Con el objetivo de elaborar un Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2025-2030 inclusivo y estratégico, la Secretaría de Energía (SENER) organizó esta semana dos Foros de Consulta Pública en Tampico, Tamaulipas, y en Mexicali, Baja California. Estas instancias reunieron a representantes de sectores clave, como la industria, el ámbito académico y los gobiernos locales, para abordar las prioridades energéticas del país mediante mesas de trabajo.
Entre los temas destacados figuraron la planeación energética sostenible, la justicia energética, la eficiencia, el cambio climático y la transición energética. Estos foros, liderados por la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, buscaron recopilar aportes que respondan a las necesidades y aspiraciones de los mexicanos.
Estas iniciativas fueron bien recibidas por el sector privado. Gilberto Sánchez Nogueira, vicepresidente del Consejo Directivo de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), consideró positiva la convocatoria, resaltando su relevancia para generar una planificación transparente y clara en el sector energético.
“Yo veo un balance muy positivo que se abran los espacios de diálogo para poder concretar un proyecto hacia adelante. Si bien es cierto, desde el inicio del gobierno se planteó cuál es la estrategia de lo que se pretende hacer en el sector eléctrico, escuchar a diferentes actores creo que es interesante para generar un mejor PND”, introdujo Sánchez Nogueira.
De acuerdo con el referente de ANES, la posibilidad de incluir diferentes perspectivas en estas mesas es fundamental para enriquecer el proceso. Los foros no solo sirvieron para reiterar objetivos previamente anunciados por la administración actual, sino también para empezar a generar propuestas concretas sobre cómo alcanzarlos.
“Se ha planteado el qué, se ha dejado entrever el cómo, pero aún hay que trabajar en los detalles”, subrayó.
Planificación energética estratégica y el rol de la tecnología solar
Los aportes en materia energética para el Plan Nacional de Desarrollo estarían alineados a la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico presentada en noviembre de 2024. Sánchez Nogueira destacó los avances en esta área, señalando que con el avance de las propuestas se espera un marco más claro para proyectos de autoconsumo y generación exenta.
“Vemos mucha promoción en la estrategia nacional del sector eléctrico a lo que es el autoconsumo, tanto sistemas interconectados o no interconectados… se pretende generar reglas claras para generadores exentos que se suban de 500 kW hasta 700 kW y el sistema o la modalidad de abasto aislado interconectado a la red, que sea de 0.7 MW hasta 20 MW con procesos de trámites de interconexión que sean más expeditos”, explicó.
En los foros para el PND 2025-2030 titulados “Construyendo una República Soberana con Energía Sustentable” se dio lugar a la integración de propuestas sólidas y colaborativas en esa línea para garantizar que México avance hacia un futuro energético más sostenible y confiable.
La tecnología solar sería una pieza clave en el desarrollo energético de México, Sánchez Nogueira observó que “se buscan los ‘cómo’ integrar generación solar fotovoltaica acompañada de sistemas de almacenamiento que nos ayuden a mantener potencia firme y esto colabore con la confiabilidad del sistema eléctrico”.
Tamaulipas y Baja California: polos para el desarrollo energético
Las entidades federativas seleccionadas para estos foros iniciales se destacan por sus particularidades y desafíos en el sector eléctrico. En Tamaulipas, uno de los Estados más relevantes en términos de generación eléctrica, la energía eólica tienen un papel protagónico. Sánchez Nogueira resaltó su importancia al señalar que “el Estado de Tamaulipas y la región noreste del país es una de las grandes productoras de energía eléctrica. Específicamente la zona de Tamaulipas tiene mucha generación eólica”.
Por otro lado, Baja California, desconectada del Sistema Interconectado Nacional pero vinculada al mercado energético de Estados Unidos, representa una oportunidad para pequeñas instalaciones solares. Sánchez Nogueira señaló que el foro en Mexicali buscó identificar las necesidades particulares de esta región. “Es un sistema, digamos, aislado del Sistema Interconectado Nacional, pero que tiene una conexión con Estados Unidos, con California, precisamente para intercambio de energía”, puntualizó.
Desde la perspectiva de ANES, es esencial recuperar la planeación energética nacional para asegurar que las tecnologías más adecuadas se utilicen en las regiones donde se requieran. “Hoy la nueva administración de gobierno tiene muy claro que quieren recuperar la planeación y esto conlleva a que sea el Estado quien dirija en dónde se debe de colocar qué tipo de tecnología”, afirmó Sánchez Nogueira.
Nextracker consolida su apuesta por el mercado chileno como una prioridad estratégica en su plan de expansión para 2025. Con una capacidad instalada actual de 3 GW en Chile y 20 GW en la región, la compañía espera que se impulsen nuevos proyectos utility scale tras un periodo de pausa.
“Esperamos que se afiance la estabilidad que vimos entre 2016 y 2020, con muchos proyectos en ejecución”, expresó Javier Salinas, director de ventas para América Latina de Nextracker. en el marco de Future Energy Summit Southern Cone.
El objetivo de Nextracker es superar entre 1 GW y 2 GW de suministro de trackers en este mercado hacia principios de 2026. Esto se enmarca en un renacimiento de iniciativas utility scale que, según Salinas, representan una oportunidad clave en un mercado que ha demostrado ser maduro, pese a los desafíos recientes.
“Chile siempre ha sido un mercado muy estable para nosotros, con altos y bajos, pero no tanto como otros países”, destacó el ejecutivo.
Innovación tecnológica: Diferenciación y eficiencia
La estrategia de Nextracker no solo se enfoca en la expansión de sus negocios, sino también en la innovación de sus productos. La compañía ha implementado avances significativos en la optimización de sus trackers. Su tecnología TrueCapture se posiciona como un referente en la industria. Este sistema permite optimizar el backtracking y ajustar la posición de los trackers en función de la luz difusa, lo que maximiza la producción de energía incluso en condiciones climáticas desiguales.
Salinas explica: “Podemos poner el tracker en posiciones diferentes dentro de un mismo parque, diferenciando áreas con nubes de aquellas que no las tienen. Esto se logra mediante algoritmos inteligentes que optimizan la generación de energía”.
Otro de los aspectos destacados de los trackers de Nextracker es la simplicidad en su instalación, un punto crítico para proyectos en terrenos complejos como los de Chile. Salinas enfatiza: “Nuestro tracker usa fasteners de grado aeronáutico, que eliminan la necesidad de tornillos y tuercas. Esto no solo agiliza la instalación, sino que garantiza conexiones permanentes durante 30 años, sin necesidad de revisiones frecuentes”.
El diseño modular prearmado permite una instalación más rápida y eficiente, evitando la necesidad de grandes almacenes en sitio. Según el director, “es un tracker que prácticamente viene listo para ser montado, lo que reduce tiempos y costos significativamente”.
Chile, con su geografía variada, plantea desafíos específicos en términos de instalación de trackers, particularmente en terrenos con pendientes pronunciadas. Nextracker ha diseñado sus sistemas para adaptarse a inclinaciones de hasta el 15% en filas independientes y a configuraciones este-oeste sin límites teóricos. Sin embargo, Salinas advierte: “Cuando un tracker se expone más que otro, se deben realizar ajustes en el diseño para mantener la eficiencia del sistema”.
Además, la empresa se encuentra trabajando en productos integrados que consolidan el tracker, el inversor y el almacenamiento en una sola solución denominada Nextracker Power Plant. Aunque este desarrollo está en fases iniciales, ya se ha instalado en mercados clave como Estados Unidos y Australia, y vendría a ser una respuesta directa a demandas específicas del mercado chileno.
Este lunes 20 de enero, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), en colaboración con la Embajada Británica, presentará a autoridades de gobierno una propuesta de reglamento para la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, una iniciativa legislativa que tiene como objetivo impulsar la investigación, producción, almacenamiento, transporte y comercialización del hidrógeno verde en el país, consolidándolo como un vector energético clave.
Daniel Camac, presidente de H2 Perú, explica que el propósito de esta propuesta es “establecer todas las regulaciones y procedimientos que necesitan cada una de las entidades para enfrentar los proyectos que se presenten”. En ese sentido, la propuesta abarca mecanismos específicos para que los ministerios involucrados, como Energía y Minas, Economía, Ambiente y Transporte, desempeñen un rol coordinado en la implementación del hidrógeno verde.
Para la elaboración de la propuesta, H2 Perú contó con el apoyo técnico de la Universidad Católica de Chile, institución seleccionada tras un riguroso proceso de convocatoria. “Hemos trabajado estrechamente con ellos y ya sometimos un primer avance de esta propuesta a la opinión pública en octubre del año pasado”, comenta Camac. Este proceso incluyó más de 40 horas de entrevistas con personas clave del sector público y privado, integrando así diversas perspectivas en el documento.
La propuesta considera aspectos fundamentales como la cadena de valor del hidrógeno, su compatibilidad con el marco regulatorio vigente en Perú y capítulos habilitantes para la certificación y exportación de hidrógeno. Según Camac, “el hidrógeno tiene un papel transversal dentro de la economía, y esta propuesta busca garantizar que todos los actores estén alineados para su desarrollo”.
Aunque la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde no establece incentivos concretos, la iniciativa de H2 Perú incluye recomendaciones basadas en prácticas internacionales. “Estamos preparando un documento adicional que detalla los esquemas regulatorios que existen en otras partes del mundo para este vector energético”, explica Camac. Entre las medidas sugeridas se encuentran la depreciación acelerada, la devolución anticipada de impuestos y licitaciones que compensen la diferencia de precios entre el hidrógeno renovable y el producido con combustibles fósiles.
Pequeños y grandes desarrollos de hidrógeno en Perú
Actualmente, en Perú hay una serie de proyectos que transitan instancias iniciales de desarrollo, algunos de los cuales aún no están en etapa de prefactibilidad. Dos de ellos, los más emblemáticos, se ubicarían en la región de Arequipa y contemplan cerca de 7.000 MW de capacidad que estará destinada para la producción de amoníaco líquido.
“El Comité Regional de Arequipa está trabajando para facilitar la instalación de estos proyectos, y estamos colaborando con las autoridades para convertir la región en un hub importante para el hidrógeno en el país,” afirma Camac.
Un tercer proyecto, cerca de Lima, explora la producción de metano sintético mediante la captura de CO2 y el uso de hidrógeno verde. Además, se están desarrollando iniciativas más pequeñas, como la integración de hidrógeno verde en procesos industriales liderados por una cementera, que ya ha comenzado con el desarrollo de una planta solar para avanzar hacia esta transición.
Entrega de la Propuesta de h2 a las autoridades
El Departamento de Negocios y Comercio de la Embajada Británica en Lima, en colaboración con H2 Perú – Asociación Peruana de Hidrógeno, está a cargo del evento de ‘Entrega de la Propuesta de Reglamento de la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde’ que tiene como objetivo otorgar al gobierno peruano una propuesta sobre hidrógeno verde que refleje las mejores prácticas internacionales, promueva la competitividad y la eficiencia del sector energético, y contribuya al posicionamiento de Perú como un actor relevante en la transición hacia una economía basada en energías limpias y renovables.
El evento, que se llevará a cabo el 20 de enero del 2025 a las 09:30 horas en el salón Cusco del hotel Westin, contará con una agenda de alto nivel que reunirá a expertos, autoridades, academia y representantes del sector privado para dialogar sobre el potencial del hidrógeno verde como motor de transformación energética y desarrollo sostenible en el Perú.
Aquellos interesados en asistir a este encuentro podrán requerirlo al correo: raul.best@fcdo.gov.uk
El nuevo documento publicado en este mes de enero recopila datos y análisis específicos sobre Plantas de Energía Virtual (VPP) contrastándolos con el crecimiento de la demanda y la capacidad de los recursos energéticos distribuidos (DER), así como con el marco político y regulatorio vinculado.
¿Cuál es la cantidad de VPP operativa en Estados Unidos? Basándose en datos más recientes del mercado, el informe de este año estima que ya hay una capacidad de 30 GW inscripta como VPP en distintos programas.
A partir de allí, el DOE pronostica la instalación de 80-160 GW de VPP al 2030, lo que representa triplicar la escala actual y permitiría cubrir entre el 10 y el 20% de la demanda eléctrica que va en sincero crecimiento.
¿Cómo se alcanzará esa cifra? La meta de capacidad de VPP se lograría mediante la inscripción en VPP del 30-50% de la nueva capacidad de DER que se espera se añadan a la red eléctrica entre 2024 y 2030. De allí, se estima que la capacidad de DER instalada en Estados Unidos aumente de un potencial 277 GW en 2025 a 422 GW en 2028.
Caso Puerto Rico: el rol de las VPP
El informe del DOE incluye a Puerto Rico como un caso emblemático en la implementación de VPP, mediante el Customer Battery Energy Sharing Program (CBES) liderado por LUMA, para fortalecer la resiliencia y sostenibilidad de su red eléctrica.
Lanzado a finales de 2023, el CBES reportó ~7200 participantes distribuidos en 6 agregadores, quienes aportan 28 MW de capacidad disponible según cifras de noviembre del 2024. Estos participantes son compensados con $1.25 por kWh por la energía suministrada durante eventos específicos, por lo que no es menor indicar que se registraron 53 eventos en el último año, que permitió sumar 23 MWh de energía proveniente de VPP.
El programa de LUMA demuestra que es posible operar plantas de energía virtual sin contar con un Sistema de Gestión de Recursos de Energía Distribuida (DERMS) ni infraestructura avanzada de medición, lo que subraya la viabilidad de implementar este tipo de soluciones sin incurrir en costos elevados de modernización de la red.
En tal sentido, la experiencia de Puerto Rico con VPP y la priorización de adopción de recursos energéticos distribuidos (DER), que ha impulsado la instalación de sistemas fotovoltaicos residenciales y almacenamiento en baterías, ofrece no sólo valiosas lecciones para otras regiones que enfrentan desafíos similares en términos de resiliencia de la red y recuperación tras desastres naturales, sino también para el mismo mercado puertorriqueño para continuar impulsando estas alternativas sostenibles y contribuir al objetivo de triplicar las VPP en Estados Unidos.
Mastellone Hnos. y Pampa Energía firmaron un nuevo acuerdo por la compra-venta de energía eólica en línea con su estrategia de sustentabilidad, lo cual le permite a la primera empresa mencionada que, a partir de diciembre del pasado año, el 80% de la energía consumida sea de origen renovable.
Cabe destacar que la compañía recientemente había anunciado que pasaba del 28% al 63%, un gran hito en su trayectoria, alcanzando las operaciones del Complejo Industrial Pascual Mastellone (General Rodríguez), Complejo Industrial Victorio Mastellone (Trenque Lauquen), Mastellone San Luis (Villa Mercedes, San Luis), Canals (Córdoba), Leubucó, Junín y Mercedes.
Así, como resultado de los acuerdos recientemente firmados, sumado a una serie de iniciativas implementadas por la empresa en los últimos años, la huella de carbono de la compañía se reducirá en un 24,3% desde el 2019 a la fecha.
“Hemos trabajado fuertemente en proyectos que además de mitigar el impacto de las operaciones de la compañía, contribuyan positivamente al cuidado del medio ambiente. Este acuerdo es un claro ejemplo de los proyectos de triple impacto sobre los que seguiremos apostando”, aseguró Juan Oyarzabal, Director de Operaciones Industriales de Mastellone Hnos. S.A.
Pampa Energía suministrará el servicio proveniente de sus parques eólicos ubicados en Bahía Blanca, por un plazo de 10 años. Desde 2018, la compañía desarrolló y adquirió parques eólicos por un total de 527 MW de potencia instalada. De esta manera, sus inversiones en el sector renovable suman más de 1.000 millones de dólares.
Actualmente, la empresa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5.472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.
A través de múltiples acciones e iniciativas, Mastellone Hnos. se compromete año a año con el cuidado del medio ambiente y sigue apostando por la sustentabilidad y velando por la calidad de vida de las generaciones futuras.
Una activa participación cumplió la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile en la Jornada de Presentación de la Ley N°21.721, más conocida como Ley de Transición Energética promulgada el 20 de diciembre de 2024, organizada por el Ministerio de Energía en las dependencias del Coordinador Eléctrico Nacional.
El objetivo del encuentro fue dar a conocer las principales modificaciones en materias de transmisión eléctrica que se incorporan a la Ley General de Servicios Eléctricos y el trabajo realizado por las instituciones en torno a las resoluciones reglamentarias impuestas por esta nueva normativa, las cuales se encuentran en la etapa de consulta pública.
La Comisión fue representada por el Jefe del Departamento Eléctrico, Danilo Zurita, quien entregó las palabras de bienvenida a los asistentes, entre los cuales se encontraban los principales transmisores del sistema.
Presentaciones
Posteriormente, Rodrigo Quezada, profesional del Departamento Jurídico de la Comisión, expuso sobre los contenidos y alcances de la Resolución Reglamentaria correspondiente a la licitación de obras de transmisión por parte de los propietarios, precisando sus objetivos, el procedimiento y los plazos para llevar adelante este proceso.
Por su parte, Alonso Arriagada, Jefe del Subdepartamento de Proyectos y Acceso a la Red, comentó lo relativo a las obras necesarias y urgentes, resolución que se encuentra en elaboración, donde adelantó como se está abordando el procedimiento para su aplicación considerando las restricciones establecidas en la Ley.
Finalmente, Paulina Muñoz, Jefa de Gestión de Infraestructura del Departamento Eléctrico, detalló el procedimiento en torno al mecanismo de revisión del Valor de Inversión Adjudicado (V.I.), dando a conocer los principales aspectos de la nueva Ley, así como las exigencias y restricciones para su aplicación.
Todas las presentaciones de la CNE en la jornada las podrá revisar en este link:
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.
La demanda mundial de petróleo aumentó estacionalmente en el cuarto trimestre de 2024, registrando un fuerte crecimiento anual de 1,5 millones de b/d, según el Oil Market Monthly Report de enero de 2024 de la Agencia Internacional de la Energía (AIE).
Se trata del nivel más elevado desde el cuarto trimestre de 2023, superando en 260.000 b/d la previsión anterior de la AIE.
Según la AIE, el aumento del consumo se vio impulsado por la bajada de los precios de los combustibles, el clima más frío en el hemisferio norte y la abundancia de materias primas petroquímicas.
El crecimiento anual se estima ahora en 940.000 b/d para 2024, con una aceleración hasta 1,05 millones de b/d en 2025 a medida que las perspectivas económicas mejoren marginalmente. La demanda mundial de petróleo alcanzará los 104 millones de b/d en 2025.
“Tras un comienzo relativamente suave de la temporada de calefacción invernal, el tiempo se volvió decididamente más frío en diciembre en Canadá, las regiones septentrionales y centrales de EE.UU., gran parte de Europa, Rusia, China y Japón. La media de grados-día de calefacción fue significativamente superior a la de hace un año y ligeramente superior a la media de los últimos 5 años, lo que impulsó la demanda de petróleo”, señaló la AIE.
En concreto, la demanda de petróleo de la OCDE para el cuarto trimestre de 2024 se ha incrementado en 250.000 b/d, lo que supone un ajuste al alza de 90.000 b/d en la estimación de crecimiento mundial de la AIE para 2024.
La oferta mundial de petróleo aumentó en 20.000 b/d intermensuales hasta 103,5 millones de b/d en diciembre de 2024, 390.000 b/d más que en el mismo mes del año anterior, ya que el aumento de la producción de los productores africanos de la OPEP+ compensó con creces el descenso estacional de la oferta de los países no pertenecientes a la OPEP+.
Se prevé que la oferta mundial de petróleo aumente en 1,8 millones de b/d en 2025 hasta 104,7 millones de b/d, frente a un incremento de 660.000 b/d en 2024.
La producción fuera de la OPEP+ aumentará en 1,5 millones de b/d tanto en 2024 como en 2025, hasta 53,1 millones de b/d y 54,6 millones de b/d, respectivamente.
Los precios del petróleo superaron los 80 $/bbl a principios de enero de 2025, impulsados por el endurecimiento de las sanciones al petróleo ruso e iraní y la ola de frío norteamericana.
La tala de árboles y depredación de los bosques naturales, entre otras finalidades, para extraer energía podría evitarse gracias al descubrimiento de un hito para la humanidad que los convierte en generadores aun permaneciendo de pie.
Los árboles y los bosques son un recurso natural relevante por el papel que desempeñan en la conservación de la biodiversidad, la estabilización de los ecosistemas locales y la mitigación del cambio climático.
No obstante, hay algo que no podían hacer hasta que apareció un proyecto que busca exprimirles al máximo el potencial volviéndolos generadores de energía eólica sin dañarlos, ya que se aprovecha su movimiento natural generado por el viento.
La iniciativa se denominada Concept Crafted Creations combina la generación de energía renovable con el mantenimiento de los recursos naturales de una forma nunca vista, según pudo constatar la agencia Noticias Argentinas.
