la demanda de energía. Están provocados por el aumento del consumo energético de los usuarios ante las altas temperaturas de la región, que incluso superan los 40°. El sistema eléctrico opera estructuralmente al límite y, según indicaron a EconoJournal distintas fuentes del sector eléctrico, los colapsos van a continuar.
En la última ola de calor que afectó al centro y norte del país, las provincias del NEA como Formosa, Chaco, Corrientes y -aunque en menor medida- Misiones, llegaron a perder más del 50% de la demanda eléctrica durante los colapsos. El NEA es hasta ahora la región del país que más problemas ha venido teniendo, sobre todo en el sistema de transporte.
Los colapsos de tensión y cortes de suministro eléctrico pueden repetirse en breve ya que, por ejemplo, la ciudad de Resistencia espera al menos cuatro días consecutivos con temperaturas de 40° hasta el miércoles de la semana que viene.
En el AMBA, la zona de mayor consumo eléctrico del país, la temperatura podría llegar a los 36° el próximo lunes. Para el mismo lunes 10 de febrero, Cammesa, la compañía que Administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), espera una demanda de 28.459 MW, cerca de los 29.653 MW, el récord histórico de consumo del 1° de febrero de 2024.
Colapsos
El lunes 3 de febrero una falla en una línea de media tensión de 33 kilovoltios ubicada en la Estación Santa Catalina de la provincia de Corrientes derivó en un colapso de tensión que afectó al NOA y el NEA recortando la oferta en 2600 MW. Un problema similar ocurrió el martes al mediodía en el NEA y hubo una restricción de la demanda cercana a los 1200 MW.
La tarde del miércoles 5 de febrero el NEA registró al menos tres colapsosde tensión en dos horas y media en las redes de Transnea, la transportista de la región. Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que es difícil calcular a cuántos usuarios afectó, pero remarcaron que el primer colapso provocó una caída de la demanda de 1.100 MW y el segundo, registrado una hora después, fue de 1.200 MW.
Este jueves 6 de febrero se registraron seis colapsos de tensión en el NEA. Al menos uno fue provocado por una falla de dos alimentadores de 33 kilovoltios (kV) que impactaron en cortes y problemas de tensión en la capital de Formosa, según señalaron a este medio fuentes cercanas a una transportista eléctrica. En este colapso se perdieron 963 MW.
Fuentes empresarias subrayaron que “siempre que la demanda supere los 2.400 MW en el NEA el sistema se torna absolutamente inestable. Pero la situación ya se vuelve muy precaria cuando la demanda llega a 2.200 MW”.
Necesitamos cambiar nuestra manera de pensar y actuar como usuarios consientes y responsables de los servicios esenciales. El suministro de energía es un proceso complejo, que depende de todos. En este contexto, el uso racional y eficiente de la energía no es solo una cuestión de economía; es un acto de responsabilidad ambiental y social. Los recursos son limitados, y cada kilovatio que consumimos tiene una compleja historia detrás: extracción, transporte, distribución, consumo, etc. y miles de millones de dólares de inversión. Por eso, es importante que los ciudadanos seamos actores conscientes. Cada vez que ajustamos el termostato o apagamos una luz que no necesitamos, estamos marcando la diferencia. Un gesto tan sencillo como usar un ventilador en lugar del aire acondicionado, que consume unas 10 o 15 veces menos de energía, tiene un impacto acumulativo asombroso si lo hacemos todos. Si pensamos que exceder el consumo por un 5% puede llevarnos a una interrupción, pero reducir ese mismo consumo en un 10% o 20% es muy simple, la opción es de fácil elección.
En la Antigua Roma, los incendios eran muy comunes con consecuencias de las características de las construcciones, abundante madera y paja, pero también por la indolencia de sus habitantes. A menudo permanecían inmóviles llenos de pánico como simples espectadores de estas terribles calamidades. En un intento de palear estos desastres el emperador Augusto puso baldes de agua por la ciudad, que, ante un incendio, permitían que los habitantes ayudaran a apagar el fuego, así nacieron los primeros cuerpos de bomberos, que sabían qué hacer ante una alerta para prevenir los incendios. Hoy, estamos acostumbrados a recibir notificaciones sobre tormentas, sismos o incluso tsunamis. ¿Por qué no aplicar un sistema similar al suministro eléctrico?