Usa un generador lineal que va conectado al tronco del árbol. Este dispositivo, que incorpora un eje con imanes permanentes y bobinas enrolladas a mano, origina electricidad a través del movimiento de las ramas generado por el viento.
Las ramas del árbol van unidas a cuerdas que se encargan de transferir la energía cinética a un sistema rotativo impreso en 3D. Este método transforma el movimiento en energía eléctrica.
El árbol vivo da energía
Los aspectos clave de esta propuesta son el movimiento natural, la eficiencia optimizada y la adaptabilidad.
En el primero se aprovechan los movimientos del tronco y las ramas, como la oscilación y la flexión, para elaborar energía.
Asimismo, en el segundo, el generador queda diseñado para maximizar la transformación de energía con bobinas enrolladas de manera precisa y un mecanismo de engranajes que extiende el movimiento.
Respecto del último rasgo, pueden conectarse varios generadores y ramas a un solo árbol para incrementar la generación de energía.
El proyecto todavía se encuentra en una fase de prueba de concepto, pero el prototipo inicial arroja resultados óptimos.
El objetivo de la iniciativa en establecer colaboraciones con otros expertos en energía renovable para ir perfeccionando su diseño y explorar nuevas aplicaciones.
El sistema actual todavía presenta retos, como mejoras en la eficiencia y la adaptabilidad a diversos tipos de árboles y condiciones climáticas.
Además, será vital analizar la viabilidad económica de la tecnología y su impacto a largo plazo.
Con una iniciativa que se sale de lo usual, logran convertir los árboles en generadores de energía.
Es un hito para la humanidad comparable con la “hoja artificial” que produce oxígeno en cualquier lugar: así van a convertir los edificios en árboles.
Deforestación
La deforestación ha hecho perder más de 6 millones y medio de hectáreas de bosques en el mundo. Y en Argentina, se contabilizaron 212.000 hectáreas menos.
En 2014 se realizó un compromiso mundial por el cual más de 30 países firmaron la Declaración de Nueva York sobre los Bosques, que tenía como objetivo acabar con la deforestación para 2030.
Sin embargo, desde entonces los bosques de nuestro planeta no dejan de desaparecer.
Los bosques nativos de Argentina siguen perdiéndose en zonas donde está prohibida la deforestación por su alto valor de conservación, en las cuales se avanza con el cambio de uso del suelo para actividades agropecuarias, forestales, urbanísticas y viales.
Luchadores contra el cambio climático
Además de tener un papel vital en la lucha contra el cambio climático, equilibrando el clima global, los árboles desempeñan un papel vital absorben dióxido de carbono (CO2), uno de los principales gases de efecto invernadero.
Al absorberlos y almacenarlos en sus troncos, hojas y raíces, contribuyen a la reducción de la cantidad de este gas nocivo en la atmósfera, lo que a su vez ralentiza el calentamiento global.
Los bosques del mundo son férreos gladiadores en la lucha contra el cambio climático, ya que absorben alrededor de un tercio de las emisiones de CO2 producidas por los humanos cada año.
También cumplen un rol vital en la recarga de los acuíferos: retienen el agua durante las lluvias, una característica que hace que los árboles permitan que el agua se filtre lentamente a través del suelo, ofreciendo una recarga a las reservas subterráneas de agua dulce.
Regulan la temperatura del planeta. Tienen la capacidad de ayudar a enfriar las zonas circundantes y mitigar los efectos del calentamiento global, al brindar sombra y liberar agua a través de la transpiración.
Más de 45 mil usuarios continúan sin luz en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) en medio de la ola de calor que azota a gran parte de la región y se espera que recién este fin de semana haya un descenso de la temperatura.
Desde hace varios días miles de usuarios del AMBA se ven afectados por la falta de suministro de energía por motivo de las altas temperaturas.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, informa que la empresa Edenor tiene solo 211 usuarios sin luz, mientras que Edesur padece mayores problemas con 45.710 afectados.
Del área perteneciente a Edesur las zonas afectadas son Parque Avellaneda, Mataderos, Villa Crespo, Villa Lugano, Boedo, Caballito, Flores, Parque Chacabuco, Monserrat, Recoleta, Retiro y San Telmo.
Este escenario provocó decenas de denuncias debido a que los usuarios tuvieron que tirar la comida, así como también soportar el calor extremo de esta última semana.
Con la llegada de la lluvia de este viernes por la tarde-noche habrá un marcado descenso de las máximas para este fin de semana.
En este marco, el Servicio Meteorológico Nacional (SMN) indica que este sábado la máxima llegará a 28 grados con lluvias. Algo similar sucederá el domingo con 25 grados y también mal tiempo.
Este jueves más de 40 mil personas seguían sin luz en el AMBA producto de la mayor demanda de electricidad por la ola de calor y la falta de inversiones de las empresas prestadoras del servicio a pesar de los tarifazos que implementaron durante el primer año de gobierno de Javier Milei.
Ante esta situación, los usuarios del AMBA que sufran un corte de servicio eléctrico prolongado, 36 horas o más, o más de 4 cortes en un mismo mes, pueden reclamar un reintegro a Edesur o Edenor.
Realizar el reclamo ante la distribuidora y conservar el número.
Ingresar a la página del Ente Regulador de Energía Eléctrica (Enre).
Completar el formulario con la factura del servicio a mano y con el o los reclamos realizados. El Enre te notificará el procedimiento que se aplicará sobre cada caso.
-La empresa debe hacer el reintegro en la factura del usuario. Si excede el monto que tenés que pagar, lo acreditará en la siguiente.
¿Qué documentación se necesita para realizar el reclamo ante el Enre?
– Números de reclamos ante la empresa distribuidora.
– Nota firmada donde se indiquen las fechas y horarios de los cortes.
– Factura.
– Una copia del título de propiedad o contrato de alquiler si el servicio no está a tu nombre.
El ministro de Energía y Minería de la provincia de Santa Cruz, Jaime Álvarez, reiteró este martes su preocupación por la falta de reactivación de las obras hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.
En ese sentido, señaló que “es extremadamente preocupante que, a la fecha, el Gobierno Nacional y la Unión Transitoria de Empresas Represas Patagonia, no hayan podido reactivar esta obra, que lleva más de un año paralizada, con la incertidumbre que esta situación genera tanto en trabajadores, como en la cadena de proveedores y para el propio Estado Provincial, dado que es una obra central, estratégica, que ya debería estar generando energía, que tanto hace falta para el desarrollo de nuestras comunidades”.
Es por ello que el responsable de la cartera de Energía y Minería de Santa Cruz señaló: “es urgente y necesario que las partes lleguen a un acuerdo, y de una vez por todas se terminen las mezquindades políticas y económicas, y finalmente se resuelvan las cuestiones administrativas que están pendientes, y que hoy repercuten en la paralización de estas obras”.
Finalmente, Álvarez reclamó a las autoridades nacionales y a los directivos de la empresa “terminar con esta incertidumbre, y hacerse cargo de los compromisos asumidos para que, de una vez por todas, esta obra que lleva tanto tiempo paralizada, finalmente sea puesta en funcionamiento, y podamos contar con energía limpia abundante para los santacruceños y para todo el país”.
La industria de hidrocarburos en Argentina vivió un año excepcional en 2024, con cifras que no se registraban desde principios de los 2000. La producción de petróleo llegó a 710.000 barriles diarios, un 10% más que en 2023, y hacia finales del año se proyectaron 760.000 barriles diarios.
El gas natural también mostró un crecimiento significativo. Tras años de estancamiento, nuevas obras en gasoductos permitieron un aumento del 4,8% en la producción, alcanzando los 140 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), cerca del récord de 143 Mm3/d de 2004.
Vaca Muerta fue el motor de este crecimiento, con incrementos del 27,4% en petróleo y del 20,3% en gas. El shale argentino consolidó su protagonismo como una de las principales fuentes de hidrocarburos del país.
En petróleo, YPF lideró con 137.800 barriles diarios en noviembre, seguida por Vista (73.100), Chevron (53.400) y Shell (45.800). A nivel anual, YPF alcanzó los 256.500 barriles diarios, mientras que PAE ocupó el segundo lugar gracias a su producción en el Golfo San Jorge.
Vista logró el mayor crecimiento interanual, con un aumento del 31,7% en su producción, consolidándose como el tercer productor nacional de crudo con 66.500 barriles diarios.
En gas, YPF también se mantuvo como líder indiscutido con 40,2 Mm3/d. PAE ocupó el segundo lugar con 18,5 Mm3/d, seguida por Tecpetrol (17,8) y Total Energies (14,1). Estas cifras destacan el potencial de las empresas argentinas en el sector gasífero, respaldado por las mejoras en infraestructura.
El éxito de 2024 reafirma el papel central de Vaca Muerta en la estrategia energética del país. Con aumentos sostenidos en producción y nuevas inversiones en infraestructura, Argentina avanza hacia un posicionamiento clave en el mercado global de hidrocarburos.
“El año pasado tuvimos crecimiento de casi un 4% y este año está previsto que sea del 5%”, informó el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, al hablar sobre el Producto Bruto Interno (PBI) provincial. Trazó una radiografía de cómo recibieron la provincia en la asunción de Rolando Figueroa como gobernador y marcó el cambio positivo que pudieron hacer al cabo del primer año de gobierno, ordenando el Estado, reduciendo gastos innecesarios y asumiendo con fondos provinciales varias obras que estaban originalmente en la órbita de Nación.
El ministro recordó que el proyecto de presupuesto que elevó Nación prevé también un crecimiento del 5% del PBI a nivel central y consideró que, si esa previsión se cumple y se replica en años sucesivos, el incremento va a ser importante. Sin embargo, aclaró que habrá que estar preparado no sólo desde el Estado sino también del sector privado para acompañar ese crecimiento y no desaprovechar la oportunidad.
En tal sentido habló sobre Invierta en Neuquén, el proyecto de ley que envió en diciembre el gobernador a la Legislatura para promover la inversión y el desarrollo de diversas actividades económicas otorgando incentivos y beneficios a quienes inviertan en la provincia. Esta iniciativa se suma al Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) que sancionó Nación para promover inversiones de mayor escala.
Koenig estimó que “los números para la provincia seguramente van a ser buenos” en relación a las expectativas de inversión que hagan las empresas.
“Si no subieran las cantidades de hidrocarburos, probablemente tendríamos muchos problemas -reconoció– porque el precio en pesos, si lo llevas a valores en dólares, el dólar subió en una escalada de 2% mensual y la inflación mucho más. Entonces, la ventaja que nosotros habíamos logrado en la primera devaluación, después se fue diluyendo. Lo que tuvimos fue un aumento de cantidades, o sea se produjeron más hidrocarburos y eso nos llevó a no tener problemas de ingresos”.
Indicó que “el panorama que recibimos es bastante distinto a lo que tenemos hoy. Cuando recibimos la provincia la situación macro, no era muy buena, estaba relacionada con un contexto inflacionario alto y con un dólar fijo, estable, que había quedado y que había producido efectos adversos en las finanzas de la provincia”.
Graficó que el primer mes “no sabíamos cómo podíamos pagar los sueldos y el atraso con proveedores”. Para ir normalizando la situación, se hizo un ajuste importante en las cuentas públicas. “Si bien al principio del ejercicio se produjo una devaluación grande, eso se fue licuando con el tiempo, la inflación lo fue superando. Hoy, la situación de tipo de cambio real es bastante parecida a la de inicio lo que ha variado son las cantidades”, sostuvo.
Al producir más hidrocarburos, la relación de precio-cantidad mejora, “pero la verdad es que el gran ajuste que realizamos en el ejercicio fue sobre el gasto: Si no modificábamos esa variable expansiva que tenía el gasto hubiésemos tenido problemas”, opinó.
Recordó que desde el primer momento el gobierno nacional bajó las partidas discrecionales. La coparticipación, que es la distribución de impuestos, se mantuvo. “Hubo un esquema recesivo durante 2024; al tener menor actividad, hay menor recaudación. Hubo casi un 4% de disminución del PBI. Eso produjo que los ingresos nacionales se disminuyeran. A su vez, en la política que aplicó el gobierno nacional de tener superávit fiscal, se disminuyeron todas las partidas discrecionales que iban a las provincias”.
En Neuquén eso repercutió directamente en las obras públicas. Casi todas las obras que estaban a nivel de Nación fueron paralizadas. También se vieron afectadas algunas ayudas para educación y subsidios al transporte. Ante esta situación, Koenig indicó que la actitud que adoptó la provincia fue hacerse cargo y asumir con fondos propios su continuidad. Pero hubo que realizar muchas gestiones para lograr el traspaso de obras de la órbita nacional a la provincial y renegociar luego los contratos con las empresas involucradas.
“Lo primero que teníamos que hacer era ordenar las cuentas del Estado. Ya tenemos el presupuesto 2025 aprobado, es ley y ya está incluida la pauta salarial con todos los gremios del Estado”, remarcó y agregó: “La caída de la inflación te garantiza eso: volver a ese tipo de acuerdo y darle un marco de certidumbre a todos. El presupuesto que recibimos no tenía incluida la pauta salarial, o sea, estaban los sueldos este a valores del año anterior, entonces eso no da certidumbre”.
La empresa de construcciones y servicios Milicic inició la ejecución del proyecto de “Defensas Ribereñas del Río Zaña y Explotación de Cantera de Roca” en el departamento de Lambayeque, Perú, para el consorcio con Rovella – Inmac.
Este desafío busca proteger los márgenes del río frente a los efectos de la erosión e inundaciones, beneficiando a las comunidades de los distritos de Zaña y Lagunas.
El proyecto se extiende desde la localidad de Zaña hasta la desembocadura del río en el océano Pacífico, y contempla la construcción de nuevas defensas ribereñas, incluyendo la instalación de diques y el enrocado de estructuras existentes. Además, se realizará la explotación de la cantera Quechuas VII, que proveerá más de 774 mil metros cúbicos de roca y piedra necesarios para las obras.
“En esta obra, Milicic implementará tecnología avanzada como el sistema Machine Control, que permitirá una mayor precisión y eficiencia en la construcción, optimizando procesos y reduciendo tiempos”, señaló Eduardo Prudencio, uno de los responsables del proyecto. “Tenemos plena convicción de que cumpliremos con las expectativas de nuestro cliente y aportaremos valor a la sociedad mediante este proyecto”, agregó.
El proyecto tendrá una duración estimada de 14 meses y empleará a más de 340 trabajadores locales en sus diferentes etapas. Esta iniciativa no solo busca proteger a las comunidades frente a los riesgos de inundaciones, sino también fomentar el crecimiento económico local y regional.
“Tenemos plena convicción de que ejecutaremos el proyecto cumpliendo las expectativas de nuestro cliente, consorcio Rovella – Inmac, y cumpliendo los objetivos de la organización aportando valor a la sociedad en este tipo de proyectos que serán en beneficio de la comunidad, de la región y del país”, indicó Prudencio.
Entre los objetivos principales del proyecto está mejorar la capacidad hidráulica del río o quebrada para gestionar flujos máximos, además de implementar un sistema integrado de manejo de aguas pluviales para evacuar de forma segura las precipitaciones y caudales fluviales, minimizando riesgos para la vida y daños materiales. También se busca mitigar los impactos del cambio climático y fenómenos naturales mediante medidas de protección y un sistema de alerta temprana.
Otros objetivos son integrar enfoques de economía circular y sostenibilidad en el diseño y ejecución de infraestructura, y fomentar el crecimiento económico local y regional a través de contratación de mano de obra local.
Además de las defensas, el proyecto contempla dos importantes intervenciones paisajísticas: una a la altura de un badén, en ambas márgenes del río, y otra en la desembocadura del río, en la margen derecha, con el fin de mejorar el entorno y la estética de la zona.
En esta obra, Milicic aportará más de 130 equipos para el proyecto que tendrá una duración estimada de 14 meses.
Experiencia de Milicic en Perú
Este proyecto es el segundo de Milicic en Perú, tras la construcción de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, ubicada en Tumbes. Estas iniciativas reafirman el compromiso de la empresa con el desarrollo de soluciones sostenibles e innovadoras en infraestructura que beneficien a las comunidades y al medio ambiente.
Con esta nueva intervención, Milicic fortalece su posición como un actor clave en proyectos de infraestructura en la región, aportando su experiencia y tecnología al servicio de objetivos que trascienden fronteras y generan impacto positivo a largo plazo.
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con más de 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina, Perú y la región.
Con más de 2.000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura. Más información: www.milicic.com.ar
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, reiteró su preocupación por la falta de reactivación de las obras hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.
Señaló que “es extremadamente preocupante que, a la fecha, el Gobierno Nacional y la Unión Transitoria de Empresas Represas Patagonia, no hayan podido reactivar esta obra, que lleva más de un año paralizada, con la incertidumbre que esta situación genera tanto en trabajadores, como en la cadena de proveedores y para el propio Estado Provincial, dado que es una obra central, estratégica, que ya debería estar generando energía, que tanto hace falta para el desarrollo de nuestras comunidades”.
Alvarez consideró “es urgente y necesario que las partes lleguen a un acuerdo, y de una vez por todas se terminen las mezquindades políticas y económicas, y finalmente se resuelvan las cuestiones administrativas que están pendientes, y que hoy repercuten en la paralización de estas obras”.
Tal como ocurrió durante el gobierno de Mauricio Macri, la gestión Milei ha puesto reparos antes políticos que económicos a la continuidad al avance de este proyecto licitado y adjudicado durante el gobierno de Cristina Fernández, y que cuenta con financiamiento de bancos chinos.
La construcción de las represas está a cargo de la unión transitoria de empresas (UTE), compuesta en un 54% por la china Gezhouba, un 36 % por Eling Energía (antes llamada Electroingeniería) y el 10% restante corresponde a la mendocina Hidrocuyo.
Una falla en el sistema eléctrico de la región del Litoral generó un fuerte corte de electricidad en la provincia de Santa Fe. Fuentes de Transener confirmaron a EconoJournal que después de las 14 se registró una falla en un transformador de tensión (TV) de 132 kV que provocó la salida de servicio del transformador T1RO, afectando el suministro eléctrico en la región.
Las mismas fuentes también destacaron que para evitar la sobrecarga de los transformadores T2 y T6 Transener le solicitó a la Empresa Provincial de la Energía (EPE) que redujera la demanda de energía. Sin embargo, la medida no se implementó a tiempo, lo que terminó provocando la salida de servicio de ambos transformadores por sobrecarga.
Según información que suministra Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), alrededor de las 14 se perdieron unos 850 megawatt (MW) de demanda eléctrica. Eso quiere decir que alrededor 14 se vio afectada un 30% del consumo eléctrico total de Santa Fe, que antes de la falla orillaba los 2900 MW. El corte de electricidad se produjo en un momento de alta demanda de energía por las altas temperaturas que atraviesa la zona centro y norte del país este jueves. Además, se registraron caídas de alrededor de 250 MW en la provincia de Chaco y de 125 MW en Formosa.
Los transformadores T2 y T6 ya fueron puestos nuevamente en servicio y se está recuperando la demanda de energía de forma gradual, indicaron desde la compañía de transporte eléctrico.
“Cabe destacar que hemos advertido en reiteradas ocasiones a la EPE sobre la necesidad de implementar automatismos que permitan evitar este tipo de situaciones. Estos sistemas de control automático podrían haber prevenido la salida de servicio de los transformadores T2 y T6, minimizando el impacto de la falla inicial”, argumentaron por último desde Transener.
Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) alcanzó en 2024 una nueva marca histórica de generación eléctrica neta anual, con más de 10 millones de MWh entregados a la red. La compañía estatal operadora de las centrales nucleares podría alcanzar un nuevo récord una vez que finalicen los trabajos para que la central Atucha II pueda volver a operar al 100% de su potencia de forma continua. Los trabajos en Atucha II estarían listos para mediados de año, según pudo saber EconoJournal.
La empresa informó que las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse generaron 10.449.015 MWh, lo que representa el 7,35% del total de energía generada en el país durante el año pasado. Además, en julio la empresa logró un nuevo récord mensual de generación eléctrica, alcanzando 1.174.116 MWh en un solo mes. Las tres centrales nucleares suman una potencia instalada de 1.763 MW.
El último récord de generación había sido de 10.169.694 MWh durante el 2021. El nuevo récord ocurre tras el regreso a servicio de Atucha II en septiembre de 2023. La central había salido de operación en octubre de 2022 producto de un inconveniente dentro del reactor que fue resuelto por la empresa.
Atucha II al 100% de potencia
Nucleoeléctrica podría batir un nuevo récord una vez que se den dos condiciones: la finalización del proyecto de extensión de vida de Atucha I y la terminación de unos trabajos para que Atucha II pueda volver a operar al 100% de su potencia de manera regular. Esto último podría alcanzarse este mismo año.