Imagínenos esto: una alerta temprana que nos advierte sobre posibles interrupciones de suministro, acompañada de instrucciones claras para reducir el impacto en nuestros hogares. Algo tan sencillo como apagar los artefactos que no son imprescindibles, o programar el uso de algunos electrodomésticos para usarlos en horarios de menor demanda podría evitar un corte de electricidad. No parece una mala idea.
Pero para implementar estas ideas se requiere de un esfuerzo conjunto. Gobiernos, empresas, reguladores y consumidores, deberíamos trabajar juntos.La información debe fluir de manera clara, y la educación energética tiene que ser parte de nuestra vida cotidiana. ¿Cómo podemos administrar mejor nuestro consumo? ¿Qué opciones tecnológicas nos ayudan? Estas son preguntas clave que deben estar en el centro de la conversación.
Por ejemplo, los medidores inteligentes ya están disponibles y son una herramienta valiosa para conocer nuestro consumo en tiempo real. Incluso hay aplicaciones que nos ayudan a optimizar la energía en el hogar, programando electrodomésticos para usarlos en horarios de menor consumo, como las noches. Estos medidores, acompañado de acciones regulatorias, como abaratar la energía en los momentos de menor consumo y hacerla más costosa en los picos, ayudaría a mitigar los picos de consumo, y premiaría a los usuarios consientes.
Pequeños pasos, grandes cambios
El 50% del consumo energético en los hogares proviene de la calefacción y la refrigeración. Bajar solo dos grados en el termostato en invierno, o subirlo en verano, podría representar un ahorro significativo a nivel país. Sería como aportar al sistema energético tanta energía como una gran central eléctrica que costaría varios miles de millones de dólares y llevaría años en construirse. Con estas simples medidas de uso racional, que no nos costará nada, es más nos ahorraría dinero en las facturas. Y lo mejor: sin sacrificar nuestro confort.
Así, este es un llamado de atención a todos los actores del sistema eléctrico. No podemos descansar únicamente la ampliación del sistema eléctrico e invertir miles de millones de dólares. La solución que se esboza aquí puede ser mucho menos costosa, más inmediata y amigable con el medio ambiente. Es hora de convertirnos en ciudadanos responsables conscientes de nuestro impacto y comprometidos con el bienestar común.
Cada pequeño esfuerzo cuenta y la suma de nuestras acciones puede transformar el sistema para que sea más resiliente, sostenible y previsible. Porque al final del día, el cambio comienza contigo, conmigo, con todos nosotros.
(*) Profesor de la Universidad Nacional de San Martín.
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El GNL está redefiniendo el panorama energético de América Latina, ofreciendo una solución intermedia hacia un futuro más sostenible. La región tiene el potencial de convertirse en un líder global, tanto en producción como en consumo, siempre que logre superar sus desafíos internos y capitalizar sus ventajas competitivas. Con una inversión continua en infraestructura, innovación tecnológica y sostenibilidad, América Latina está en el camino correcto para consolidarse como un pilar en el mercado global de GNL.
En un escenario global cada vez más comprometido con la transición hacia energías limpias, el gas natural licuado (GNL), se erige como un actor clave para garantizar la seguridad energética y la sostenibilidad. América Latina, rica en recursos naturales y con una geografía diversa, desempeña un papel fundamental en este contexto, tanto como importador como exportador de GNL.
La importancia global del GNL también radica en su flexibilidad para adaptarse a las necesidades de distintas regiones y sectores. Desde su capacidad de cubrir la demanda pico de invierno en países templados hasta su rol en la generación de energía en regiones con limitadas opciones renovables, el GNL se ha convertido en un recurso estratégico. Además, su transporte por buques permite llegar a mercados donde las infraestructuras tradicionales de gas no existen, ampliando así su relevancia.
Contexto global del GNL
En 2023, el comercio global de GNL alcanzó un récord de 401 millones de toneladas (Mt), lo que representa un incremento del 2,1% respecto al año anterior. Este crecimiento refleja el aumento en la demanda de fuentes de energía más limpias y flexibles, impulsado por la transición energética global. Estados Unidos, Australia y Qatar se consolidaron como los principales exportadores, mientras que China, Japón y Corea del Sur lideraron las importaciones. En este contexto, América Latina y el Caribe aportaron el 2,9% del comercio global, un porcentaje modesto pero en ascenso constante.
Importaciones de GNL en América Latina
Actualmente, América Latina cuenta con 12 terminales de importación de GNL: dos en Chile, ocho en Brasil, una en Colombia y una en Argentina. Esta infraestructura, que incluye 10 unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRUs) y dos terminales terrestres en Chile, es crucial para mantener el suministro de energía durante períodos de condiciones climáticas extremas. En 2023, las importaciones de GNL en América Latina y el Caribe crecieron un 15% respecto al año anterior, impulsadas por la necesidad de complementar la generación hidroeléctrica y garantizar el suministro energético en países como Chile, Argentina y Puerto Rico. Chile se mantuvo como el mayor importador de la región, con 2,5 Mt anuales. Sin embargo, registró una ligera caída del 2,3% debido a su transición hacia energías renovables.
A pesar de ello, el GNL sigue siendo vital para estabilizar su matriz energética, especialmente durante períodos de baja generación solar o eólica. Argentina incrementó sus importaciones en un 11,1%, alcanzando 0,5 Mt, a pesar de contar con mayores reservas de gas natural. Este crecimiento se explicó por la necesidad de cubrir fluctuaciones en la demanda interna, especialmente durante el invierno. Puerto Rico experimentó un crecimiento espectacular del 67,8%, alcanzando 1,7 Mt gracias a la puesta en marcha de una planta de energía de 150 MW.
Otros países como Colombia, El Salvador y Panamá también mostraron aumentos significativos en sus importaciones debido a factores climáticos y competitividad de precios. Colombia, por ejemplo, casi multiplicó por diez sus importaciones debido a la sequía inducida por el fenómeno de El Niño, que afectó su generación hidroeléctrica. Por otro lado, Brasil registró la mayor caída en importaciones, pasando de 1,9 Mt a 0,7 Mt, favorecida por condiciones hidroeléctricas positivas. Exportaciones de GNL desde América Latina
América Latina también destaca como exportadora de GNL, con países como Perú, Trinidad y Tobago, y más recientemente, Argentina, liderando esta actividad. En 2023: Perú incrementó sus exportaciones en un 10,6%, consolidándose como un proveedor confiable en el mercado global. La planta de Pampa Melchorita, con una capacidad de 4,45 Mt/año, sigue siendo una de las instalaciones más eficientes de la región. Trinidad y Tobago, por el contrario, redujo sus exportaciones un 3,9% debido a ajustes en la oferta y mantenimiento de sus instalaciones.
El caso argentino
Vaca Muerta sigue siendo el pilar central de la producción de gas natural en Argentina, representando el 65% de la producción total del país. En los últimos años, ha recibido una inversión récord de US$10.000 millones, consolidándose como un actor clave en la producción de gas natural en la región. La producción total de gas natural en Argentina es de aproximadamente 150 Mcm/día. La ampliación del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (anteriormente conocido como el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner) ha aumentado significativamente la capacidad de transporte de gas natural en Argentina. Este desarrollo financiado con el impuesto a las grandes fortunas, contribuyó a reducir las importaciones de GNL y aumentar sus capacidades de exportación. Se prevé aumentar las exportaciones de gas natural a Chile a aproximadamente 10 Mcm/día y se está explorando la posibilidad de reanudar exportaciones a Brasil.
En noviembre de 2024, Argentina completó el proyecto de Reversión del Gasoducto del Norte, permitiendo el suministro de gas de Vaca Muerta a siete provincias del norte y reduciendo la dependencia de las importaciones desde Bolivia. Aunque el proyecto enfrentó retrasos, lo que resultó en una reanudación temporal de las importaciones de gas boliviano, representa un avance importante hacia la autosuficiencia energética y la mejora de las capacidades de exportación.
¿Y las inversiones?