Atucha II (745 MW) esta operando en estos momentos al 90% de su potencia nominal. Para volver a operar al 100% de forma continúa, la empresa debe concluir con unos trabajos y la documentación para solicitar autorización a la Autoridad Regulatoria Nuclear, el organismo regulador del sector atómico. Fuentes de la empresa confiaron a este medio que la vuelta a operación al 100% «esta planificado para mediados del 2025».
Por otro lado, el proyecto para extender la vida útil de Atucha I por 20 años más demorará unos 30 meses. La central salió de servicio el 29 de septiembre tras cumplir sus primeros 50 años de operación y volvería a funcionar en marzo de 2027. Por lo tanto, la empresa podría apuntar a batir un nuevo récord anual en el 2028. La inversión estimada en el proyecto de extensión de vida asciende a casi US$ 700 millones. La extensión de vida permitirá que la central sea más eficiente, con ciclos de generación más largos. Actualmente debe parar cada doce meses. El objetivo es que las paradas de mantenimiento tengan lugar cada 18 meses, un factor que será crucial para elevar el factor de carga actual de poco más de 70% a un 88%.
La empresa de construcciones y servicios Milicic inció la ejecución del proyecto de “Defensas Ribereñas del Río Zaña y Explotación de Cantera de Roca” en el departamento de Lambayeque, Perú, para el consorcio con Rovella – Inmac. “Este desafío busca proteger los márgenes del río frente a los efectos de la erosión e inundaciones, beneficiando a las comunidades de los distritos de Zaña y Lagunas”, destacaron desde la compañía.
El proyecto se extiende desde la localidad de Zaña hasta la desembocadura del río en el océano Pacífico, y contempla la construcción de nuevas defensas ribereñas, incluyendo la instalación de diques y el enrocado de estructuras existentes. Además, se realizará la explotación de la cantera Quechuas VII, que proveerá más de 774 mil metros cúbicos de roca y piedra necesarios para las obras.
La obra
“En esta obra, Milicic implementará tecnología avanzada como el sistema Machine Control, que permitirá una mayor precisión y eficiencia en la construcción, optimizando procesos y reduciendo tiempos”, señaló Eduardo Prudencio, uno de los responsables del proyecto.
A su vez, agregó: “Tenemos plena convicción de que cumpliremos con las expectativas de nuestro cliente y aportaremos valor a la sociedad mediante este proyecto”, agregó.
El proyecto tendrá una duración estimada de 14 meses y empleará a más de 340 trabajadores locales en sus diferentes etapas. “Esta iniciativa no solo busca proteger a las comunidades frente a los riesgos de inundaciones, sino también fomentar el crecimiento económico local y regional”, destacaron desde la compañía.
“Tenemos plena convicción de que ejecutaremos el proyecto cumpliendo las expectativas de nuestro cliente, consorcio Rovella – Inmac, y cumpliendo los objetivos de la organización aportando valor a la sociedad en este tipo de proyectos que serán en beneficio de la comunidad, de la región y del país”, indicó Prudencio.
Objetivos
Entre los objetivos principales del proyecto está mejorar la capacidad hidráulica del río o quebrada para gestionar flujos máximos, además de implementar un sistema integrado de manejo de aguas pluvialespara evacuar de forma segura las precipitaciones y caudales fluviales, minimizando riesgos para la vida y daños materiales. También se busca mitigar los impactos del cambio climático y fenómenos naturales mediante medidas de protección y un sistema de alerta temprana.
Otros objetivos son integrar enfoques de economía circular y sostenibilidad en el diseño y ejecución de infraestructura, y fomentar el crecimiento económico local y regional a través de contratación de mano de obra local.
Además de las defensas, el proyecto contempla dos importantes intervenciones paisajísticas: una a la altura de un badén, en ambas márgenes del río, y otra en la desembocadura del río, en la margen derecha, con el fin de mejorar el entorno y la estética de la zona. En esta obra, Milicic aportará más de 130 equipos para el proyecto que tendrá una duración estimada de 14 meses, según precisaron.
Experiencia de Milicic en Perú
Este proyecto es el segundo de Milicic en Perú, tras la construcción de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, ubicada en Tumbes. Estas iniciativas reafirman el compromiso de la empresa con el desarrollo de soluciones sostenibles e innovadoras en infraestructura que beneficien a las comunidades y al medio ambiente.
“Con esta nueva intervención, Milicic fortalece su posición como un actor clave en proyectos de infraestructura en la región, aportando su experiencia y tecnología al servicio de objetivos que trascienden fronteras y generan impacto positivo a largo plazo”, concluyeron desde la compañía.
A través de la resolución 21/2025 el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) derógó la resolución 219/2022 mediante la cual se creó la “Base Unificada Nacional de Instaladores Matriculados y Matriculadas de la República Argentina”.
También derogó la Resolución 220/2022 mediante la cual se creó la figura del “Matriculado/a Social”, y la resolución 644/2023, por la cual se creó la “Mesa técnica de trabajo de instaladores matriculados y matriculadas”.
En los considerandos de la medida dispuesta por el interventor Carlos Alberto Casares, se describe que: En noviembre de 2021 se suscribió un acuerdo entre el ENARGAS, la Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina y Asociaciones de Matriculados de la República Argentina con los objetivos de :
i) Impulsar un Registro Único Nacional de Instaladores Matriculados creado y administrado por las Distribuidoras, con la colaboración y participación que corresponda por parte de la Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina y las asociaciones de matriculados que tengan personería jurídica.
ii) Propender ante la Licenciataria del Servicio Público de Distribución del Gas y ante los Organismos con competencia específica, para la creación del denominado «“Matriculado/a Social”», en orden a propiciar que accedan a programas específicos a determinarse, con precios de referencia tanto de materiales como de mano de obra, elaborados por las Asociaciones de matriculados bajo criterios objetivos, para ser analizados por las autoridades competentes en la materia. Todo ello, “en aras de propender a la disminución de los gastos para los usuarios y usuarias para el acceso/mantenimiento del servicio público de distribución de gas por redes, de carácter primario y esencial”.
iii) Organizar una Mesa de Trabajo en el ENARGAS, con los instaladores matriculados, y los que en un futuro puedan incorporarse, en relación con temáticas de las Distribuidoras y los usuarios del Servicio Público de Gas por Redes, para canalizar e interceder en propuestas y/o consultas efectuadas por estos.
En el referido acuerdo estuvieron representadas la Federación de Instituciones de Instaladores Gasistas Sanitaristas y Afines de la República Argentina (FEIGAS RA); la Asociación de Gasistas y Afines de Tucumán (AGASAT); la Asociación Instaladores de Gas, Agua y Sanitarios de la República Argentina (AIGASRA); la Asociación Civil Unión Profesionales Gasistas y Sanitaristas de Santa Fe (UPROGAS); la Asociación de Instaladores de Gas, Agua y Sanitaristas (AIGAS); la Asociación Centro Gasistas y Afines de Mendoza (ACEGAM); la Asociación Argentina Plomeros Sanitaristas y Afines (AAPSyA) y la Asociación de Gasistas Matriculados de la Patagonia (AGASMAPA).
Ahora, desde el ENARGAS se señala que “las acciones de las distintas Unidades Organizativas del ENTE han receptado las modificaciones propias de la experiencia regulatoria y los diversos procedimientos administrativos que se efectúan en el Organismo”.
Que en ese contexto, el ENARGAS “responde a la dinámica de cambios que se producen, a fin de optimizar su funcionamiento para el adecuado cumplimiento de las facultades conferidas por la Ley 24.076, de modo que se atienda en forma orgánica y eficiente el respectivo cumplimiento de las funciones encomendadas por la Ley y demás normativa aplicable a la gestión del Organismo”.
Y agrega en la nueva resolución que “en esa línea, y, habiendo transcurrido más de un año desde la creación de la “Base Unificada Nacional de Instaladores Matriculados y Matriculadas de la República Argentina”, la figura de “Matriculado/a Social” y la “Mesa Técnica de Trabajo de Instaladores Matriculados y Matriculadas”, a la fecha, no se han evidenciado avances sustanciales en cuanto a lo requerido para su puesta en práctica”. Y dispuso entonces la derogación.
En uno de los mejores años para Vaca Muerta, la producción de hidrocarburos en la Argentina alcanzó niveles que no se veían desde hace mucho tiempo. En petróleo, se llegó a un promedio de 710.000 barriles diarios (10% más que en 2023), algo que no daba desde el 2006 y con una tendencia de 760.000 barriles hacia fines de año que no se registraba desde 2003. En gas, luego de cinco años de estancamiento por la saturación de los gasoductos, las nuevas obras permitieron un salto del 4,8% en la producción total con 140 millones de metros cúbicos día, que […]
Un estudio vaticina que aquellos que apuesten al oro «podrían salir triunfadores». ¿Qué papel juegan EEUU y China? Según un estudio realizado por BMO Capital Markets, el oro será el metal más importante durante el 2025, mientras que la plata será el segundo lugar. Los datos son alentadores para las mineras que operan en el país. A pesar del optimismo generalizado, desde BMO Capital Markets indicaron a los inversores en minería que para este año vislumbran ligeramente más rebajas que mejoras en el sector de las materias primas, observando que la creciente tendencia a la desglobalización podría desacelerar la economía […]
El interventor del ente regulador explicó que la adquisición de efectuó a través de COMPR.AR. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aclaró que el valor de las diez camionetas que adquirió en 2024 no estuvo fuera del valor del mercado. El interventor del ENRE, Osvaldo Rolando, sostuvo que la compra está respaldada en “la legalidad del procedimiento de contratación que fuera infundadamente cuestionado en el artículo periodístico mencionado”, al hacer referencia a un artículo de este medio que hablaba de un valor de compra más caro por casi 90 millones de pesos. La información surgió de la aquisición, […]
Así lo destaca el Informe de Competitividad realizado por 11 cámaras industriales del sector. Sería el equivalente al 1% del PBI argentino, con la consecuente creación de miles de empleos en el período 2025-2035. En la próxima década, el sector metalúrgico podría posicionarse como uno de los pilares fundamentales para el desarrollo económico de Argentina, apalancándose en cuatro industrias estratégicas: Oil & Gas, minería, foresto-industria y energías renovables. Esta proyección se desprende del Informe de Competitividad elaborado por 11 cámaras industriales del sector metalmecánico, la mayoría de ellas agrupadas en la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (Adimra). […]
Vaca Muerta, ubicada en el corazón de Neuquén, se ha consolidado no solo como un epicentro energético, sino también como un generador masivo de empleo que trasciende fronteras provinciales. Este yacimiento, conocido por su riqueza en hidrocarburos, ha transformado tanto la economía regional como la vida de miles de argentinos. Desde su auge, Vaca Muerta ha creado una red laboral que conecta a trabajadores de distintas provincias del país. Ingenieros, técnicos, operadores de maquinaria y profesionales de diversas áreas convergen en esta región, impulsando un ecosistema económico de gran impacto. Según datos recientes, el yacimiento genera alrededor de 20.000 empleos […]
Es lo que reflejan las acciones llevadas adelante en 2024, y marcadas por el Gobernador Claudio Vidal. Las expectativas puestas en Palermo Aike, junto a transiciones ordenadas que garanticen la continuidad de las operaciones en el Golfo San Jorge. El Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se encuentra enfocada actualmente en la intervención y participación de los cambios que están aconteciendo las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral, con el fin de lograr transiciones ordenadas que fomenten la actividad, atento a las directivas pautadas por el gobernador Claudio Vidal. De esta […]
El mercado es variado y la oportunidad muy grande para abastecer empresas que buscan cumplir con normativas europeas, impulsando combustibles como el SAF, HVO e Hidrógeno Verde. La región tiene una oportunidad muy grande para abastecer al mundo de fuentes de energía, y en particular la Argentina -además de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos- está en condiciones casi inigualables de exportar fuentes de bioenergías. Ante ese desafío, la empresa Saesa, uno de los mayores traders de gas natural y energía eléctrica, concretó las primeras exportaciones a Chile y a Europa de oleínas y ácidos grasos producidos en Argentina, con […]
Estos son los datos más importantes a los que prestar atención sobre la evolución de este activo. En la sesión de apertura de mercados de este jueves, 16 de enero de 2025, el Gas cotiza a 4,08 euros, según los datos de la bolsa de valores en España. Dicha cifra refleja una variación del 0,86% en relación con el día de ayer. En los últimos días, el precio del gas ha mostrado una tendencia positiva, con incrementos constantes que reflejan un aumento en la demanda y una posible reducción en la oferta. Esta situación ha llevado a que los consumidores […]
En el marco de la asunción de Donald Trump como presidente de los Estados Unidos, un dirigente de Neuquén viajará al país en búsqueda de inversiones para Vaca Muerta. El intendente de la ciudad de Añelo, la cual alberga Vaca Muerta, viajará a Estados Unidos a la asunción como presidente de Donald Trump en Washington. Fernando Banderet fue invitado por COMUN SED Internacional, una entidad que trabaja en conjunto con la ONU, y participará en representación de la ciudad en un evento que promete ser de una gran relevancia para la política global. El mandatario dialogó con Diario Río Negro […]
La firma Axion Energy y la Dirección Operativa del Comité Ejecutivo de Lucha contra la Trata del Ministerio de Seguridad de la Nación firmaron un acuerdo para sumar la red de estaciones de servicio de la compañía a la campaña impulsada por el Comité. La iniciativa tiene como objetivo alertar sobre el riesgo de captación y explotación de personas por parte de redes y organizaciones de tratantes. Desde la compañía informaron que “las estaciones de servicio de Axion Energy fueron pioneras en capacitar a su equipo en la prevención de trata de personas a través de un programa en conjunto […]
Un equipo de emergencia llegó el domingo a la región sureña rusa de Krasnodar mientras un derrame de petróleo en el estrecho de Kerch proveniente de dos petroleros afectados por una tormenta continúa propagándose un mes después de que fue detectado por primera vez, dijeron funcionarios.
El grupo de trabajo, que incluye al ministro de Situaciones de Emergencia, Alexander Kurenkov, se creó después de que el presidente de Rusia, Vladimir Putin, pidiera el viernes a las autoridades que intensificaran la respuesta al derrame, calificándolo de “uno de los desafíos ambientales más graves que hemos enfrentado en los últimos años”.
Kurenkov dijo que “la situación más difícil” se había desarrollado cerca del puerto de Taman en la región de Krasnodar, donde el crudo continúa derramándose al mar desde la parte dañada del petrolero Volgoneft-239.
Kurenkov fue citado por la agencia de noticias estatal rusa RIA Novosti diciendo que el petróleo restante será bombeado desde la popa del petrolero.
El Ministerio de Emergencias dijo el sábado que se habían recogido más de 155.000 toneladas de arena y tierra contaminadas desde que el combustible se derramó de dos petroleros durante una tormenta hace cuatro semanas en el estrecho de Kerch, que separa la península de Crimea ocupada por Rusia de la región de Krasnodar.
El sábado, funcionarios instalados por Rusia en la región de Zaporizhia, parcialmente ocupada por Rusia, dijeron que el mazut, un producto petrolero pesado y de baja calidad, había llegado al istmo de Berdyansk, a unos 145 kilómetros (90 millas) al norte del estrecho de Kerch, y contaminó un área de 14,5 kilómetros (9 millas) de largo, escribió en Telegram el gobernador instalado por Moscú, Yevgeny Balitsky.
Funcionarios designados por Rusia en Crimea ocupada por Moscú anunciaron una emergencia regional el fin de semana pasado después de que se detectara petróleo en las costas de Sebastopol, la ciudad más grande de la península, a unos 250 kilómetros (155 millas) del estrecho de Kerch.
En respuesta al llamado a la acción de Putin, el portavoz del Ministerio de Asuntos Exteriores de Ucrania, Heorhii Tykhyi, acusó a Rusia de “comenzar a demostrar su supuesta ‘preocupación’ sólo después de que la escala del desastre se volvió demasiado obvia para ocultar sus terribles consecuencias”.
“La práctica de Rusia de primero ignorar el problema, luego admitir su incapacidad para resolverlo y finalmente dejar a toda la región del Mar Negro sola con las consecuencias es otra prueba más de su irresponsabilidad internacional”, dijo Tykhyi el viernes.
El estrecho de Kerch es una importante ruta marítima mundial que permite el paso desde el mar de Azov hasta el mar Negro. También ha sido un punto clave de conflicto entre Rusia y Ucrania después de que Moscú se anexionara la península en 2014.
En 2016, Ucrania llevó a Moscú ante el Tribunal Permanente de Arbitraje, donde acusó a Rusia de intentar tomar el control de la zona de forma ilegal. En 2021, Rusia cerró el estrecho durante varios meses.
Mykhailo Podolyak, asesor del jefe de la oficina del presidente de Ucrania Volodymyr Zelensky, describió el derrame de petróleo del mes pasado como un “desastre ambiental a gran escala” y pidió sanciones adicionales contra los petroleros rusos.
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro firmó dos nuevos acuerdos de prórroga hidrocarburífera con la empresa Petróleos Sudamericanos S.A. (PS), en uno de los casos en sociedad con JCR S.A., para la explotación de seis áreas ubicadas al norte de la provincia. Los convenios incluyen inversiones totales por casi USD 96 millones y un bono de prórroga más aporte al desarrollo social de USD 8,2 millones. Próximamente, los acuerdos serán remitidos a la Legislatura para su aprobación.
El acto se llevó a cabo en la sede de la Secretaría en Cipolletti, donde el titular del área, junto a representantes de las concesionarias, rubricaron los acuerdos que extienden por diez años las concesiones en los bloques “Centro Este”, “Loma Montosa Oeste”, “Bajo del Piche”, “Barranca de los Loros”, “El Medanito” y “El Santiagueño”.
Estas áreas, con una producción consolidada a noviembre de 2024 de 2.275 barriles diarios de petróleo equivalente (BOE), son clave para la matriz energética provincial. En conjunto, representan el 9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino.
Entre los compromisos asumidos por las empresas destacan un plan de inversiones por USD 95,69 millones, que incluye la perforación de 9 pozos, más de 70 intervenciones en pozos existentes y obras de infraestructura para mejorar la capacidad extractiva.
IMPULSAMOS EL FUTURO ENERGÉTICO DE RÍO NEGRO
Firmamos dos nuevas prórrogas hidrocarburíferas que garantizan inversiones por casi USD 96 millones para el desarrollo de seis áreas estratégicas al norte de la provincia. Estos acuerdos, que incluyen un bono de USD 8,2 millones… pic.twitter.com/CdgtgVr1U5
“Estos nuevos acuerdos son fundamentales para fortalecer la actividad hidrocarburífera en nuestra provincia, no sólo por la inversión que impulsará el desarrollo de las áreas, sino también por el impacto directo en el empleo local y las oportunidades que generarán para las empresas rionegrinas, especialmente en servicios asociados a la industria”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.
Por su parte, el representante de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto, explicó que “este acuerdo representa diez años más de concesión que nos permitirán viabilizar las inversiones pendientes y seguir trabajando para mantener la curva de producción en la provincia. Una vez que la Legislatura lo ratifique, comenzaremos una campaña de perforación y desarrollo en El Santiagueño y avanzaremos con reparaciones en Medanito y Centro Oeste, priorizando siempre la mano de obra local y reforzando nuestra relación con la comunidad de Catriel”.
Los acuerdos seguirán ahora el mismo camino que los dos ya aprobados a fin de año por la Legislatura para otras áreas, y que marcan una política provincial orientada a consolidar la actividad hidrocarburífera como motor económico, promoviendo inversiones sostenibles y priorizando el empleo local. En breve serán elevados por el Gobernador Alberto Weretilneck al ámbito legislativo para su tratamiento.
Datos clave de los acuerdos firmados
Inversión total: USD 95,69 millones.
Bono de prórroga + Aporte al Desarrollo Social: USD 8,2 millones.
Producción actual áreas: 2.275 BOE/día (9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino).
Áreas involucradas: “Centro Este”, “Loma Montosa Oeste”, “Bajo del Piche”, “Barranca de los Loros”, “El Medanito” y “El Santiagueño”.
Plazo de prórroga: 10 años, hasta 2036 y 2037 según el bloque.
La última obra del Plan Castello es la Estación Transformadora General Conesa, inaugurada en febrero del año pasado, pero también se incluye a la ET El Solito, más los 140 kms. de Líneas de Alta Tensión que las vinculan.
A partir de su puesta en servicio, se trabajó durante el año en el aprovechamiento de las obras con el fin de consolidar en primer término un proyecto de electrificación rural entre General Conesa y Guardia Mitre. Una iniciativa clave que busca irrigar 20.000 hectáreas productivas en el Valle Inferior y que fue presentado en Guardia Mitre durante un taller de validación organizado por el Ministerio de Desarrollo Económico y Productivo junto con la Secretaría de Energía y Ambiente, en el marco del programa CIAF/AGRO XXI del Banco Mundial.