No obstante, y pesar de la urgente demanda global de energía, las grandes multinacionales, incluidas las europeas, han evitado comprometerse con inversiones significativas en infraestructura de Gas Natural Licuado (GNL) en Argentina. La volatilidad política y regulatoria del país es uno de los principales argumentos de los potenciales inversores. Además, los cambios impredecibles en normativas y control de precios, ha erosionado la confianza de los ejecutivos. La intervención estatal y las restricciones a la repatriación de capitales refuerzan esta incertidumbre, mientras que las limitaciones en los permisos de exportación y la imposibilidad de firmar contratos de suministro a largo plazo dificultan la viabilidad de proyectos de gran envergadura. En un sector que exige estabilidad y planificación estratégica, estos factores resultan disuasorios para los inversionistas internacionales. Con la sanción de la “Ley Bases” y la inclusión del El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) cuyo objetivo es promover el desarrollo económico, la competitividad y la estabilidad económica, se prevé un aumento de la inversión privada. Un tigre en retirada
A pesar de estos obstáculos, avanzó un proyecto de inversión de US$ 30.000 millones pensado entre YPF y la malaya Petronas, para la construcción de una planta de Gas Natural Licuado (GNL) en Bahía Blanca. El proyecto se trabajó durante casi 8 años hasta que la malaya, inesperadamente, decidió retirarse del proyecto. Aunque no hubo explicación oficial, la impericia política y las posiciones extremas adoptadas por el gobierno de Javier Milei persuadieron a los malayos de suspender el proyecto. La decisión arbitraria del presidente Javier Milei de mudar el lugar de construcción del proyecto de Bahía Blanca a Rio Negro -a pesar de años de trabajo y de la elaboración de finos números- detonó la relación con los inversores malayos.
¿Hubo presiones internacionales para detonar el acuerdo? Imposible saberlo, pero no es una conclusión desatinada, pero el alineamiento del gobierno de Javier Milei con Israel, en contraste con la postura pro-palestina de Malasia, y la renuncia de Argentina a unirse al bloque BRICS, también hayan influyeron en la decisión. Todo ello refleja cómo las decisiones políticas y geopolíticas pueden afectar la concreción de inversiones clave. A ello se suman los desafíos macroeconómicos estructurales que afectan a la Argentina. La persistente inflación, la volatilidad cambiaria y el alto riesgo de default han convertido al país en un destino financiero poco atractivo, encareciendo el crédito y restringiendo el acceso a financiamiento internacional.
En contraste, mercados como Estados Unidos, Qatar y Australia ofrecen reglas de juego más claras y un horizonte de estabilidad que favorece el desarrollo del GNL. Incluso en Sudamérica, Brasil y Guyana han logrado captar mayores flujos de inversión en el sector energético, desplazando a Argentina como un potencial nodo exportador de gas. La Ley Bases busca generar un marco más predecible y atractivo para la inversión privada, especialmente en sectores estratégicos como el energético. En teoría, ofrece incentivos clave, como estabilidad fiscal y contractual, reducción de cargas impositivas y mayor seguridad jurídica para los inversores. Estas medidas podrían mejorar la percepción de Argentina como destino de inversiones en infraestructura de GNL, facilitando la firma de contratos de largo plazo y asegurando la repatriación de capitales, dos de los principales obstáculos que han frenado el interés de las multinacionales.
Sin embargo, su efectividad depende de la implementación real y del nivel de confianza que genere en el sector privado. A pesar de sus disposiciones favorables, persisten dudas sobre su capacidad para garantizar estabilidad en el tiempo, especialmente si futuros gobiernos revierten sus medidas o introducen cambios regulatorios. Además, la Ley Bases no resuelve por sí sola los problemas estructurales de la economía argentina, como la inflación crónica, el acceso restringido a divisas y el alto riesgo país, factores que siguen encareciendo el financiamiento de grandes proyectos.
Apuesta de Golar
A pesar de los tropiezos, no todo es desconfianza. La noruega Golar GNL, en colaboración con Pan American Energy (PAE), lleva adelante un ambicioso proyecto para exportar Gas Natural Licuado (GNL) desde Argentina. El plan contempla la instalación del buque de licuefacción flotante “Hilli Episeyo” en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro, con una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Se prevé que las operaciones comerciales comiencen en 2027. Pampa Energía se ha sumado al proyecto, adquiriendo una participación del 20% en Southern Energy, la empresa creada por PAE y Golar para llevar adelante esta iniciativa. Pampa se compromete a suministrar el 22,2% del gas natural necesario desde sus yacimientos en la cuenca neuquina, donde se encuentra la formación Vaca Muerta. La inversión total estimada para los próximos diez años es de US$ 2.900 millones. YPF, también anunció planes para unirse a esta iniciativa para exportar gas a partir de 2027. Más allá de la incertidumbre económica y política, la falta de infraestructura adecuada y de asociaciones estratégicas con actores globales también ha frenado el avance del GNL en el país. La ausencia de plantas de licuefacción operativas y la necesidad de modernizar el sistema de transporte de gas elevan significativamente los costos iniciales. YPF, a pesar de sus esfuerzos por atraer socios extranjeros, no ha logrado consolidar alianzas decisivas, no obstante, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, culminó recientemente una gira de más de 20 días por países de Asia, enfocada en promover el proyecto “Argentina GNL”. Durante este recorrido, YPF acercó posiciones para eventuales acuerdos de exportación de hasta 15 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL), lo que representaría ingresos estimados en US$ 7.000 millones anuales para el país.