Desde la Secretaría de Energía Eléctrica explicaron que en paralelo se está trabajando en otro proyecto que saldría desde la ET El Solito hacia Conesa. Contempla la construcción de una doble terna eléctrica de 33 kV en etapas. En forma inicial serían 30 kilómetros de extensión hacia el este, cruzando el río Negro. Esto permitirá ampliar la potencia disponible para los establecimientos agropecuarios del valle de Negro Muerto, favoreciendo la producción de maíz y forrajes, además de mejorar las condiciones de vida de las familias rurales.
Néstor Pérez, secretario de Energía Eléctrica, señaló que “es un paso fundamental para el Valle Inferior y sus alrededores, ya que va a significar un salto en la disponibilidad de potencia para los productores y un mejor servicio para las familias que viven en la zona rural”.
Paralelamente, se está trabajando en la mejora de los caminos rurales o pavimentación de algunas trazas provinciales, como la Ruta 53, un aspecto requerido para reforzar el éxito productivo.
Esta electrificación no sólo representa un avance técnico, sino una apuesta al desarrollo económico y social de una región que ahora tiene la capacidad de duplicar su capacidad productiva, gracias al programa de inversiones más ambicioso en la historia provincial.
El sistema eléctrico empieza a tambalear ante el aumento de las temperaturas. Ante la inminencia de un colapso energético por un consumo histórico de la energía este jueves, el Gobierno recurre a importar electricidad de Brasil, Bolivia y Paraguay para afrontar el aumento de demanda.
En las últimas semanas, cuando el calor comenzó a sentirse con fuerza, el gobierno de Javier Milei intentó poner en marcha el Plan Verano, pero la realidad demostró que la política energética aún está lejos de ser efectiva.
Este lunes, los números hablaron por sí mismos: el consumo alcanzó los 24.500 megavatios hora (MVh), mientras que la potencia disponible superaba los 29.000 MVh. Sin embargo, lo más preocupante es la cantidad de energía importada. Mientras que países como Chile, Bolivia y Paraguay enviaron pequeñas cantidades de electricidad, Brasil aportó más de 1.760 MVh.
La dependencia de la importación de electricidad aumenta la presión sobre el sistema local, y lo más grave, es que la energía importada suele ser mucho más cara que la que se genera en el país. Esto pone en evidencia la fragilidad del sistema energético argentino.
La primera ola de calor del verano ha puesto al límite el sistema eléctrico argentino. El Gobierno, a través de la Secretaría de Energía, comenzó la importación de electricidad desde Brasil, Bolivia y Paraguay para cubrir la creciente demanda, que podría superar el récord histórico de 29.653 MW alcanzado en febrero de 2024.
Durante el pico de demanda, Buenos Aires no aportó ni un solo watt al sistema eléctrico. En cambio, la energía provino de las represas de Comahue y Salto Grande. Esto indica que las cuencas acuíferas, que sufrieron por la sequía en los últimos meses, están comenzando a recuperar niveles adecuados de hidraulicidad. En este contexto, tanto Brasil como las represas argentinas están jugando un papel fundamental para mantener el sistema energético a flote.
La situación podría empeorar. Según los pronósticos de Cammesa, el sistema de abastecimiento enfrentará una creciente demanda hasta el 16 de enero, con temperaturas que podrían superar los 40 grados en varias regiones del país. Si la importación de electricidad no es suficiente, los cortes de energía podrían ser inevitables.
Para enfrentar la contingencia, Argentina importó 2.000 MW de energía desde Brasil, representando casi un 10% del consumo diario. La mejora de la situación hídrica en Brasil, gracias a las lluvias, permitió aumentar su producción hidroeléctrica. Además, se sumaron importaciones menores desde Bolivia y Paraguay. Sin embargo, planes como el uso de barcos generadores de energía flotantes fueron descartados por falta de infraestructura.
En medio de la ola de calor, hay más de 60.000 personas que se encuentran sin suministro eléctrico. Este jueves se esperan temperaturas de 36°, mientras que no hay respuestas por parte de la compañías proveedoras.
El Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE) informó pasadas las 19 que había 33.129 usuarios sin el suministro eléctrico, como consecuencia de las altas temperaturas que llegaron a los 32°C.
De acuerdo con el reporte en tiempo real de la entidad, Edenor funciona casi con normalidad dado que serían alrededor de 3000 usuarios los afectados, mientras que las interrupciones se dan principalmente en Edesur: exceden los 60.000 durante las primeras horas del jueves.
En la Ciudad de Buenos Aires los barrios en donde más se sintió el impacto fueron Flores, Floresta, Mataderos, Parque Avellaneda, Parque Chacabuco, Vélez Sarsfield, Villa Crespo, Villa Luro, Caballito y Villa Soldati.
En cuanto a la provincia de Buenos Aires, se reportaron cortes de electricidad en Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, General Rodríguez, Guernica, Lomas de Zamora, Moreno, San Justo, San Vicente y Villa Rosa.
Este jueves se espera un pico de consumo teniendo en cuenta que las temperaturas alcanzarán los 36° de máxima, con mínimas cercanas a los 25°C, lo que mantendría los niveles de demanda en niveles extremos. En consumo, podría equivaler a 29.653 MW.
Un apagón masivo o corte de luz puede darse por distintos motivos. Esta situación genera cierto peligro sobre los electrodomésticos del hogar, por lo que es importante saber cómo cuidarlos para no llevarnos una sorpresa desagradable al momento en que retorna el servicio eléctrico.
Además, ante una problemática como un apagón, que puede derivar en un funcionamiento inestable de la corriente, los elementos del hogar están expuestos y su arreglo o respectivo repuesto puede costar caro.
Qué hacer con los electrodomésticos cuando se corta la luz
Apenas se produce el corte, uno de los puntos más importantes es desenchufar los principales aparatos tecnológicos del hogar, lo que permitirá adelantarse a la posible quemadura de algún artefacto. Esto ayudará a proteger un poco algunos elementos que pueden ser de gran costo en caso de necesitar reemplazarlo.
Similar a lo que ocurre con los electrodomésticos, la recomendación es apagar todas las teclas de luces que hayan quedado encendidas cuando se produjo el corte del servicio eléctrico.
De todos modos, puede ser bueno dejar una prendida, para enterarse del momento en que regresa la luz al hogar, aunque se deberá verificar su funcionamiento por varios minutos para confirmar que no hay subidas ni bajadas de tensión. Finalmente, cuando se considere que está estable, ya se puede encender las cosas que se consideren necesarias.
Si bien resulta como una ayuda externa, hay algunos productos que tienen la función de proteger los dispositivos eléctricos de estas problemáticas. Más allá de que representa un gasto extra, por otro lado, puede ahorrar dinero a largo plazo ya que permitirá que no se quemen algunos equipos que significarán un costo mayor después.
Estos protectores de tensión vienen en distintos formatos, por lo que su precio puede variar. Por ejemplo, para un solo enchufe ronda el precio de entre $15.000 y $25.000, mientras que aquellos que permiten conectar tres dispositivos pasan a un valor entre los $35.000 y $65.000.
La Argentina junto con Canadá y Gabón serán los únicos tres países que para el año 2031 se unirán al grupo de países que actualmente son exportadores netos de LNG. Esto, en base a un informe elaborado por S&P Global con el soporte de la US Chamber of Commerce, publicado a mediados de diciembre 2024.
El Centro Argentino de Ingenieros (CAI), reprodujo aspectos de tal informe que describe que la industria del LNG está compuesta por 20 países exportadores y más de 50 mercados importadores.
Los Estados Unidos lideran el ranking de países exportadores alcanzado actualmente el 22 % de participación en el mercado global. En el año 2023, las exportaciones de ese país alcanzaron un equivalente a 13 bcf/d representando ingresos por 34 mil millones de dólares.
El informe fue elaborado con el objeto de analizar el impacto en el mercado local y a nivel global del crecimiento de las exportaciones de LNG de origen estadounidense. El documento fue hecho público hace poco tiempo, con un estudio de alcance similar elaborado por la secretaría de Energía de EEUU.
Se acerca la cumbre FES Argentina, que tendrá lugar el próximo 26 y 27 de febrero y dará inicio a la gira 2025 de Future Energy Summit (FES), la alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam y plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables.
El evento se llevará a cabo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y congregará a más de 500 líderes del sector, incluyendo CEOs, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región.
Las jornadas contarán con más de 50 disertantes a lo largo de más de 10 paneles de debate, en los que se abordarán las perspectivas 2025, el futuro de los proyectos renovables, tendencias y tecnologías emergentes en el camino de la transición energética y el el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo del sector, entre otros puntos.
Tal es así que FES Argentina ya cuenta con la confirmación de diversos referentes de los sectores público y privado, quienes debatirán sobre retos y oportunidades para impulsar nuevas inversiones en República Dominicana y resto de la región.
Incluso, se destaca la participación de la secretaria de Energía de Santa Fe, Verónica Geese, el Subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni y el presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado(EPSE) de San Juan, Lucas Estrada.
Mientras que del lado privado también se destaca la presencia de empresas de renombre dentro de la industria, ya sea porque se han adjudicado proyectos en licitaciones públicas y privadas, son fabricantes de componentes o bien impulsan iniciativas que generen un cambio sistémico hacia la igualdad de oportunidades:
Nahuel Vinzia – CEO – Coral Energy
Víctor Sobarzo – Senior Manager, Business Development – South América – JA Solar
Fernando Roberto Bonnet – CEO – Central Puerto
Héctor Erdociain – CSO & CTO – Chemik
María Verónica Barzola – Presidenta – Asociación de Mujeres en Energías Sustentables
Además, las firmas Huawei, Trina Solar, Goldwind, Canadian Solar, Yingli Solar, PCR y Risen también acompañarán el evento FES Argentina, que promete exclusivos paneles debate y el más sofisticado networking.
No se pierda la oportunidad de asistir y adquiera su entrada para el 26 y 27 de febrero para acceder a los salones de conferencias, espacios de entrevistas y pactar reuniones para explorar sinergias y nuevos negocios.
La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay finalmente lanzó la licitación para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque solar Melo, de 75 MW de potencia.
El proyecto se instalará en el departamento de Cerro Largo (noreste del país) y también contempla ampliaciones a ejecutar en la estación transformadora Melo B; mientras que las ofertas podrán presentarse inicialmente hasta las 13 horas del viernes 7 de marzo del corriente año; aunque es preciso señalar que UTE tendrá tiempo hasta el 19 de febrero para recibir solicitudes de prórrogas de la convocatoria (si las hubiera).
Esto significa que la convocatoria llega apenas meses antes de la asunción del nuevo gobierno a cargo de Yamandú Orsi y se definirá con las nuevas autoridades ya en el poder, por lo que también podría darse con nuevos nombres al frente de UTE.
El parque tendrá una potencia instalada en inversores de al menos 78 MW y un máximo de 83 MW de potencia en corriente alterna en condiciones ST, lo que significa que la suma de las potencias unitarias de los inversores, consideradas en dichas condiciones STC, debe ser igual o superior a 75 MW y como máximo de 80 MW.
Mientras que en cuanto a los paneles solares, debe tener al menos 85 MWp y máximo 100 MWp de potencia en condiciones STC.
El proyecto llave en mano tendrá un plazo máximo de finalización de las obras de 730 días corridos (2 años) contados a partir de la fecha de la firma de la notificación contrato, y las instalaciones deberán estar diseñadas para tener una vida útil de treinta años.
Cabe recordar que, tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota)esta es segunda licitación prevista por UTE en los últimos años tras la adjudicación de del parque solar Punta del Tigre (Teyma resultó ganadora), a fin de incorporar módulos de 100 MW solar por año a partir de 2026 para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047.
Más características de la licitación
El monto total cotizado para suministros y materiales principales del proyecto (paneles solares, inversores, estructuras y centros de transformación) no podrá superar los UYU 1.200.000.000 (alrededor de USD 27.288.000 al tipo de cambio actual); en tanto que la cotización por la puesta en servicio y recepción final deberá ser menor a UYU 100.000.000 (USD 2.274.000).
En ambos límites definidos precedentemente, de cotizar en moneda extranjera, se aplicará el tipo de cambio billete vendedor que rija al cierre del último día hábil anterior a la fecha de apertura de las ofertas, publicados por la Mesa de Cambios del Banco Central del Uruguay.
Además, el proyecto contará con un porcentaje obligatorio de componente nacional, tanto en cuanto recursos humanos como bienes de capital.
El 80% del total de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra, y que desempeñen sus actividades en territorio nacional, corresponderá a ciudadanos uruguayos o personas extranjeras que hagan sus aportes en institutos de seguridad social nacionales.
El 50% de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra (sin considerar administrativos y servicio de limpieza) deberá corresponder a personal de sexo femenino y/o personas menores de 24 años o mayores de 50 años a la fecha de su ingreso en funciones.
Y por el lado del equipamiento de las instalaciones del parque fotovoltaico en el departamento Cerro Largo, se deberá sumar 60 puntos en la siguiente matriz.
La generación distribuida se está posicionando como el motor principal del cambio energético en América Latina, de modo que fue uno de los grandes focos del mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone, que congregó a más de 400 líderes del sector energético regional.
Marco Ricci, jefe de Desarrollo de Negocios LATAM de Solis, remarcó que la tendencia está vinculada a la implementación de regulaciones que permitan la transición energética y subrayó que 2025 será un año decisivo para los proyectos renovables conectados en redes de distribución.
“Estoy convencido que habrá un crecimiento significativo del sector, especialmente en la generación distribuida, a la par que seguramente se solucionarán diversos problemas para los grandes proyectos”, aseguró Ricci, quien observa cómo los mercados de la región avanzan hacia la implementación de regulaciones clave para transformar la estructura energética.
El caso de Perú es un ejemplo claro, con la reciente aprobación de un decreto que permite la inyección de energía generada a la red, fomentando la participación activa de los usuarios; o mismo en países en países que eliminen barreras normativas y promuevan la interconexión, haciendo más accesible el desarrollo de proyectos distribuidos.
“Mientras que en Argentina, eliminando el subsidio a la energía y el cupo a la importación, vimos que en los últimos 5-6 meses hubo casi 50 MW de generación distribuida, cuando antes era un mercado donde el promedio era de 5 MW al año”, añadió Ricci.
El año 2025 también marcará un hito para Solis, ya que celebrará su 20 aniversario como fabricante de inversores fotovoltaicos e inaugurará la ampliación de su fábrica, por la que será capaz de producir 125 GW anuales.
“Asimismo, en conjunto con los fabricantes de módulos fotovoltaicos, que cada vez sacan productos más potentes, el desafío será el desarrollo tecnológico para los mercados, los retos que cada uno de ellos tiene en cuanto a detalles legislativos, de redes y más”, indicó el jefe de Desarrollo de Negocios LATAM de la compañía.
“Desde Solis lanzamos una cantidad importante de nuevas familias de inversores, muchos van hacia el almacenamiento (clave en el mercado), pero también es relevante entender la evolución y los proyectos de generación distribuida. Es decir, la necesidad específica de cada proyecto”, apuntó Ricci en un contexto del año 2025 en el que la GD se perfila como uno de los grandes vehículos que impulsará la transformación energética en LATAM.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, Marisol Neira, directora de Cuentas Clave para Latinoamérica de ZNShine Solar, compartió los planes y estrategias que la compañía está implementando para diversificar su portafolio en la región.
“Estamos trabajando muchísimo en atender diferentes nichos de mercado, desde módulos flexibles hasta módulos para utility de un poquito más de capacidad”, afirmó Neira, destacando el enfoque en la adaptabilidad de su oferta de productos para satisfacer las necesidades específicas de cada cliente.
La compañía se encuentra apostando por la eficiencia como eje central de sus innovaciones. Según la ejecutiva, “nosotros como fabricantes de módulos estamos súper enfocados en lo que es aumentar eficiencia más que aumentar tamaño. Yo siento que casi todos manejamos los tamaños estándares”. Este enfoque busca garantizar que los proyectos aprovechen al máximo las capacidades tecnológicas actuales sin comprometer la adaptabilidad.
El mercado latinoamericano se posiciona como una prioridad para ZNShine, especialmente en países como Chile, que estaría recobrando fuerza. Para este 2025, Neira señaló que “vamos a estar muy enfocados en todo el mercado PMGD en el caso de Chile y de utilities”, además de consolidar su red de distribución para el segmento de netbilling, establecido con éxito en 2024.
Por otro lado, el desarrollo de soluciones BIPV (Building Integrated Photovoltaics) estaría en auge en Latinoamérica, de acuerdo con ZNShine; por lo que la empresa está trabajando en módulos de colores para fachadas y techos, principalmente módulos negros, una tendencia muy popular en Europa que ya está ganando terreno en América. “En la parte de BIPV vamos a estar trabajando módulos de colores para fachadas, para techos también de negro, que es algo que se mueve muchísimo en Europa y ya está llegando aquí a Estados Unidos y México”, explicó Neira.
En línea con lo anterior, ZNShine también está innovando con paneles flexibles que, según la directora de cuentas claves de la región, “están pegando supremamente fuerte”, alcanzando potencias de hasta 510 W.
Todo lo anterior es una muestra de que la empresa pone un enorme énfasis en investigación y desarrollo. Según Neira, están explorando tecnologías innovadoras con grandes resultados, como el obtenido recientemente en el uso de vidrio con grafeno para reducir el impacto del soiling factor, mejorando así la eficiencia operativa de los módulos.
Retos del mercado y compromiso ambiental
El precio de los módulos siempre es un tema de análisis en sector fotovoltaico. Neira advirtió durante FES Southern Cone que “la reducción del rebate que teníamos en China ya nos afecta con un 4% más en costos, y nos anuncian que puede llegar al 13%”. Sin embargo, subrayó la importancia de una comunicación constante con los clientes para mantenerlos informados sobre los cambios en precios, eficiencia y potencia, así como llevarlos a considerar el impacto de la inestabilidad en los costos de transporte marítimo en su definición del costo total.
Pero no todo es precios. ZNShine va un poco más allá para dar respuesta a problemáticas de fondo como ser el reciclaje y se ha comprometido con la sostenibilidad con iniciativas concretas en la región. “Estamos logrando alianzas locales en cada país para empezar a trabajar el tema del reciclaje de paneles porque nos damos cuenta de que eso no es algo que va a pasar en el futuro, está pasando hoy”, aseguró. En Chile, por ejemplo, la empresa colabora con un laboratorio de renombre donde grupos como Acciona y Enel ya están efectuando ensayos que permiten reciclar hasta el 98% de los materiales de los paneles luego de su vida útil óptima para la generación fotovoltaica.
Huawei Digital Power ha publicado las “10 tendencias principales de FusionSolar 2025” bajo el lema «Innovación integrada para un futuro inteligente, acelerando la energía fotovoltaica para convertirse en la principal fuente de energía».
Steven Zhou, presidente de la línea de productos Smart PV & ESS de Huawei Digital Power, dio a conocer las 10 tendencias principales de FusionSolar junto con un documento técnico, proporcionando una visión a futuro para el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica y de almacenamiento de energía.
Según Steven Zhou, las políticas de energías renovables han sido favorables en 2024, y la industria fotovoltaica y de almacenamiento de energía mantendrá un crecimiento positivo en 2025. En medio de la transición energética mundial, la industria está dando paso a oportunidades sin precedentes. Como contribuyente clave a esta transición, Huawei Digital Power predice las 10 principales tendencias futuras en el desarrollo de la industria basándose en sus prácticas a largo plazo y sus profundos conocimientos, que van desde las tecnologías básicas hasta las aplicaciones basadas en escenarios. Huawei Digital Power se compromete a acelerar la fotovoltaica para que se convierta en la principal fuente de energía.
Tendencia 1: Los generadores de energía renovable acelerarán la energía fotovoltaica como fuente principal de energía
Se han realizado prácticas exhaustivas en tecnología de generadores de energía renovable en términos de investigación teórica, desarrollo de productos, demostraciones, pruebas y aplicaciones a gran escala. Esta tecnología es crucial para los nuevos sistemas energéticos, transformando rápidamente la energía fotovoltaica en la principal fuente de energía.
Tendencia 2: Formación de redes en todos los escenarios
El almacenamiento de energía y la formación de redes garantizarán la estabilidad a largo plazo de los nuevos sistemas de potencia. Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés) desempeñan un papel fundamental en la generación, transmisión, distribución y consumo de energía en un nuevo sistema de potencia. El ESS con formación de red aplica un control estable de voltaje, frecuencia y ángulo de potencia, permitiendo que el nuevo sistema energético funcione de manera estable durante largos períodos.
Tendencia 3: Seguridad del ESS desde la celda hasta la red
La seguridad del ESS es fundamental. Un sistema de protección de seguridad más robusto promoverá el desarrollo de alta calidad de la industria. Para garantizar la seguridad de los ESS, es necesario un sistema de protección de alto nivel, desde las celdas de las baterías hasta las redes eléctricas. El ESS debe garantizar que no se propaguen incendios ni explosiones, así como aislar automáticamente los fallos de la red eléctrica y recuperarse de ellos, garantizando la seguridad y la fiabilidad durante todo el ciclo de vida.
Tendencia 4: Inteligencia durante todo el ciclo de vida
Las plantas de energía renovable operarán automáticamente durante todo su ciclo de vida. En el futuro, seguirán apareciendo centrales de potencia con capacidades superiores a los GW. La gran escala, los entornos adversos y la complejidad de las operaciones se convertirán en desafíos clave. Al aprovechar tecnologías como 5G, computación en la nube e Internet de las cosas (IoT), cada central de potencia del futuro será digitalizada, logrando una gestión digital, inteligente y sin intervención humana.
Tendencia 5: Alta frecuencia y densidad
Las tecnologías digitales y de semiconductores de tercera generación aumentarán la densidad de potencia de los convertidores electrónicos de potencia y mejorarán la calidad y la eficiencia de los sistemas PV+ESS. Se calcula que la densidad de potencia de los inversores fotovoltaicos y los sistemas de conversión de potencia (PCS) del ESS aumentará más de un 30% en los próximos tres a cinco años, mejorando aún más la calidad y eficiencia de los sistemas fotovoltaicos.
Tendencia 6: Alta tensión y fiabilidad
La aplicación de alta tensión reducirá el LCOE de los sistemas PV+ESS, y el diseño de alta fiabilidad optimizará la disponibilidad y seguridad del sistema. La fiabilidad de los equipos mejorará gracias a la innovación técnica. La monitorización en tiempo real de los parámetros de funcionamiento permite a los equipos detectar fallos con precisión y tomar medidas de protección proactivas, minimizando el impacto de los fallos. Es más, el mantenimiento predictivo impulsado por IA y la innovadora arquitectura de potencia de doble etapa pueden implementar la advertencia de fallos y la protección del sistema por adelantado, garantizando una alta fiabilidad del sistema y apoyando las operaciones estables de la red eléctrica.
Tendencia 7: Microrred 100% renovable
Las microrredes renovables económicas y estables serán las preferidas en zonas con escasez de electricidad. La arquitectura de tres capas con formación de red estable, control flexible y programación inteligente, junto con el rápido desarrollo y la reducción de costos de las tecnologías PV+ESS, hacen realidad las microrredes de energía 100% renovable. Esto permite a las zonas sin electricidad o con electricidad insuficiente utilizar la electricidad de forma flexible.
Tendencia 8: PV+ESS+Cargador+Sinergia de Carga
Las redes de distribución de energía obtendrán mayor flexibilidad, acelerando la implementación de la energía verde en diversas industrias. En el futuro, la gestión colaborativa de sistemas fotovoltaicos, ESS, cargadores y cargas podrá mejorar la seguridad de la generación de energía y la predicción de la demanda, aprovechar el efecto complementario de la energía fotovoltaica distribuida y las cargas de carga ajustables, y mejorar la capacidad de equilibrio de la red de distribución de energía. De este modo, la oferta y la demanda de la red eléctrica pueden equilibrarse a nivel local, en zonas cercanas y entre regiones, acelerando la implementación de la energía verde en todas las industrias.
Tendencia 9: Compartir la energía en comunidad
Evolucionando del autoconsumo a la comunidad compartida, la energía verde circulará y se coordinará mejor entre los hogares. En el futuro, los sistemas energéticos se agregarán desde una familia individual a toda una comunidad, implementando el uso compartido de la energía dentro de la comunidad y la gestión independiente de la energía en la región. La electricidad dentro de una comunidad también puede intercambiarse en el mercado eléctrico por centrales eléctricas virtuales. Esto no sólo mejora la estabilidad de las redes eléctricas regionales, sino que también permite que más electricidad verde procedente de los hogares posibilite la circulación de la energía y los beneficios mutuos.
Tendencia 10: Adaptación flexible a todos los modelos de negocio
Las plataformas integradas se adaptarán a modelos de negocio diversificados y crearán más beneficios. Los ESS del futuro deberán tener un diseño de arquitectura flexible. Sobre la base de un conjunto de configuraciones de hardware, debe soportar una expansión flexible de la capacidad y una evolución fluida a través de una alta integración de software y hardware, y aplicarse a múltiples modelos de negocio. Además, el ESS debe estar abierto para compartir energía y puede interconectarse con el mercado eléctrico, adaptándose con flexibilidad a todos los modelos de negocio y apoyando eficazmente el desarrollo de nuevos sistemas de energía.
La innovación tecnológica está acelerando la fotovoltaica para convertirse en la principal fuente de energía, una tendencia que remodelará el panorama de la industria fotovoltaica y de almacenamiento de energía. Huawei FusionSolar se compromete a trabajar con los clientes y socios globales para liderar el desarrollo de la industria fotovoltaica y de almacenamiento de energía con ideas e innovación y acelerar la fotovoltaica para convertirse en la principal fuente de energía para todos los hogares y empresas, la construcción de un futuro mejor y más verde.
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La Sala de la Cámara de Diputadas y Diputados de Chile aprobó en general, con 97 votos a favor, 25 en contra y 4 abstenciones el proyecto de ley presentado por el Gobierno que tiene como objetivo extender la cobertura del subsidio eléctrico para familias vulnerables.
El ministro de Energía, DiegoPardow, destacó este nuevo avance de la iniciativa y subrayó el apoyo transversal que tuvo proyecto de ley desde todos los sectores políticos. “Quiero quedarme con la voluntad transversal que se expresó hoy de poner a las personas, las necesidades de las zonas rurales representadas por la APR y las necesidades de las familias de electrodependientes en el centro. Como Ejecutivo seguimos disponibles para tratar de construir diálogo y ojalá avanzar en votaciones más extensas todavía de las que se vieron hoy”, afirmó la autoridad.
En la sesión se dio luz verde a la creación de una sobretasa al impuesto verde a las emisiones de CO2 y al aporte fiscal a través de la mayor recaudación de IVA producto del alza de las tarifas eléctricas para financiar la ampliación de este beneficio.
Por su parte, se rechazó por un voto la creación de un nuevo cargo al Fondo de Estabilización de Tarifa (FET) con recursos provenientes de los PMGD, aunque el ministro Pardow señaló que se evaluará la posibilidad de “reponerlo o modificarlo” en el siguiente trámite en el Senado.
Además, durante la votación, se reincorporó por amplia mayoría la propuesta que busca reducir las tarifas eléctricas para MiPymes y Servicios Sanitarios Rurales mediante la creación de bolsas de precio preferente de energía, la que había sido rechazada previamente en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara.
En la sesión también se aprobó la indicación para ampliar y entregar de manera automática el subsidio para pacientes electrodependientes que se encuentran en el registro nacional, desde los actuales 50 kWh a 200 kWh mensuales.
La propuesta ahora será discutida en su segundo trámite legislativo en el Senado.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, recibió en Rawson al embajador de Alemania en Argentina, DieterLamlé. Junto a integrantes de su Gabinete, el mandatario puso en valor el vínculo estratégico con el país europeo en materia energética y productiva, y destacó el potencial de la provincia para la radicación de nuevos emprendimientos e inversiones en todo el territorio.
Durante el encuentro, desarrollado esta mañana en la Residencia Oficial, el titular del Ejecutivo chubutense y el diplomático alemán remarcaron el posicionamiento de la provincia en el plano nacional e internacional, y acordaron el desarrollo de una agenda de trabajo articulada para el fortalecimiento de las distintas industrias chubutenses, especialmente la vinculada a energías renovables.
Motor energético
Acompañado en la reunión por el ministro de Economía, Andrés Meiszner; y el secretario de Infraestructura y Planificación, Hernán Tórtola; el gobernador expuso las ventajas de la provincia “para este tipo de producción” y aclaró que “no solo tenemos los mejores rindes de viento, sino que contamos con puertos de aguas profundas que son ideales para la exportación”.
Al respecto, el mandatario precisó que las ventajas de Chubut en la generación de energías renovables “también favorecen a los inversores porque la capacidad de recuperación de la inversión es más rápida que en cualquier otra provincia de la Argentina”. En este aspecto, Torres consideró esencial “atraer financiamiento internacional para poner en marcha las obras necesarias que garanticen que Chubut siga siendo el motor energético del país”.
El gobernador habló además de la “importancia de nacionalizar el potencial eólico y el hidrógeno verde”, y reveló en ese orden que “con el transporte adecuado, podemos triplicar la capacidad y bajar los costos de la energía”.
Marco regulatorio
En el mismo sentido, y ante el interés del país europeo en “producir hidrógeno verde en la provincia y exportarlo a Alemania”, Torres se comprometió a trabajar con los jefes de los distintos bloques legislativos para impulsar la sanción de un marco regulatorio acorde para la industria.
“Vamos a coordinar una ronda de negocios internacional para el sector, nos interesa hacer un proyecto grande de hidrógeno verde en Chubut y por eso estamos muy esperanzados de que salga la nueva ley que está en discusión en el Senado nacional”, expresó Lamlé al término del encuentro.
La jueza Loretta Preska, del Distrito Sur de Nueva York, ordenó este martes a la Argentina entregar la información solicitada por los beneficiarios del fallo por la expropiación de YPF, que el país perdió en primera instancia en el proceso llevado a cabo en Estados Unidos. El pedido incluye datos sobre la ubicación del oro argentino que está en las reservas del Banco Central.
La jueza había declarado en mayo pasado a YPF y al Banco Central como posibles alter ego de la Argentina y ordenó al país proveer información de los últimos dos años para probar la relación de la petrolera y la entidad monetaria con el Estado.
El pedido se produce en medio de las negociaciones entre la Argentina y los demandantes del juicio por la expropiación de YPF, en el que la jueza Preska falló en contra del país y lo obligó a pagar una sentencia de US$ 16.100 millones por indemnización a los fondos Burford Capital y Eton Park.
Si bien la defensa argentina apeló el fallo, nunca depositó la garantía mínima que se pedía para evitar embargos.
Así, mientras transcurre de manera paralela el proceso para que los jueces de segunda instancia revisen la sentencia de Preska en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, los demandantes presionan por cobrar su indemnización y piden a la jueza embargar activos del país.
Los beneficiarios del fallo están pidiendo información desde marzo a la Argentina sobre su relación con ciertas entidades manejadas por el Estado, como YPF, Aerolíneas Argentinas, Banco Nación, Arsat, Enarsa y el Banco Central.
La Argentina se opone a entregar cierta información porque dice que no es relevante, mientras los fondos señalan que eso lo tiene que decidir la jueza.
“Preska lanzó una advertencia al país diciendo que ‘se ha invertido más tiempo y dinero en defender la entrega de estos documentos que en realizar dicha entrega’”, dijo Sebastián Maril, director de Research for Traders, quien sigue los juicios contra el Estado en el exterior.
“Los acreedores de los fallos contra YPF están exigiendo detalles como los mensajes SWIFT que revelen resúmenes de cuentas en instituciones bancarias específicas que hayan realizado o recibido pagos en nombre de la República. También están solicitando información sobre cuentas soberanas tanto en Argentina como en Estados Unidos, incluso si estas cuentas pudieran estar protegidas contra embargos”, precisó Maril.
Garantìa de pago
Para que la Argentina pudiera evitar el embargo de fondos, la jueza Preska determinó una garantía de pago que solicitaron los fondos.
Esa garantìa equivalía a entregar un tercio de las acciones de YPF y un supuesto crédito a favor con Paraguay por la construcción de la represa de Yacyretá.
Ninguna de las opciones era viable para el Estado, ya que para entregar o vender acciones de YPF es necesario tener la aprobación del Congreso.
El Gobierno convocó para el próximo 6 de febrero a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas. Allí habrá, entre otros, dos puntos clave para la administración libertaria: se avanzará con una fórmula automática de ajuste y se buscará impedir los cortes para los usuarios que no paguen tasas municipales, algo que tiene al ministro de Economía Luis Caputo en guerra con los intendentes bonaerenses.
Mediante la Resolución 16/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada en el Boletín Oficial, se pretende dejar “claro que la facultad de corte del servicio (de gas) sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio“.
Con ese objeto, el Enargas convocó a la audiencia pública con la propuesta de tratar -entre otros asuntos- una “modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”. Es decir, se cambiará el reglamento del servicio para alentar a que los contribuyentes paguen sólo los conceptos relacionados con el servicio de gas y no consideren esencial pagar las tasas municipales que se incluyan en la factura de ese servicio.
La pelea entre Caputo y los intendentes se remonta al año pasado, cuando el ministro empezó a emitir diversas resoluciones para desalentar que los usuarios paguen las tasas municipales que aparecen en las facturas de servicios. No sólo eso, sino que amenazó con cerrar sucursales del Banco Nación en los distritos que insistan con el cobro de tasas.
Pero la prohibición del cobro provocó una reacción en cadena de los intendentes de Unión por la Patria en el conurbano, que presentaron recursos judiciales para que se les permita sortear esa veda dispuesta. Y una docena de ellos consiguieron fallos favorables, que les permitirán por ahora mantener las percepciones locales atadas a facturas como las de Edesur y Edenor.
Tras la última amenaza del ministro con recortar fondos coparticipables que envía a las provincias si no bajan las tasas, un grupo de jefes comunales salieron al cruce del funcionario, algunos recordando su rol de “endeudador” en el Gobierno de Mauricio Macri.
Por otra parte, en la audiencia se debatirá una nueva fórmula de ajuste tarifario automático para el servicio que llevan adelante TGN, TGS, Metrogas, Naturgy y Camuzzi, entre otras empresas. En 2024, las boletas de gas subieron 531%, en promedio.
De esta manera, el Ministerio de Economía busca poner en marcha la revisión quinquenal de tarifas (RQT) de transporte y distribución de gas. Es un mecanismo por el cual se determinan las inversiones que tienen que hacer las empresas, por un lado, y se establece la fórmula de ajuste de las tarifas que el Estado tiene que cumplir. Es decir, se busca darles previsibilidad a las empresas y a los usuarios acerca de cómo serán los aumentos y con qué frecuencia se aplicarán.
Luego de un inicio de verano con temperaturas templadas, el 2025 llegó con un aumento en el mercurio por una ola de calor que afecta a la región. En este contexto, esta semana podría registrarse un hito en demanda energética y Edgardo Volosín, director ejecutivo de Edenor, se refirió al impacto que puede tener el uso simultáneo de aires acondicionados llamando a un uso responsable de la energía.
Este jueves se estima que la temperatura máxima puede superar los 35 grados y la sensación térmica ser aún más alta, por lo que Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) estima que la demanda podría llegar a los 29.662 megawatts (MW), superando la marca histórica de los 29.653 MW que se registró en febrero de 2024.
Volosín, en diálogo con Urbana Play, detalló cuales son los desafíos que presenta el sistema energético en este contexto de alta demanda. “Se espera que este jueves la temperatura alcance los 36 grados, lo cual no es el pico más alto que hemos visto históricamente, pero sí pone estrés en el sistema eléctrico por diversos factores”, indicó el director de Edenor.
Cabe señalar que enero suele ser un mes con menor consumo en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) por la temporada de vacaciones, pero sin un consumo responsable puede presentarse un escenario complejo. “El problema principal no es solo la cantidad de energía que se consume, sino cómo se consume. El uso de aires acondicionados es uno de los factores más críticos”, indicó Volosín.
En este sentido, agregó: “Muchas veces entramos a una casa y vemos que hay tres o cuatro aparatos prendidos al mismo tiempo, incluso en habitaciones donde no hay personas. Esta simultaneidad genera un impacto muy alto en el sistema”. Remarcó, también, que los aires acondicionados pueden representar hasta un 25% del consumo eléctrico en momentos de alta demanda: “Ese 25% usado de manera simultánea tiene un impacto altísimo. Si bien puede parecer un porcentaje relativamente bajo, en el contexto de un sistema que ya está exigido, la simultaneidad lo sobrecarga y produce efectos no deseados”.
En cuanto al incremento de la demanda, Volosín señaló que “el aumento es de un 3% anual y esto se ha sostenido por años. Esto genera la necesidad de dotar al sistema de transporte de mayor capacidad y confiabilidad para poder atender ese crecimiento natural”. Al mismo tiempo, indicó que las inversiones recientes no alcanzan para cubrir los años de desfinanciamiento: “Venimos de décadas de atraso tarifario que generaron una falta de inversión. Esto dejó al sistema en una situación frágil, con el 40% de las instalaciones al final de su vida útil”.
En el caso de Edenor, Volosín valoró la calidad del servicio que ofrece la empresa: “Los índices de calidad actuales son los mejores desde que Edenor comenzó a operar en 1992. Se miden con parámetros internacionales como la cantidad y duración promedio de los cortes por año, y en ambos casos hemos logrado mejoras significativas”.
Además, se refirió a las importaciones de energía: “Esto es algo habitual en momentos críticos. Hemos importado energía de Brasil durante muchos años, y en otros casos, también desde Chile, Uruguay y Bolivia. Siempre que las razones sean técnicas, estas operaciones se realizan sin problemas”. En cuanto a las tensas relaciones diplomáticas con Brasil, Volosín remarcó que “estas cuestiones se manejan de manera técnica, no política. Nunca hemos tenido inconvenientes con Brasil por razones que no fueran estrictamente técnicas”.
El Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se encuentra enfocada actualmente en la intervención y participación de los cambios que están aconteciendo las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral, con el fin de lograr transiciones ordenadas que fomenten la actividad, atento a las directivas pautadas por el gobernador Claudio Vidal.
De esta manera, durante el año 2024, se buscó construir un escenario de transición progresiva, que permitiera dar continuidad de las operaciones en las concesiones, incentivando el desarrollo de la industria y la generación de empleo genuino en Santa Cruz.
Es por ello que los objetivos giraron en torno al sostenimiento de los niveles de producción, contrarrestando la tendencia declinatoria; el mantenimiento y la generación de puestos de trabajo; el incentivo del desarrollo de áreas maduras, a través de proyectos de secundaria, terciaria y licitaciones de áreas vacantes; como así también la gestión de acuerdos que garantizaran la continuidad de la actividad, de manera prolongada.
También se trabajó en el incremento de las actividades de contralor y la fiscalización de los yacimientos, preservando el medio ambiente; ampliar el horizonte energético provincial, a través de la exploración de nuevas áreas, haciendo especial hincapié en el potencial de la nueva ventana productiva no convencional de la formación Palermo Aike, con la posibilidad de atraer nuevos inversores; en el aumento de la participación de empresas locales, proveedoras de insumos y prestadoras de servicios; junto al fomento permanente de la capacitación de los operarios del sector.
Para alcanzar estos objetivos, en el último semestre del año, se concretó la cesión de áreas Koluel Kaike – El Valle y Piedra Clavada, de Pan American Energy a Crown Point, comprometiendo para este desarrollo, una inversión de 41,5 millones de dólares hasta el 2026 en la producción de petróleo y gas; logrando además la implementación de un programa de trabajo contingente, que incluye la perforación de diez pozos adicionales, entre otras actividades, lo que implicaría una inversión de 90,8 millones de dólares.
Por su parte, PAE se comprometió a mantener sus operaciones en Cerro Dragón, avanzando con la exploración del área vecina Meseta Cerón Chico, ambas ubicadas en el norte de Santa Cruz, destacándose que en 2024 la compañía se encuentra ejecutando un plan de inversiones que alcanzará aproximadamente 90 millones de dólares en el año, lo que incluye la perforación de 22 pozos de desarrollo, un plan de 25 intervenciones de pozos en Cerro Dragón, y un pozo exploratorio en el área Meseta Cerón Chico, este último que de resultar exitoso, se podría desarrollar en los próximos años un potencial plan de trabajo de 35 pozos productores e inyectores en dicha área.
Además, luego de un largo proceso de trabajo y en conjunto con el impulso de la nueva gestión, se ha logrado culminar con el otorgamiento de prórrogas en las áreas El Valle, cuyo concesionario es Ingeniería Alpa S.A., y Anticlinal Aguada Bandera, perteneciente a Quintana E & P, logro a destacar dado que implica el desarrollo de áreas marginales en la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad y el compromiso de nuevas inversiones en las mismas.
En relación a las posibilidades y expectativas que representa la producción no convencional, con los primeros resultados de la exploración en la formación Palermo Aike, se busca producir de manera sostenida, y alcanzar acumuladas de hidrocarburos equivalentes a otras cuencas en desarrollo, por lo que el principal desafío es reducir costos operativos, a medida que la producción aumenta y lograr su rentabilidad.
Para alcanzar esta meta, se trabaja fuertemente en promocionar su potencial, y con esto, la nueva ventana productiva en la Cuenca Austral con la posibilidad de atraer nuevos inversores y, en consecuencia, aprovechar los múltiples beneficios para la Provincia, en lineamiento con los objetivos marcados por el gobernador Claudio Vidal.