Proyectos sudamericanos
La región está viendo un auge en proyectos de infraestructura GNL, que abarcan desde plantas de licuefacción hasta terminales de regasificación: Acajutla GNL, El Salvador: Iniciado en 2022, combina regasificación con generación eléctrica, con una capacidad de 2,1 Mt/año. Energy Costa Azul, México: Un proyecto de licuefacción con capacidad de 12,4 Mt/año en su segunda fase, liderado por Sempra Infrastructure. Atlantic GNL, Trinidad y Tobago: Operativo desde 1999, este complejo cuenta con una capacidad total de 14,8 Mt/año. En paralelo, países como Guyana y Surinam están explorando proyectos de licuefacción para monetizar sus recientes hallazgos de hidrocarburos. El proyecto conjunto Guyana-Suriname GNL, con una capacidad proyectada de 12 Mt/año, podría consolidarse como un nuevo actor en el mercado global.
Oportunidades
A pesar del progreso, la región enfrenta algunos retos significativos. La volatilidad de los precios internacionales, los conflictos sociales y las barreras regulatorias son algunos de los obstáculos que podrían limitar el desarrollo del sector. Sin embargo, también existen oportunidades, como la expansión de mercados emergentes y el crecimiento de la demanda en Asia y Europa, que podrían consolidar a América Latina como un actor clave en el mercado global de GNL.
Innovación y sostenibilidad
La transición energética en América Latina también está impulsada por la innovación tecnológica. El desarrollo de unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés) ha sido clave para reducir los costos y aumentar la eficiencia. Estas unidades permiten a los países importar GNL de manera más rápida y flexible, adaptándose a las fluctuaciones en la demanda. En términos de sostenibilidad, el GNL se considera un combustible de transición, ya que emite menos CO2 que el carbón y el petróleo. Sin embargo, su uso no está exento de críticas, especialmente en relación con las emisiones de metano durante su producción y transporte. América Latina, como todo los países del Tercer Mundo, enfrenta el desafío de implementar medidas más estrictas para reducir estas emisiones y alinearse con los objetivos climáticos globales.
El almacenamiento de energía se ha convertido en un pilar clave de la transición energética global, permitiendo mitigar la variabilidad de la energía eólica y solar fotovoltaica.
En este contexto, Future Energy Summit (FES) lanza su nueva unidad de negocio: FES Storage, un espacio exclusivo para que las empresas se vinculen y puedan desarrollar un mercado debatiendo las oportunidades y desafíos del sector. La iniciativa busca conectar a los principales actores del mercado, generando un entorno propicio para el networking y el desarrollo de negocios.
“FES Storage nace para consolidarse como el punto de encuentro líder en almacenamiento energético”, destacan desde FES.
FES Storage convoca a desarrolladores de baterías, inversores y empresas de energía, con el objetivo de fusionar el conocimiento técnico con oportunidades comerciales reales. Durante los eventos, se discutirán tendencias de mercado, regulaciones emergentes y estrategias de inversión.
“No es solo un panel dentro de FES, sino una unidad de negocio con identidad propia”, remarcan desde la organización. La propuesta busca consolidarse como un referente en almacenamiento de energía, facilitando la conexión entre distintos actores del sector.
Próximos encuentros en tres mercados estratégicos
FES Storage tendrá presencia en tres países clave para el desarrollo del almacenamiento energético:
República Dominicana: 2 y 3 de abril
España: 24 de junio
Chile: 25 y 26 de noviembre
Cada evento estará diseñado para potenciar el networking y la generación de negocios, conectando a los asistentes con potenciales socios estratégicos y oportunidades de inversión.
Más allá de lo técnico: una mirada de negocio
Uno de los diferenciales de FES Storage es su enfoque en el potencial de negocio del almacenamiento de energía. La iniciativa busca romper con la idea de que el almacenamiento es un tema meramente técnico, destacando su impacto económico y su rol en la transición energética.
“El mercado del almacenamiento está en plena expansión y es clave abordarlo desde una perspectiva de negocio”, explican desde FES. El crecimiento de las energías renovables y la necesidad de garantizar estabilidad en la red están impulsando la demanda de soluciones de almacenamiento en todo el mundo.