Cabe destacar que este pozo se encuentra en el yacimiento Cañadón Deus, un área dentro de la Concesión El Cerrito, con una inversión que rondó los 60 millones de dólares, representando el primer pozo no convencional tipo shale, a través de la asociación entre YPF y CGC. Cuenta con una profundidad vertical de aproximadamente 3.500 metros, una rama horizontal de 1000 metros e implicó 12 etapas de fracturas. La perforación comenzó el día 20 de octubre de 2023 y finalizó el 21 de febrero de 2024.
Con este panorama, la empresa YPF anunció días atrás ante el Gobernador el inicio de la exploración No Convencional en las áreas La Azucena y El Campamento Este, también en la zona de Palermo Aike, abarcando con sísmica 3D mas de mil kilómetros cuadrados, que generará alrededor de 110 nuevos puestos de trabajo, lo que sumado al resultado obtenido del Maypa.x-1, en caso de ser positivo, fomentará una aceleración en dichos compromisos y abrirá nuevos horizontes de inversión no convencional.
Desde la Secretaría se hace un permanente seguimiento de los permisos exploratorios, a los efectos de garantizar el cumplimiento de las inversiones propuestas, y de este modo continuar sosteniendo la producción.
En materia de inspecciones, se buscó aumentar la presencia de representantes de la Autoridad de Aplicación en cada uno de los campos, asegurando un mayor control de desvíos encontrados. Es así que en la CGSJ, se realizaron 71 inspecciones, distribuidas en un 51% YPF, 31% CGC Energía, 1% PAE, 1% Alianza, y el resto a Quintana e Ing. Alpa. En CA se realizaron 52 inspecciones distribuidas en un 50% CGC, 37% Interoil, 12% Enap – se inspeccionaron todas las plataformas – y el resto a Petrofaro.
Las tareas abarcan controles de rutina en plantas de tratamientos de crudo; certificación de volúmenes entregados entre empresas operadoras; control de calibración de puntos de medición de venta de petróleo y gas en condición de venta; control de calibración de puntos de medición de gas combustible; control de actividad en equipos de perforación y terminación; control de Producción y de compromisos de inversiones declaradas por concesionarias, sobre todo en el marco de los trámites de cesión de áreas mencionados previamente; entre otras.
Finalmente, también desde la Secretaría, se lleva adelante el control de regalías, y atento a las modificaciones a la Ley Nacional, se estableció una nueva metodología de cálculo para la determinación del canon hidrocarburífero, por lo que se iniciaron reclamos – en 2024 – por aproximadamente por USD 2.500.000.
En paralelo, se cobraron reclamos por ajustes de precios a PAE, por USD 578.000; a YPF por USD 4.000.000; y a CGC por USD 143.000.
El informe mensual, desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que en noviembre de 2024 la producción del sector decreció un 4% respecto al mes anterior.Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa también una caída del 3% a nivel sectorial; mientras que el acumulado del año para este mes refleja valores negativos, cayendo un 4%, afectado por todos los subsectores.
El relevamiento de la CIQyP® marcó que las ventas locales también se vieron impactadas, con una baja del 14% respecto al mes anterior, lo que algunas empresas atribuyen a una disminución en el volumen y en los precios de venta. En términos interanuales, todos los subsectores fueron afectados, con una caída del 37%, salvo los básicos orgánicos. El acumulado anual también refleja una disminución del 28%.
A su vez, el Informe de la Cámara resaltó que las exportaciones, durante noviembre 2024, presentaron una recuperación con un aumento del 8% respecto al mes anterior. En cuanto a la variación interanual también se observa un aumento importante, del 82%, favorecido por los subsectores básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año está en un 38 % arriba, ayudado por todos los subsectores salvo los básicos inorgánicos que se mantuvieron sin cambios.
Valores positivos
La reseña llevada adelante por la CIQyP® mostró que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró valores positivos tanto en el interanual (53% – *este incremento se debió a que en el año 2023 hubo paradas de planta no programadas, que no se realizaron durante el 2024) como en el acumulado del año (4%) en producción; mientras que tuvo caída en la variación mensual. Por su parte, en las exportaciones los números fueron positivos, del 6% intermensual y del 7% interanual; mientras que un 11% negativo en el acumulado del año. En lo que respecta a las ventas locales todas las variables fueron negativas.
Durante noviembre 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 24,46% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 18.46% en las importaciones y del 6,59% en las exportaciones.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2024 tuvo un uso promedio del 54% para los productos básicos e intermedios y del 83% para los productos petroquímicos.
Las ventas locales
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre del 2024, alcanzaron los 327 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.548 millones en los once meses de ese año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “noviembre ha sido otro mes complejo para el sector Químico – Petroquímico, con caídas importantes en producción y ventas locales, pero con un aumento de las exportaciones lo cual explica la competitividad del sector para salir al exterior. El contexto sigue siendo desafiante, aunque hay expectativas de leves mejoras en los próximos meses”.
La primera privatización de la presidencia de Javier Milei tiene como protagonista a IMPSA, la histórica compañía metalúrgica de Mendoza que supo ser uno de los principales fabricantes de turbinas hidroeléctricas de la región. El gobierno nacional preadjudicó a la empresa estadounidense ARC Energy la compra de las acciones de la compañía que estaban en manos del Estado nacional y de la provincia de Mendoza. Con la adquisición de la empresa fundada por la familia Pescarmona, ARC Energy busca posicionamiento global y desarrollar al menos tres líneas de negocio en EE.UU., según indicaron representantes de la compañía a EconoJournal. Una de esas líneas es el reemplazo de grúas chinas en los puertos estadounidenses, un negocio podría transformar a la venta de IMPSA en un primer caso testigo de friendshoring en el país, un término comercial que engloba el fenómeno de la localización de las empresas en países que suponen un bajo riesgo en el contexto de las fricciones comerciales entre EE.UU. y China.
La Comisión Evaluadora de las ofertas para la venta de IMPSA, conformada por representantes del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y la Provincia de Mendoza, aprobó la pre-adjudicación de las acciones de IMPSA en poder del Estado Nacional y Provincial al consorcio IAF, cuyo socio principal es ARC Energy, una empresa radicada en Texas que fabrica bienes para la industria de petróleo y gas.
El 63,7% de las acciones de la empresa están en manos del FONDEP, que está bajo la órbita del Ministerio de Economía de la Nación, mientras que Mendoza tiene el 21,2% y el restante 15,1% está en manos del sector privado. Las acciones del FONDEP y de Mendoza tienen origen en el rescate económico estatal realizado durante la presidencia de Alberto Fernández y la gobernación de Rodolfo Suárez en 2021. La empresa había colapsado financieramente en agosto de 2020 por la imposibilidad de reestructurar su deuda y no poder participar en licitaciones internacionales por no tener avales.
El consorcio IAF fue el único oferente en la licitación internacional llevada adelante por el Ministerio de Economía. De cumplirse todas las condiciones comprometidas por la Comisión Evaluadora y el IAF antes del viernes 31 de enero, se espera avanzar hacia la adjudicación definitiva y la firma del contrato de traspaso de acciones. ARC Energy se comprometió a una capitalización inicial en IMPSA de US$ 27 millones.
IAF solicitó tiempo hasta esa fecha para renegociar la deuda de US$ 570 millones entre IMPSA y sus acreedores. “La parte más delicada al 31 de enero es la reestructuracion de la deuda, que viene bastante bien, con los acreedores principales ya tenemos carta de conformidad para avanzar, vamos a llegar bien a la fecha”, informaron desde ARC Energy. La principal deuda es con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Otros acreedores relevantes son el Banco Nación, el BICE, y el grupo Moneta.
En paralelo a la negociación de la deuda, también hay conversaciones con los clientes en la Argentina para actualizar los contratos vigentes. Dos contratos sensibles son la modernización de turbinas en la represa de Yacyretá y la modernización de los tanques TAM 2C con el Ministerio de Defensa. “El gran desafio en los próximos 15 días es sentarnos con todos los clientes que tiene IMPSA en la Argentina y plantear la reestructuracion de los contratos vigentes y ver cómo los podemos implementar lo mas rápido posible”, añadieron.
Friendshoring y líneas de negocio en EE.UU.
IMPSA cuenta con capacidades industriales y know-how tecnológico únicos en el país y la región, habiendo participado en proyectos de energía hidroeléctrica, solar, eólica y nuclear equivalentes a50.000 MW de potencia en todo el mundo. Estas capacidades y trayectoria despertaron el interés de ARC Energy, que tiene un plan para los «primeros 100 días» con foco en tres líneas de negocio a explotar en los EE.UU.: la provisión de grúas portuarias, la fabricación de componentes para centrales nucleares y la renovación de turbinas hidroeléctricas.
La empresa mendocina tiene una trayectoria importante en la fabricación de grúas para puertos, con exportaciones a todo el mundo. Esa línea de negocio decayó en las últimas décadas producto del avance de la competencia internacional y particularmente de empresas chinas, aunque ahora se abre una oportunidad especial. EE.UU. puso el foco en la ciberseguridad e infraestructura portuarias, tras una investigación del Congreso que determinó que algunas grúas de fabricación china utilizadas en puertos estadounidenses contienen equipos de comunicaciones sin un propósito claro ni registro de su instalación.
La oportunidad inmediata para ARC Energy esta en el reemplazo de aquellas grúas que por su software embebido ya no resultan confiables. «El secretario de Transporte junto al presidente Joe Biden plantearon la necesidad de reemplazar en los puertos las grúas chinas actuales por grúas occidentales. Todas esas grúas tienen un cerebro que almacena información del movimiento portuario y China tiene esa información», indicaron los representantes de ARC Energy.
De esta forma, IMPSA se transformaría en un caso testigo de friendshoring en la Argentina, es decir, de redireccionamiento de las cadenas de suministro a países percibidos como política y económicamente seguros o de bajo riesgo por una potencia como EE.UU. De hecho, la empresa ganó en 2023 un contrato con la Marina de EE.UU. para proveer dos puentes grúas.
Una segunda línea de negocios es relativa a la fuerte demanda internacional de componentes y servicios para centrales nucleares. IMPSA también tiene una importante trayectoria fabricando componentes para reactores. Entre sus entregas más recientes figuran la fabricación de un blindaje para el reactor CAREM y la renovación de los generadores de vapor para la central Embalse. La compañía tiene la certificación internacional ASME de fabricación de componentes grado nuclear. «El sello ASME es un activo muy importante para la internacionalización de la compañía en el plano nuclear», reconocieron.
En un tercer plano figura el negocio de turbinas para centrales hidroeléctricas, clave en la internacionalización de la empresa mendocina durante las décadas de 1980 y 1990. Para hacer frente al envejecimiento del parque hidroeléctrico estadounidense, el Departamento de Energía seleccionó 293 proyectos de mejora hidroeléctrica en 33 estados que recibirán hasta US$ 430 millones en pagos de incentivos para modernizar las instalaciones.
Grúas fabricadas por IMPSA.
Cuestionamientos y riesgos
La venta de IMPSA a ARC Energy representaría un doble hito para el gobierno nacional, por tratarse de su primera privatización de una empresa en manos del Estado y el desembarco de una nueva empresa en el país. No obstante, el proceso de privatización generó algunas observaciones críticas, tanto de método como de fondo. El principal cuestionamiento es relativo a la falta de apoyo a la empresa en el último año y su impacto en el proceso de venta.
Desde el comienzo del proceso de privatización, ARC Energy fue la única empresa que realizó una oferta formal por IMPSA, con una carta de intención presentada en abril y comienzo de un proceso de diligencia debida. El gobierno nacional podría haber optado por vender sus acciones en el FONDEP, pero en septiembre decidió lanzar una licitación internacional buscando mayor transparencia en el proceso, aun sabiendo que solo ARC Energy había manifestado un interés real.
El ex director de IMPSA en representación de la provincia de Mendoza, Julio César Totero, cuestionó públicamente que no había otros oferentes como para llamar a una licitación. Consultado por EconoJournal, Totero añadió que su principal preocupación era la aparición de un competidor sin un interés real en poner la empresa en pie. “Podría haber aparecido un comprador hostil que comprara y cerrara la compañía”, respondió.
La dilatación en el proceso de venta agravó el cuadro de situación de la firma mendocina, impactada principalmente por la devaluación de diciembre de 2023 y el desinterés del gobierno nacional en sostener la actividad de la empresa. «En 2024 el FONDEP desfinanció la empresa porque incumplió varios contratos y se paralizó la obra pública, se consumieron los fondos disponibles y no había dinero para sueldos. Los accionistas no pusieron un peso», publicó en sus redes Totero, quien renunció al directorio de la empresa en agosto.
Tras el rescate de 2021, IMPSA firmó nuevos contratos por un total de US$ 240 millones, principalmente con YPF para fabricar un horno para la destilería de Luján de Cuyo y con el Ministerio de Defensa para la modernización del Tanque Argentino Mediano (TAM) 2C. Con el grueso del contrato con YPF ya ejecutado, los contratos en actividad más importantes son por los trabajos para las 71 unidades del TAM 2C y por la fabricación de las turbinas para Yacyretá.
No obstante, la empresa informó una pérdida de 56.634 millones de pesos en los primeros nueve meses de 2024, producto de mayores costos financieros por la devaluación de fines de 2023. Desde la oposición también señalaron la falta de respaldo del gobierno. «Durante 2024, la compañía no firmó ningún contrato relevante ni en el país ni en el exterior, revirtiendo los avances de los últimos años y afectando su valor», criticó el ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, cuya gestión lideró el rescate de IMPSA en 2021.
Kulfas caracterizó la privatización como «mal implementada» y una decisión «contraria al interés nacional». En cambio, Totero destacó la importancia urgente de capitalizar a la empresa. «Fue un acierto la capitalización del año 2021, de lo contrario la compañía quebraba y empresas como estas no se recuperan más. Es un acierto la capitalización actual, ya que la empresa debe volver a tener una administración privada», dijo.
El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo también celebró la pre-adjudicación. “Aspiramos a que IMPSA se reposicione como un actor clave en el sector energético mundial, volviendo a ser una empresa privada que nos enorgullezca, genere empleo y continúe proveyendo a distintas industrias del país”, dijo el gobernador tras recibir a Jason Arceneaux, representante de ARC Energy.
Los contratos de IMPSA y su grado de ejecución. Fuente: informe Jefatura de Gabinete de Ministros, noviembre 2024.
Pasado dorado, presente gris
La huella de IMPSA en la historia industrial de la Argentina en general y de Mendoza en particular es significativa. La empresa fundada por la familia Pescarmona en 1946 creció impulsada por los grandes proyectos energéticos estatales y una apuesta decisiva por la innovación tecnológica y la eficiencia, llevándola a ser líder internacional en grúas portuarias y turbinas hidroeléctricas, con facturaciones que llegaron a superar los US$ 1000 millones anuales. Pero esa trayectoria dorada se derrumbó abruptamente en los últimos 15 años producto de malas decisiones propias y falta de respaldo político, en especial durante los gobiernos kirchneristas que truncaron proyectos hidroeléctricos que se había adjudicado la empresa mendocina; el más notorio es Chihuido, una represa hidroeléctrica en Neuquén cuya construcción se había adjudicado IMPSA y contaba con financiamiento del BNDES de Brasil, pero que el gobierno de Cristina Kirchner nunca terminó de impulsar para priorizar la instalación de las represas de Santa Cruz, una megaobra que también se había adjudicado IMPSA en un primer momento, aunque la administración liderada por la ex presidenta prefirió relicitar y concesionar a la empresa china Gezhouba junto con Electroingeniería. «En la Argentina IMPSA no tenía trabajo y gastó un montón de plata en las centrales de Santa Cruz, en estudios, cálculos y análisis, y después les desajudicaron dos veces esa licitación, luego adjudicada a los chinos», analizó Totero en conversación con este medio.
IMPSA se vio particularmente afectada, además, por su incursión en la fabricación de turbinas eólicas en Brasil y los proyectos hidroeléctricos en Venezuela. Solo en Venezuela quedaron impagos contratos por US$ 300 millones. «El mal negocio en Brasil quizás se podría haber revertido de no haber tenido el problema en Venezuela», añadió.
Más allá de las dificultades, el ex director de IMPSA y dueño de la metalúrgica SurTécnica remarca las capacidades industriales únicas de la empresa en tecnología y fabricación de componentes para centrales hidroeléctricas y nucleares. «El laboratorio de hidraúlica (de IMPSA) esta entre los dos o tres que hay en el mundo, con un equipamiento que si bien hay que hacer un reacomodamiento tecnológico de diez o doce millones de dólares, no hay muchas empresas en el mundo y ninguna en Sudamérica que tenga la tecnología que esta metida ahí dentro», graficó.
«Si mi empresa cierra, mañana abren cuatro como la mía en la otra esquina. Que yo cierre no tiene impacto sobre la economía, pero que cierre IMPSA sí tiene impacto, no solo por los 700 empleados sino por su valor agregado«, concluyó.
Jason Arceneaux (ARC Energy) junto a Cornejo en Mendoza.
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Donald Trump ha prometido una serie de acciones centradas en limitar el cobro de impuestos en los Estados Unidos. Algunos de los recortes fiscales incluyen la reducción de la tasa de impuestos corporativos al 15%, exenciones del seguro social y la modificación o eliminación de créditos fiscales, entre otros.
De materializarse estas promesas, especialistas estiman que el gobierno de Trump estaría perdiendo cerca de 10.5 billones de dólares en recaudos en la próxima década, que tendrían que ser obtenidos de otras fuentes, como los aranceles sobre las importaciones.
Ante ello, las tensiones comerciales internacionales van en aumento con la llegada de Trump a la presidencia de los Estados Unidos, el próximo lunes 20 de enero del 2025. El presidente electo ha anticipado que un posible aumento de aranceles podría ser de hasta un 10% para productos provenientes de naciones vecinas como Canadá y México y hasta un 60% para aquellos importados desde China.
Aquellos ajustes, aún pendientes de implementación, ya están sembrando incertidumbre en varias industrias, entre ellas en el sector de la energía solar, cuyas cadenas de suministro dependen en gran medida de productos fabricados en el mercado asiático.
En Puerto Rico, los suplidores del sector eléctrico están evaluando cómo estos incrementos en los aranceles afectarán los precios de los componentes fotovoltaicos importados. Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios en energías renovables de Glenn International, comentó en una entrevista con Energía Estratégica:
«Estamos preparándonos para dos escenarios: uno en el que el curso actual se mantiene y otro más severo, donde las promesas del presidente Trump sobre aranceles y tarifas impactan la industria de energía limpia renovable».
Jemaris Martes destacó que, en el peor de los casos,con unaimposición de aranceles adicionales que podrían llegar al 50% o 60% como potenciales cambios a las políticas detalladas en el IRA, en total podría reducir la cantidad de proyectos de energía renovable en Estados Unidos hasta en un 30% en la próxima década. Estas predicciones, basadas en un análisis realizado por Wood Mackenzie, afectarían gravemente a Puerto Rico, donde el costo nivelado de energía (LCOE) de proyectos de energía renovable a gran escala ya es superior a las cifras que se encuentran en la América continental.
Además, Martes señaló que, aunque algunos distribuidores y fabricantes están considerando aumentar sus inventarios para anticiparse a los aranceles, Glenn International ha optado por una estrategia más cautelosa. «No estamos generando ‘sobre-stock’ porque hemos visto que algunos aranceles podrían aplicarse retroactivamente. Estamos educándonos de lo que está pasando en el mercado y no nos apresuramos porque sabemos que pueden haber sorpresas», afirmó.
La administración de Trump también ha dado señales de adoptar políticas proteccionistas, lo que podría afectar la importación de equipos fotovoltaicos y otros componentes clave para la industria de la energía renovable.
De acuerdo con la especialista, las nuevas instalaciones de manufactura en Estados Unidos para paneles y celdas no serían suficientes para abastecer la demanda proyectada para la próxima década, por lo que algunos desarrolladores tendrían que pagar un sobreprecio por traer productos con altos impuestos.
Aquello no sería todo. Estos aranceles no solo afectarían a las importaciones de paneles solares, sino también a las baterías, un componente crucial en la transición energética.
Según información que pudo relevar Jemaris Martes las tarifas para las baterías de litio provenientes de China podrían aumentar del 7.5% al 25% a partir de 2026, lo que afectaría el costo de los sistemas de almacenamiento de energía, aumentando los precios hasta en un 10% para ese año.
Ahora bien, a pesar de la incertidumbre generada por las políticas comerciales de la administración entrante, el mercado renovable en Puerto Rico no se detiene en estas instancias previas al cambio de gobierno.
“Nosotros estamos trabajando muy de cerca con la mayoría de los los desarrolladores de RFP tranche 1, hemos seguido cómo se han ido aprobando poco a poco los préstamos de la Oficina de Programas de Préstamos (LPO) del Departamento de Energía (DOE), estamos esperanzados de que la mayoría sino todos los proyectos que comenzaron el proceso del LPO logren aprobación antes de que hayan cambios de mandato drásticos.