FES Storage: una apuesta por el futuro del sector
Con su lanzamiento, FES Storage se posiciona como el nuevo espacio de referencia para empresas y desarrolladores interesados en almacenamiento de energía. La iniciativa promete marcar la agenda del sector, brindando acceso a información clave, tendencias regulatorias y oportunidades de inversión.
“El almacenamiento de energía es el futuro, y FES Storage será el punto de encuentro para quienes quieren liderar ese cambio”, concluyen desde FES.
La petrolera Ecopetrol compró a Repsol el 43% del bloque CPO-09 , situado en el departamento del Meta, por 452 millones de dólares.
Esta compra le permitirá a Ecopetrol sumar cerca de 41 millones de barriles a sus reservas y proyecta un incremento en su producción diaria de aproximadamente 7.000 barriles de petróleo.
El cierre de la transacción recibió el aval de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y de la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) con lo que Ecopetrol se quedó con el 100% de la propiedad del bloque. El cierre del negocio se logró luego de que el proceso obtuvo el aval de la SIC en el cual el organismo de control manifestó que la operación «no genera una restricción indebida de la competencia por lo que no amerita objeción ni condicionamiento».
El Congreso Nacional de la República de Honduras aprobó 18 adendas a los contratos de energía con generadores eléctricos, de los cuales 8 serían de tecnología solar y 2 de eólica.
Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), celebró el dictamen.
“La aprobación de las adendas es un paso fundamental para reducir el costo de la energía en Honduras, que sigue siendo de los más altos de la región”, declaró Tejada Carbajal.
En tercer debate con 56 votos a favor, 17 en contra y 19 abstenciones, la decisión se alcanzó el pasado miércoles 5 de febrero del 2025, dos años y nueve meses de haberse impulsado las mesas de renegociación de contratos.
“Se han renegociado 18 de 33 contratos lesivos y 18 de 75 contratos en operación comercial. Hay mucho tramo que recorrer para regularizar los costos de la energía en Honduras”.
Desde el sector privado advierten que antes que renegociar contratos que estaban por vencer, era preciso convocar a licitaciones de potencia y energía para obtener precios más competitivos. Así lo indica el informe de auditoría social a la renegociación de contratos de energía eléctrica elaborado por la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ).
“La ENEE pudo haber ahorrado USD 88,066,056.59 si en lugar de ampliar en 5 años los plazos de 8 plantas solares a USD 0.11 lanzara una licitación abierta, pública, competitiva y transparente en 2030 y obtuviera precios similares a los de Costa Rica”, indicó la ASJ refiriéndose a la tecnología que menor reducción realizó.
¿Qué logró el sector público con la aprobación de las adendas? Desde el gobierno calculan que obtuvieron un ahorro de casi 30 mil millones de lempiras en la vigencia de los contratos, 1800 millones de lempiras anuales, 4 mil millones de lempiras en pago de incentivos para tecnología solar -correspondiente a 3 centavos de dólar-, 400 millones de lempiras en reducción de pago de intereses de 14% a 6%.
Y en efecto, hubo reducción de precios en los contratos, la misma ASJ lo indica en su informe: rebaja de USD 0.061 kWh en las térmicas, USD 0.029 kWh en las de biomasa, USD 0.019 kWh en eólica, USD 0.017 kWh en solar; no obstante, argumenta que esto repercutirá mínimamente en las tarifas, reportando que las térmicas impactaría en 19.45%, las de biomasa 3.38%, la eólica 3.56%, y las solares 3.21% sólo, y esto es importante, por cinco años. De allí, sostiene que se podrían haber alcanzado menores precios a largo plazo de haberse lanzado una licitación pública abierta con tecnologías más eficientes.
Ahora bien, la autoridad no es ajena a las oportunidades a través de licitaciones. De hecho, esta administración de gobierno está pronta a lanzar su primera convocatoria pública internacional de largo plazo.
“En la licitación de 1500 MW esperamos tener precios más competitivos que nos permitan reducir aún más los costos bases de generación”, consideró Tejada Carabajal.
Hay que recordar que se trata de un proceso pendiente desde el gobierno anterior que fijaba inicialmente un requerimiento de 450 MW, luego consideró 450 MW térmicos y 250 MW eólicos y solares, pero que recientemente desde la ENEE y la CREE reformularon a 1500 MW.
Este llamado a licitación que sería el más grande de la historia de Honduras estaría pronto a lanzarse. Hay quienes aseguran extraoficialmente que en este mismo mes de febrero se daría el lanzamiento y que tendría como característica diferencial a procesos precedentes no solo la capacidad a contratar sino también la metodología de selección que incluye el mecanismo de subasta inversa por rondas sucesivas, que podría encaminar a Honduras a alcanzar mayores reducciones de precios en el sector eléctrico.
EnerBio cerró el 2024 con un balance positivo tras la puesta en marcha de dos proyectos bioenergéticos bajo la licitación RenMDI, de modo que uno de ellos comenzó a operar en agosto como autoconsumo y aún espera la habilitación comercial por parte de CAMMESA.
Nicolás Barberis, gerente de proyectos de EnerBio, destacó la importancia de esta fuente renovable y su impacto para el desarrollo energético, industrial, social y económico, y cómo la empresa rediseña su estrategia hacia más proyectos de autoconsumo y posibles contratos PPA provinciales.
¿Por qué? A pesar del impacto positivo del RenMDI al adjudicar casi 100 proyectos renovables (entre ellos 24 centrales de biogás, 7 de biomas y 2 RSU por 82 MW de potencia) el sector enfrenta un nuevo desafío ante la ausencia de licitaciones a corto plazo.
Frente a este escenario, EnerBio orienta su estrategia hacia otros segmentos de mercado, buscando alternativas para el desarrollo bioenergético sin depender exclusivamente de programas nacionales.
El autoconsumo se presenta como una solución viable para industrias que cuentan con excedente de biomasa, problemas de abastecimiento energético o interés en reducir su huella de carbono, de modo que Barberis subrayó la importancia de esta línea de trabajo, destacando que «las industrias pueden generar energía renovable, disminuir costos y aumentar su sostenibilidad».
“También vemos la posibilidad de aprovechar industrias que hoy tienen instalaciones de vapor, para pequeñas generaciones que permita cubrir parcialmente o totalmente su consumo energético”, aclaró en diálogo con Energía Estratégica.
En paralelo, la empresa mantiene negociaciones con distintas autoridades provinciales para impulsar contratos PPA a nivel regional; pero para ello se requerirían garantías y saber que por un tiempo determinado recibirá una tarifa en dólares (fija o variable) que permitan atraer inversiones y asegurar la viabilidad de los proyectos.
“Es una línea que se debería desarrollar, porque cada provincia debiera ser consciente de su matriz energética, y cómo bajar los costos elevados de la generación diésel y reducir el impacto ambiental. Hecho que se acentúa en las zonas del noreste del país”, afirmó.
Incluso puso el foco en el acierto de la licitación RenMDI para potenciar aquellos lugares donde había una generación forzada elevada, reemplazarla por renovables; a tal punto que en ciertos casos se redujo el costo energético en USD 150 x MWh.
“A eso se debe agregar que en un proyecto de biomasa hay al menos 25 personas trabajando de forma directa, más aquellos que de forma indirecta. Por ejemplo, generalmente en un proyecto de 3 MW hay más de 150 personas de trabajo indirecto, de servicios locales, de compra de productos en la zona”, complementó el gerente de proyectos de EnerBio.
Y si bien sector renovable en Argentina ha experimentado un crecimiento significativo en la última década, pasando del 1% al 15% de participación en la matriz energética, con programas como RenovAr, MATER y RenMDI como impulsores del cambio, la continuidad de este desarrollo dependerá de la capacidad de las empresas para encontrar nuevas oportunidades de inversión y consolidar la bioenergía como alternativa competitiva, mientras se aguardan por nuevas señales.
“Falta un programa de incentivo de las bioenergías. Nos faltan nuevas licitaciones en el corto plazo, que demandan otro año más de armado el proyecto, y más dos años más de ejecución, pero que es el camino del desarrollo. Se debe seguir la línea planteada y que las bioenergías sean complementos de las energías de base”, concluyó Barberis.
Próximos eventos FES
Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.
Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.
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Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.
En 2025, Growatt reforzará su presencia en ferias, roadshows y capacitaciones técnicas, asegurando que instaladores y distribuidores en Colombia tengan acceso a información actualizada y soporte técnico especializado. Además, la compañía continúa su alianza con sus distribuidores locales para garantizar la disponibilidad de sus soluciones en todo el país.