Por lo tanto, esperamos que por lo menos para mediados del 2025 haya claridad con respecto a qué desarrolladores y contratistas van a poder moverse hacia adelante con sus obras . Nosotros esperamos oficializar acuerdos y ser partícipes del suplido de equipos, material, y servicios de logística para que Puerto Rico avance en su transición hacia energías renovables”, concluyó Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios en energías renovables de Glenn International.
Chemik Group, líder en la fabricación de cuadros eléctricos con más 25 años de trayectoria, se posiciona como aliado estratégico para nuevos proyectos fotovoltaicos en la región.
Héctor Erdociain, Chief Strategy Officer (CSO) de la compañía, confirmó durante el Future Energy Summit Southern Cone que las expectativas para el próximo año son prometedoras. Según Erdociain, el crecimiento estará impulsado por la capacidad de la empresa para adaptarse y fidelizar a sus clientes a través de productos y soluciones innovadoras.
“No creo que se vaya a construir más que el año anterior, pero sí que nosotros prevemos un crecimiento casi de un 50% con respecto al año anterior”
“La inversión en el I+D lo que nos permite es que del mismo pastel, de la misma capacidad de construcción, absorbamos más capacidad nosotros, porque nos diferenciamos con nuestros productos”, aseguró el ejecutivo.
Soluciones integrales para la energía solar
Chemik Group, que abarca las empresas Chemik, Simeca y Chemik Automation, se distingue por su enfoque multidisciplinario y complementario. Esta estructura permite integrar experiencia en la fabricación de cuadros eléctricos, la ejecución de proyectos industriales y la monitorización de plantas solares. “La industrialización del proceso es nuestro fuerte, en lo que basamos nuestra fabricación, y en eso hemos basado todos los productos que tenemos”, explica Erdociain.
Este enfoque, respaldado por 25 GW suministrados en más de 40 países, ha posicionado a la empresa como un actor clave en el sector energético. En Chile, por ejemplo, Chemik Group ya ha suministrado 1.5 GW de soluciones solares, demostrando su capacidad para adaptarse a las necesidades del mercado local.
Innovación al servicio de la eficiencia
Chemik Group, lleva 9 años suministrando Harness en el mercado chileno. De hecho, ya cuenta con grandes casos de éxito en proyectos renovables de clientes de envergadura como Acciona.
Pero aquello no sería todo. Los Chekness, que es el equipo que monitoriza el harness, viene conquistando mercados con más de 4 GW suministrados en tres años desde su lanzamiento en 2021. Este avance tecnológico ya ha comenzado a implementarse en proyectos relevantes, como uno cercano a Arequipa (Perú), donde la empresa suministrará Chekness a un parque solar de 465 MW.
Entre las últimas innovaciones de Chemik Group también destaca el String Plus, un producto desarrollado en respuesta a problemas específicos de los clientes. El String Plus permite la integración de dos módulos adicionales por string, lo que reduce la cantidad de strings, trackers, cableados y zanjas requeridos, con gran receptividad en el mercado chileno.
“Al introducir dos módulos más por string consigues que cada 28 strings te ahorres dos trackers. Por lo tanto, hay menos strings, cableados, zanjas y menos superficie real para introducir la misma potencia. Todo ello permite ahorrar un 4% o 5% del capex total del proyecto”, explicó Erdociain durante el evento FES Southern Cone.
Desafíos y expectativas para 2025
Erdociain reconoce que el mercado solar enfrenta desafíos significativos, especialmente en regiones como la andina. “En Chile hay estos inconvenientes de incertidumbre del curtailment, de que hay que meter el storage en el mix. Bueno, pues de eso dependerá también que a nosotros luego nos compren nuestro producto, porque al final nosotros somos fabricantes y necesitamos que haya promotores que decidan invertir”, reflexiona.
No obstante, Chemik Group mantiene una perspectiva optimista gracias a su capacidad para responder a estas demandas con soluciones innovadoras. “Tenemos como 25 GW suministrados en los cinco continentes y en más de 40 países, siempre desde España. A día de hoy somos la empresa con el mayor portafolio de producto para el eBOS de un parque fotovoltaico”, concluye el CSO.
Ibereólica, empresa española con más de 30 años de experiencia en el sector de las energías renovables, busca seguir consolidando su posición en Chile como referente de la transición energética.
GuillermoDunlop, CEO Latinoamérica de Ibereólica, reveló que la compañía tiene el objetivo de ampliar su capacidad instalada en los próximos años, de modo que cuenta con un vasto pipeline de proyectos renovables en desarrollo tras superar los 800 MW eólicos en operación junto a socios estratégicos en el país.
“Tenemos un portafolio en desarrollo de alrededor de 2 – 2,5 GW y proyectos en construcción de la central termosolar de 360 MW de capacidad en Taltal (provincia de Antofagasta). De esas cifras, más de 1 GW están ready to build”, afirmó durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone.
“Nos centramos en activos híbridos donde mezclamos tecnologías como la eólica, solar y baterías para maximizar la generación y competir con otras tecnologías”, añadió en el panel de debate “Perspectivas para la evolución de la energía eólica en el Cono Sur”
Es decir que la compañía se enfoca en el desarrollo de sistemas híbridos entre generación y almacenamiento que favorezcan las curvas planas y permitan ofrecer suministro energético constante durante las 24 horas del día de los 7 días de la semana.
Por tal motivo es que se remarcó la importancia de tener soluciones adaptadas a las particularidades del mercado chileno, como turbinas diseñadas para maximizar la generación en condiciones de vientos bajos o proyectos en el desierto de Atacama, donde se exploran desarrollos de gran envergadura.
in embargo, el CEO Latinoamérica de Ibereólica también advirtió que, para garantizar el éxito de esta transición, es necesario implementar cambios regulatorios y mejorar la infraestructura de transmisión.
“Necesitamos una penetración clara de nueva transmisión del sistema eléctrico nacional para que todos los proyectos puedan instalarse”, Necesitamos que la energía renovable no cueste cero, que los costos sistémicos que están en aumento se relajen o se les reconozca a las empresas renovables”, subrayó el ejecutivo.
El contexto global también está influyendo en los modelos económicos del sector. Mientras los precios de las baterías han disminuido considerablemente, los costos de los aerogeneradores han mostrado un ligero aumento, lo que ha llevado al mercado a un proceso de reajuste. Este cambio, según Dunlop, redefine las reglas del juego y exige estrategias innovadoras para mantener la competitividad.
“El éxito de la transición energética requiere atención y compromiso por parte de todos los actores del sector”, sostuvo Dunlop, quien también destacó la importancia de que las políticas energéticas no se vean interrumpidas por cambios en la administración gubernamental.
El Poder Ejecutivo de Brasil sancionó la ley de energía offshore (Ley Nº 15097/2025), que regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de proyectos de generación eléctrica marina, por lo que el avance de parques eólicos fuera de la costa parecería estar cada vez más cerca.
La particularidad es que el presidente Luiz Inácio Lula da Silva vetó los artículos N° 22, 23 y 24, que no formaban parte del proyecto original y que incluían disposiciones incentivos para las termoeléctricas a carbón y gas natural.
El motivo del rechazo se debió a que el objetivo principal de la ley es “situar a Brasil como líder en la transición energética global, ajustándose a las principales tendencias de explotación de energías renovables” y que las tecnologías contaminantes mencionadas tendrían un impacto negativo en las tarifas eléctricas de los consumidores y en el “equilibrio” de las cuentas públicas.
“Este marco regulatorio llegó en un buen momento para dar la señal necesaria a las inversiones eólicas offshore y Brasil no debía perder ese tren. Por lo tanto, estamos empezando el año 2025 con perspectivas muy favorables”, manifestó Elbia Gannoum, directora ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), en conversación con Energía Estratégica.
“El veto del presidente fue de vital importancia. Hablamos de una política de renovables, para reducir las emisiones de CO2. No tenía sentido tener proyectos térmicos con contratación obligatoria”, agregó.
“También fue necesario mucho coraje por parte del Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, para enfrentar las presiones e intereses específicos. En estos 25 años de carrera nunca vi una situación como esa en la que el Presidente de la República vetara lo que tenía que ser vetado en cuanto a las presiones políticas”, continuó.
Más allá del desarrollo de nuevas tecnologías y proyectos renovables en aguas jurisdiccionales del país, el gobierno permitirá su uso para la producción de hidrógeno verde, o mismo que se vendan créditos de carbono (o activos similares) provenientes de los parques instalados.
Cabe aclarar que Poder Ejecutivo será quien deba definir las áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental.
Aunque en aquellas zonas cercanas a bloques petroleros, los operadores tendrán preferencia para obtener la subvención, debiendo ser escuchada previamente y demostrar si existe incompatibilidad entre las actividades (electricidad con exploración petrolera).
Para avanzar con la definición de las áreas correspondientes, se exigirán manifestaciones de interés (MDI), incluso en relación con la disponibilidad de un punto de interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Una vez presentada la MDI, el gobierno deberá abrir una convocatoria pública, con un plazo mínimo de 120 días, para identificar la existencia de otros interesados; y en caso de que los hubiera se buscará una composición entre las firmas presentadas o redefinir el bloque marino, presentándolo en estos casos a oferta permanente.
El contrato de cesión de uso del área offshore deberá prever dos fases: evaluación y ejecución. La primera incluye el análisis de viabilidad técnica y económica, de las externalidades de los proyectos, estudio de impacto ambiental e información georeferenciada sobre el potencial energético del bloque.
Mientras que la segunda etapa es la propia construcción del proyecto, generación de energía, conservación del mar territorial, monitoreo ambiental de la empresa y comunicar si hubiese un descubrimiento de evidencia u ocurrencia de cualquier yacimiento petrolífero, gas natural u otros hidrocarburos o minerales de interés comercial o estratégico.
“Con esta ley el gobierno está sentando las bases para una política industrial adecuada que priorice el desarrollo de equipos dentro del país, la nacionalización de bienes de capital y una política centrada en el uso de los recursos energéticos del país, con énfasis en las renovables”, concluyó Gannoum.
DASSolar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, asistió a la Cumbre Mundial de Energía del Futuro (WFES, por sus siglas en inglés) celebrada en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Durante el evento, la empresa exhibió sus productos estrella, incluidos los módulos de tipo N, los módulos DBC y los módulos livianos, que atraen una atención significativa de los clientes de Medio Oriente y más allá.
Medio Oriente está ubicado en regiones tropicales y subtropicales, con largas horas de luz solar y alta intensidad, lo que lo convierte en una de las regiones más abundantes en recursos de energía solar del mundo. En los últimos años, basándose en la «Visión Económica 2030» y la «Estrategia Energética de los Emiratos Árabes Unidos 2050», el gobierno de los Emiratos Árabes Unidos ha implementado una serie de políticas para alentar la penetración de la energía renovable. Han establecido una plataforma regulatoria y de gobernanza responsable que favorece la innovación, la rentabilidad y las políticas favorables a los inversores en el sector energético, lo que proporciona un entorno favorable para el rápido desarrollo de la industria solar.
En la exposición, DAS Solar presenta el módulo rectangular tipo N de 720 W, el módulo autolimpiante de 630 W, el módulo DAS Black de 515 W, el módulo DBC de 470 W, el módulo de marco liviano y otras soluciones populares. Esta cartera integral potencia de manera eficiente varios escenarios de aplicación. Como empresa líder en tecnología tipo N, las células TOPCon 4.0 Plus de última generación de DAS Solar han logrado un avance en la eficiencia de producción en masa de más del 26,7 %, con un voltaje de circuito abierto que alcanza hasta 742 mV, rompiendo récords mundiales varias veces.
Con su diseño óptimo y su estrategia tecnológica líder, el módulo rectangular tipo N establece una base sólida para la cooperación de beneficio mutuo a lo largo de la cadena industrial a través de dimensiones estandarizadas. Destaca las ventajas intensivas en eficiencia, energía, fabricación, tecnología y costos de transporte, reduciendo efectivamente los costos de BOS y LCOE, asegurando la generación de energía confiable y a largo plazo durante todo el ciclo de vida.
Actualmente, DAS Solar ha creado un diseño tecnológico integral y ha formulado una estrategia de «un núcleo y tres ramas». Basándose en la tecnología de células TOPCon más avanzada y tres tecnologías de apoyo, DBC, TSiP y SFOS, DAS Solar tiene como objetivo mejorar la eficiencia de las células al 40 %. Entre ellas, el módulo DBC se basa en la tecnología de capa de tunelización TOPCon 4.0, que no solo logra una eficiencia de conversión ultraalta de más del 26,88 %, sino que también es ampliamente aplicable en escenarios distribuidos con valores estéticos excepcionales.
El problema de la acumulación de polvo en los módulos en entornos desérticos es un factor importante que limita su eficiencia y vida útil, especialmente en la región de Oriente Medio y África. Para abordar este desafío, los módulos autolimpiantes de DAS Solar cuentan con un innovador diseño sin marco de borde corto que evita eficazmente la acumulación de polvo, demostrando un excelente rendimiento en entornos arenosos. Los módulos han superado rigurosas pruebas de carga estática de 5400 horas/2400 ciclos, verificando una estabilidad sobresaliente en condiciones de carga extremas. Si bien mantienen la capacidad de carga mecánica y el rendimiento de generación de energía de alta eficiencia de los módulos tradicionales, estos módulos mejoran aún más la confiabilidad y durabilidad del producto, lo que garantiza una salida de energía eficiente en diversos desafíos ambientales.
Para los techos con capacidad de carga limitada, los módulos de media celda livianos de DAS Solar han revolucionado los conceptos de diseño tradicionales para el mercado distribuido. A través de la optimización de aspectos clave como los materiales y la tecnología de encapsulación, los módulos logran una reducción de peso del 70%, lo que no solo facilita un proceso de instalación conveniente y eficiente, sino que también exhibe un excelente rendimiento de disipación de calor. Este diseño innovador garantiza de manera efectiva la seguridad estructural y la estabilidad de los tejados de los edificios, marcando el comienzo de una era de peso ligero para la generación de energía solar.
Además, para satisfacer las necesidades de diversos escenarios de aplicación, DAS Solar presenta una nueva generación de sistemas de montaje flexibles en el evento. Diseñados para entornos naturales vastos y hostiles de regiones desérticas, demuestran una adaptabilidad extraordinaria y brindan un soporte confiable para los módulos para maximizar el uso de la luz solar. Además, con una resistencia excepcional al viento y la arena, garantizan el funcionamiento estable a largo plazo del sistema en entornos hostiles.
El modo de aplicación tridimensional de los sistemas de montaje flexibles de DAS Solar ofrece una solución excepcional para el control de la desertificación en las regiones de Oriente Medio y África, lo que destaca el papel crucial de la innovación tecnológica para impulsar el desarrollo de la energía verde.
En los últimos años, DAS Solar ha acelerado sus esfuerzos de globalización, posicionándose estratégicamente en múltiples mercados centrales en todo el mundo. Al establecer subsidiarias en Alemania, Japón y Australia, la empresa ha construido con éxito una sólida red de ventas que cubre Europa, Latinoamérica, Asia Pacífico y Oceanía. Guiada por profundas estrategias de localización, DAS Solar avanza de manera constante en los principales mercados solares, con envíos globales de módulos que se ubican constantemente entre los TOP8 durante años consecutivos como fabricante de módulos de nivel 1 de BNEF.
Como capital y motor económico de los Emiratos Árabes Unidos, la ubicación geográfica única de Abu Dabi no solo la posiciona como una ciudad central en Medio Oriente, sino que también sirve como un puente que conecta Asia, Europa y África. Con las crecientes demandas de energía renovable, el mercado solar local está preparado para perspectivas de desarrollo más amplias. Aprovechando la oportunidad que presenta esta exposición, DAS Solar profundizará aún más su despliegue estratégico en la región MEA, facilitando la transición limpia en los Emiratos Árabes Unidos y más allá, y marcando el comienzo de un nuevo capítulo de colaboración en energía verde.
YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz) y Central Puerto S.A. (CEPU) anunciaron hoy la firma de un acuerdo estratégico para avanzar conjuntamente en el estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
Este acuerdo marca un importante hito donde por primera vez dos grandes empresas de generación eléctrica evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica de gran magnitud para brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera.
El proyecto permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. Además, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca.
Este esfuerzo conjunto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra. El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140km, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 km de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles.
“Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética. Junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles.” manifestó Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo. Este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales.”
El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) y el Ministerio de Energía e Infraestructura de los Emiratos Árabes Unidos suscribieron un memorándum de entendimiento (MOU) vinculado con áreas clave para el desarrollo. En representación de nuestro ministerio firmó el director nacional de Energía, Christian Nieves Lauz, presente en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, debido a su intervención en la 15.ª Asamblea de la International Renewable Energy Agency (IRENA).
El MOU tiene como objetivo establecer un marco de cooperación en áreas clave relacionadas con la industria, la energía y la infraestructura. Las partes se comprometen a promover actividades conjuntas de intercambio de información, buenas prácticas y desarrollo de políticas públicas en estos sectores.
Las áreas principales de colaboración incluyen la innovación en energía, especialmente en hidrógeno verde, y el fortalecimiento de capacidades a través de actividades como seminarios, talleres, investigaciones y desarrollo de metodologías. También se fomenta la cooperación en inversiones y el intercambio comercial, así como el desarrollo de redes de colaboración entre los sectores público, privado y académico.
En la firma participó la Embajada de Uruguay en Estados Unidos.
Uruguay en Emiratos Árabes Unidos
En el país asiático, Uruguay fue el único país participante de la 15.ª Sesión de la Asamblea de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA, por sus siglas en inglés). En el encuentro, el director Nieves ratificó la postura uruguaya de respaldo al trabajo de IRENA y su compromiso con la cooperación internacional para avanzar en la transición energética global.
El director nacional de Energía recordó que la matriz eléctrica uruguaya alcanzó el 99% de energías renovables en 2024, lo que demuestra la resiliencia de un sistema basado en fuentes complementarias como eólica, solar, biomasa e hidráulica. Estas energías son “un medio para alcanzar la soberanía energética, fortalecer la integración regional y descarbonizar la economía”.
“Basándonos en nuestra matriz de generación consolidada, avanzamos hacia una segunda etapa de transformación energética, enfocándonos en la descarbonización del transporte e industria; electrificando usos; y desarrollando una economía del hidrógeno verde y derivados, fundamentalmente para la exportación. Nuestro potencial renovable, ubicación estratégica y estabilidad institucional hacen de Uruguay un destino ideal para estas inversiones, respaldado por una hoja de ruta hacia 2040”, explicó.
También comentó los logros en movilidad eléctrica, otro pilar de esta transición. En 2024, se triplicaron las ventas de vehículos eléctricos, que se situaron en el 9% del total de ventas. El MIEM desarrolla diversas políticas para promover la electromovilidad, al que Nieves resumió. A esto se suman los instrumentos de impulso de la eficiencia energética, que también constituye un eje de la segunda transición energética.
En Abu Dhabi, Uruguay participó en otros eventos vinculados con la asamblea de IRENA, siendo el único país latinoamericano en participar de los mismos. En el Building Community Support for the Energy Transition (Construyendo apoyo comunitario para la transición energética), Uruguay presentó su experiencia en transición energética y resaltó su enfoque en garantizar el acceso universal a la energía, logrando una electrificación del 99,9% en áreas urbanas y rurales. Además, subrayó su avance hacia una segunda etapa de transformación, con énfasis en la economía del hidrógeno, la electromovilidad y la eficiencia energética.
Uruguay destacó que su éxito se sustenta en el apoyo social y político, basado en valores nacionales como democracia plena, instituciones sólidas y estabilidad social y jurídica, elementos clave para establecer una política de Estado en energía.
En tanto, en el panel Policy Recommendations for Achieving 100% Renewable Energy by 2050 (Recomendaciones de políticas para alcanzar un 100% de energía renovable para 2050), Uruguay también compartió su experiencia y su visión hacia la descarbonización total de su matriz energética. Se destacó que los logros fueron posibles gracias a un acuerdo político transversal y un enfoque estratégico que priorizaron la soberanía energética mediante la incorporación de energías renovables no convencionales, complementando los recursos hidroeléctricos históricos.
Nuestro país también presentó su estrategia climática a largo plazo hacia 2050, desarrollada con una amplia participación de actores nacionales y validada mediante consulta pública. Esta estrategia incluye alcanzar una matriz 100% renovable y asumir el desafío de descarbonizar completamente la economía.
En una jornada de altas temperaturas, con térmicas que superaron los 33 grados centígrados en el AMBA, la demanda de energía eléctrica a nivel país registrada por CAMMESA tuvo un pico de 25.854 MW a las 15.10 horas, todavía distante del nivel récord histórico de 29.653 MW alcanzado el 1 de febrero de 2024 para un día hábil.
No obstante, desde la Secretaría de Energía se monitorea la situación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y del parque generador, conforme se combinen la persistencia de días consecutivos con altas temperaturas, y previsible mayor consumo, con el estado operativo de las diversas fuentes de generación.
En particular las usinas térmicas, en un contexto de menor aporte de la energía nuclear por la salida de servicio de Atucha I (en proceso de renovación), y también de limitaciones en la generación hidroeléctrica por merma de caudales.
Así las cosas, resulta sustantivo el aporte que realizan las energías renovables, sobre todo la eólica, mientras se observa un incremento de la importación de energía eléctrica desde Brasil.
La situación de la demanda residencial en ascenso, contrasta con una contenida demanda industrial y comercial.
La torta de la matriz de generación eléctrica medida en porcentajes de participación, actualizada por CAMMESA, reveló en la tarde del martes 14 que el aporte térmico representó el 55 % del total; el de las renovables eólica y solar el 16 %; la hidroelectricidad alcanzó un registro de 15 %, la nuclear fué del 5 %, y la importación se ubicó en el 9 por ciento.
Las generadoras YPF Luz y Central Puerto firmaron este martes un acuerdo estratégico para llevar a cabo el estudio y desarrollo de un proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles, indicaron las compañías.
El proyecto
Las empresas evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica a fin de brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera, según precisaron.
La iniciativa permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. A su vez, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca. El proyecto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra.
Impacto
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, aseguró: “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética”.
Además, el ejecutivo sostuvo que “junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles”, manifestó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «La Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo”. De igual manera, Mandarano agregó que “este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos la infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”.
Las generadoras YPF Luz y Central Puerto firmaron este martes un acuerdo estratégico para llevar a cabo el estudio y desarrollo de un proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles, indicaron las compañías.
El proyecto
Las empresas evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica a fin de brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera, según precisaron.
La iniciativa permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. A su vez, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca. El proyecto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra.
Impacto
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, aseguró: “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética”.
Además, el ejecutivo sostuvo que “junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles”, manifestó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «La Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo”. De igual manera, Mandarano agregó que “este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos la infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”.
Las empresas de servicios Proshale y SLB participaron de la completación del pozo horizontal más largo de Vaca Muerta, propiedad de YPF. Alcanzaron una profundidad total de 7.436 metros. En total fueron 46 horas de operación y 66 tapones rotados.
“Este logro fue posible gracias al uso de herramientas creadas y desarrolladas en Neuquén, que desempeñaron un papel clave en el éxito de la operación. Este avance, llevado a cabo en una sola corrida con Coiled Tubing de 2 ⅜”, representa un hito histórico para la Cuenca Neuquina y establece un nuevo estándar para las operaciones técnicas en la industria del Oil & Gas en la Argentina. El equipo Proshale logró establecer un nuevo estándar de eficiencia, velocidad y alcance en la industria del Oil & Gas en Argentina”, destacaron desde Proshale.
Hito en la Cuenca Neuquina
Para llevar a cabo la operación, se utilizó un BHA (Bottom Hole Assembly) – conjunto de fondo de pozo que se encuentra en una plataforma de perforación petrolera, la parte más baja de la sarta de perforación- de 3.13” OD, que integró el motor TRX, la válvula multi-ciclo STEGO y herramientas de alcance extendido, que jugó un rol crucial en la operación.
Estas tecnologías, producto del ingenio y desarrollo neuquino, lograron reducir significativamente el coeficiente de fricción y la fatiga de los componentes, además de manejar caudales de hasta 5 BPM para garantizar una limpieza óptima del pozo y preparar el terreno para futuras operaciones exitosas.
“Con este logro, Proshale reafirma su compromiso con la innovación, la excelencia operativa y el desarrollo de soluciones eficientes que impulsan el crecimiento sostenido de la industria en Vaca Muerta y en todo el país”, remarcaron desde la empresa.A su vez, destacaron que este récord fue gracias a la sinergia entre todos los actores y compañías involucradas. “El trabajo conjunto y una planificación meticulosa fueron fundamentales para alcanzar este resultado. La coordinación eficiente no solo garantizó la seguridad durante la ejecución, sino que también permitió optimizar los tiempos operativos en un entorno técnico desafiante”, concluyeron.
YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz) y Central Puerto S.A. (CEPU) anunciaron la firma de un acuerdo estratégico para avanzar en el estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
Las dos empresas de generación eléctrica evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica de gran magnitud para brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera.
El proyecto permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. Además, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca.
Este esfuerzo conjunto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra. El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 km, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 km de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles.
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, señaló que “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental para el crecimiento económico de nuestro país, en un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética.
Junto con YPF Luz procuramos mejorar la competitividad (de las mineras) a través de soluciones energéticas eficientes y sostenibles”, agregó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo. Este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar con distintos actores del sector”.
“Juntos, impulsaremos infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”, agregó.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de Nación aprobó el ingreso al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los parque solares Aconcagua, de 90 MW y Aconcagua III, de 25 MW, ambos ubicados en Luján de Cuyo.
Con esta aprobación, ambos parques se conectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y la provincia da un paso más hacia su meta de duplicar su capacidad de generación de energías limpias, llegando a un total de 1000MW de potencia solar.
“La Empresa Mendocina de Energía ha desarrollado y colaborado en proyectos, atrayendo inversiones privadas. La gran expansión de proyectos solares es posible gracias a la construcción y puesta en operación de la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, que nos permite ampliar la capacidad de transporte”, afirmó Pablo Magistocchi, presidente de Emesa.
“Cruz de Piedra no solo permite ampliar la capacidad de transporte eléctrico al Sistema Argentino de Interconexión sino que además equilibra las cargas eléctricas de las fuentes renovables intermitentes”, explicó.
Cabe recordar que la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, un tendido de 22 kilómetros de doble terna de 220 KV, es una obra proyectada hace más de 40 años que se concretó en 2024 y aporta estabilidad a la red de todo Cuyo, permitiendo que se puedan ejecutar grandes inversiones en energías renovables, con cero emisiones.
Magistocchi confirmó que, con estas obras, Mendoza va a duplicar la capacidad de generar energía eléctrica. “En un esfuerzo público privado, se están ejecutando más de 1000MW de potencia solar con capitales de origen privado”, sostuvo.
Seis parques solares y un objetivo: más energía y menos emisiones
De esta forma, Mendoza consolida su posición como líder en el desarrollo de proyectos sostenibles. Gracias al trabajo conjunto entre la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) y el Ministerio de Energía y Ambiente, se ha logrado atraer inversiones privadas que fortalecen el sector con iniciativas que generan energía limpia y emisiones cero.
Este éxito es resultado de una planificación estratégica que promueve la diversificación de la matriz energética de Mendoza potenciando fuentes renovables. Al ingreso de Aconcagua y Aconcagua III al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se suma la primera solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de 2025 para el Parque Solar El Quemado, un proyecto con una inversión superior a los 200 millones de dólares.
El proyecto El Quemado fue desarrollado por Emesa en cuatro etapas de 100 MW cada una. En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto de referencia y estima una inversión de 230 millones de dólares para la primera etapa, que tiene proyectadas más inversiones con ampliaciones a futuro.
A estas obras energéticas se suman:
Malargüe. Cercano a la ciudad cabecera de ese departamento, fue construido por Genneia, con capacidad de generar 93 MW. Este proyecto ya comenzó a operar este inicio de 2025.
Anchoris. Con capacidad para generar 180 MW, que se inyectarán en su totalidad a la red gracias a un acuerdo con Cammesa. También ejecutado por Genneia, se encuentra en etapa de construcción avanzada. Entra en operación en 2025.
El Marcado 1. Desarrollado por la Federación de Cooperativas Eléctricas Nuevo Cuyo, tendrá una capacidad de 5 MW y entra en operación en 2026.
San Rafael (Agua del Toro). La empresa Genneia se hacer cargo de la construcción. Tendrá capacidad de generar 200MW. Entrará en operación en 2026.
Mendoza Sur (Diamante). Estará a cargo de Genneia y tendrá capacidad de 345 MW. Entrará en operación en 2029.
El ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, analizó la situación de YPF en la provincia, señalando los efectos de la desinversión de años anteriores y destacando la necesidad de avanzar en políticas que impulsen el desarrollo del sector petrolero.
Según la agencia de noticias especializadas en energía, Econojournal, “la deficiente gestión de la petrolera durante el gobierno de Alberto Fernández fue incapaz de adecuar su estructura de costos a la declinación productiva de los campos maduros, que se convirtieron en activos anti-económicos”.
Es importante recordar que durante este período, YPF estuvo bajo la dirección del santacruceño y ex vicegobernador Pablo González, quien tuvo a su cargo todas las decisiones para la empresa. Esto, según especialistas y funcionarios, llevaron a Santa Cruz a un escenario de desinversión sostenida durante varios años, derivando en la actual crisis del sector.
En referencia a esta situación, el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, sostuvo: “Esto que dice el medio nacional es real, y nosotros lo venimos diciendo, no desde ahora. El gobernador Vidal, como líder del sindicato de Petroleros Privados y como diputado nacional, lo denunciaba todos los días desde hace varios años”.
El ministro también cuestionó las decisiones de la gestión anterior frente a YPF: “Pablo González, como presidente de la empresa y como santacruceño, tendría que haber priorizado mayores inversiones en la provincia. Debería haber iniciado la transición buscando terceros inversores en el borde de la cuenca. Pero no se hizo. Sólo se dilataron los tiempos, dejando a Santa Cruz en una situación de declinación continua en su producción petrolera. González destinó el 85% de la inversión de YPF a Vaca Muerta y, cuando exploró recursos no convencionales en Santa Cruz, lo hizo en un área de terceros y no en una propia de YPF”, expresó.
Respecto a las consecuencias para la provincia, el editorial de Econojournal agregó: “Una herencia no deseada que se engendró, en realidad, bajo responsabilidad de gestiones anteriores que no fueron capaces de incentivar la inversión petrolera en la provincia ni en edificar un proyecto de desarrollo que sea consistente en el tiempo”.
Para Álvarez, “la realidad es una sola, y es la que nos toca vivir hoy. No buscamos culpables, estamos trabajando para resolverlo, pero tampoco podemos dejar de refrescar la memoria de la gente”, concluyó el ministro.
El Gobierno convocó a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas junto con la metodología de futuros ajustes periódicos, mediante la Resolución 16/2025 publicada este martes en el Boletín Oficial.
La convocatoria realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) fue dispuesta para el jueves 6 de febrero a partir de las 9:00 horas, de manera virtual, tal como vienen realizándose en las últimas oportunidades.
El llamado a la audiencia se da en el marco del actual procedimiento de revisión tarifaria llevado adelante por el mencionado ente y abarca a todas las Licenciatarias de Transporte y de Distribución de gas de todo el país.
La normativa especificó que la instancia participativa se llevará a cabo con “el objeto de poner a consideración: 1) Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas; 2) Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas; 3) Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”.
Al argumentar la decisión, aclaró que “la participación de la ciudadanía y de las prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas es previa a la adopción de la decisión pública, y coadyuva a que sean ponderados conforme la normativa de aplicación, las exposiciones o presentaciones que se formulen”.
De esta manera, el Ejecutivo se dispone a cumplimentar la revisión del sistema de ajuste de tarifas estipulado cada cinco años para fijar las nuevas tarifas máximas en materia de transporte y distribución de gas.
Las tarifas se deberán ajustar a determinados principios
a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable.
b) Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante.
c) El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición.
d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.
En cuanto a la reformulación del punto 11, inciso a), apartado iii) del Reglamento de Servicio de Distribución, el texto oficial precisó que la misma es conveniente “a fin de que quede claro que la facultad de corte del servicio sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio, conforme la determinación que efectuare la Autoridad Regulatoria”.
Ante el inminente pico de calor que impactará en todo el país, el presidente de Edenor, Edgardo Volosín, advirtió que “no es sólo la cantidad de energía que se consumirá” sino también la forma.
“El problema principal no es solo la cantidad de energía que se consume, sino cómo se consume. El uso de aires acondicionados es uno de los factores más críticos”, afirmó el ejecutivo durante una entrevista radial.
“Este jueves la temperatura alcanzará los 36 grados, lo cual no es el pico más alto que tuvimos históricamente, pero sí pondrá estrés en el sistema eléctrico por diversos factores”, señaló
Ayer, CAMMESA alertó a través de un comunicado sobre la situación que se enfrenta esta semana en materia energética.
“Muchas veces en una casa vemos que hay tres o cuatro aparatos prendidos al mismo tiempo, incluso en habitaciones donde no hay personas. Esta simultaneidad genera un impacto muy alto en el sistema”, explicó Volosín.
Precisó que estos aparatos en simultáneo pueden tomar el 25% del consumo eléctrico en momentos de alta demanda.
“Ese 25% usado de manera simultánea tiene un impacto altísimo. Si bien puede parecer un porcentaje relativamente bajo, en el contexto de un sistema que ya está exigido, la simultaneidad lo sobrecarga y produce efectos no deseados”, agregó.
En ejecutivo volvió a cargar las tintas sobre la desinversión en el pasado por la política tarifaria aplicada: “Venimos de décadas de atraso tarifario que generaron una falta de inversión. Esto dejó al sistema en una situación frágil, con el 40% de las instalaciones al final de su vida útil”.
Con relación a lo que viene, Volosín señaló que es habitual que se importe energía de países limítrofes.
“Esto es algo habitual en momentos críticos. Hemos importado energía de Brasil durante muchos años, y en otros casos, también desde Chile, Uruguay y Bolivia. Siempre que las razones sean técnicas, estas operaciones se realizan sin problemas”, señaló
Consultado sobre si la relación diplomática actual con Brasil podría complicar estos intercambios, Volosín minimizó esa posibilidad: “Estas cuestiones se manejan de manera técnica, no política. Nunca hemos tenido inconvenientes con Brasil por razones que no fueran estrictamente técnicas”.
El presidente de Edenor dijo que “la Secretaría de Energía está trabajando en un análisis para definir con mayor precisión qué usuarios deben ser subsidiados. Esto incluye poner un tope al consumo subsidiado para sectores medios y ajustar los requisitos para acceder a la tarifa social”, explicó.
“Lógicamente, con los aumentos en las tarifas, uno esperaría que los usuarios sean más cuidadosos con el consumo de energía, pero no estamos viendo eso en la práctica. El aire acondicionado, por ejemplo, se ha convertido en una necesidad para muchas personas, incluso en contextos donde antes ni se consideraba”, ejemplificó Volosín.
Los alumnos de la Escuela de Educación Secundaria Técnica No. 1 «Mario El puerto» de Necochea instalaron un aerogenerador de minieólica con el objetivo de iluminar las aulas de la institución educativa.
“Gracias a este proyecto, que ha contado con el apoyo Genneia e Insur, los estudiantes han podido comprobar de una forma práctica los beneficios de la generación distribuida y su importante papel para alcanzar los objetivos de transición energética”, informaron desde la institución.
La institución, que ofrece un ciclo básico de tres años y otro ciclo superior de cuatro en el que se puede optar por cursar la Tecnicatura en Electrónica o la Tecnicatura en Energías Renovables, se ha sumado a la lista de escuelas argentinas que han desplegado equipos renovables para iluminar sus aulas de forma sostenible.
Energía renovable
Los alumnos de séptimo año de Energías Renovables han instalado un aerogenerador acoplado a un equipo facilitado por Genneia -una empresa especializada en la generación renovable- y por Insur -una empresa argentina dedicada al diseño y fabricación de equipos didácticos para Escuelas Técnicas, Centros de Formación Profesional, Institutos Terciarios y Universidades- que permite combinar fuentes de energía solar y eólica.
María Carolina Langan, responsable del área de Desarrollo con la Comunidad de Genneia, aseguró: «Con este tipo de proyectos aportamos nuestro granito de arena para acortar la brecha entre la escuela y el mundo laboral. En este caso, acercando a los jóvenes a un campo en pleno desarrollo en nuestro país como es el de la energía eólica.
El equipo
En concreto, el equipo entregado a la institución educativa ha consistido en unos Tableros Didácticos de Energía Solar Fotovoltaica fabricados por Insur.
Este equipo es una herramienta educativa integral diseñada para proporcionar un aprendizaje teórico-práctico sobre energías renovables. El sistema incluye paneles solares que capturan la luz solar y la convierten en energía eléctrica en forma de corriente continua, la cual es gestionada por un regulador de carga que controla el flujo hacia una batería de almacenamiento, asegurando un aprovechamiento eficiente de la energía generada.
Este tipo de equipamiento puede ser utilizado para el entrenamiento y capacitación de docentes, alumnos de escuelas técnicas, centros de formación profesional y de institutos técnicos terciarios que deseen adquirir experiencia para contribuir a un futuro más sostenible con iniciativas renovables.
Mientras el Servicio Meteorológico Nacional advirtió sobre una importante ola de calor durante esta semana en casi todo el país, desde el sector energético advirtieron que se pueden batir récords históricos en demanda de energía de todo el país. Y como consecuencia de ello, aparece el temor de todos los veranos: los cortes en el servicio.
A partir de este martes por la tarde, en la región del Área Metropolitana, las temperaturas comenzarán a subir de manera fuerte y se prevé un pico de 37°C para el jueves. En el interior de la provincia de Buenos Aires habrá máximas de 36 grados, aunque en algunas localidades como Bolívar o Pehuajó podría trepar hasta 38 el miércoles.
En este contexto, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), en el último informe semanal, informó que “la demanda tiene alta probabilidad de alcanzar o superar los récords vigentes de energía y potencia (597.7 GWh y 29.653 MW)”.
En este sentido y para que el servicio no se resienta como suele ocurrir durante los últimos veranos, se tendrá en cuenta la posibilidad de importación de energía. Y los primeros a los que se les consultará para comprar serán Brasil, Uruguay, Bolivia y Chile. Dependiendo, claro está, de la disponibilidad que haya en cada uno de los países. Hasta el momento, y según publicaron “las condiciones de transporte y distribución están en condiciones normales”.
De acuerdo a las previsiones publicadas, la peor situación se prevé para este jueves. Se estima que habrá “un pico de demanda” de 29.662 MW, en lo que sería un nuevo récord. El máximo histórico de consumo de energía fue el 1° de febrero del año pasado: 29.653 MW.
Con el informe publicado, las administradoras del servicio eléctrico avisan de antemano que la “altísima demanda” puede provocar algunos cortes en el servicio.
Cuáles son y en qué estado se encuentran los proyectos que podrán incrementar la evacuación del gas de Vaca Muerta para acercarse al sueño exportador. La producción de gas natural desde Vaca Muerta es el segmento más promisorio del mediano y largo plazo, pero hasta entonces el avance de las obras de infraestructura será clave para asegurar las condiciones de su desarrollo con vista al horizonte exportador regional y global del abundante recurso de la formación neuquina. El 2025 arrancó con una oferta de gas nacional en torno a los 110 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), inyección de […]
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El Ente Nacional Regulador del Gas convocó a una Audiencia Pública (106) para “poner a consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas, la Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas, y la Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con la facultad de corte de servicio por falta de pago.
La Audiencia Pública (no vinculante) se realizará el 6 de febrero próximo desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a partir de las 9:00 horas, y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual, puntualizó el Enargas a través de la resolución 16/2025, publicada en el Boletín Oficial con la firma del interventor Carlos Casares.
En los considerandos de dicha resolución se indica que el Decreto DNU 1023/24 determinó que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria iniciada en función de lo ordenado por el DNU 55/23 ” no podría exceder del 9 de julio de 2025″.
Por cuerda separada a esta RQT, el gobierno nacional continuará, a través del ministerio de Economía, con la reducción total o parcial de los subsidios del Estado en las facturas por el suministro de gas.
Las empresas de transporte y distribución de gas natural por redes comprendidas por la revisión tarifaria son licenciatarias desde 1992. DISTRIBUIDORA DE GAS DEL SUR S.A. (actualmente CAMUZZI GAS DEL SUR); DISTRIBUIDORA DE GAS NOROESTE S.A. (actualmente NATURGY NOA); DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL LITORAL S.A. (actualmente LITORAL GAS); DISTRIBUIDORA DE GAS PAMPEANA S.A. (actualmente CAMUZZI GAS PAMPEANA); TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE; TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR; DISTRIBUIDORA DE GAS METROPOLITANA S.A. (actualmente METROGAS); DISTRIBUIDORA DE GAS BUENOS AIRES NORTE S.A. (actualmente NATURGY BAN). También, desde 1997, a la entonces DISTRIBUIDORA DE GAS NEA MESOPOTÁMICA S.A. (actualmente GAS NEA).
A través del Decreto 55/23 se determinó el inicio de la revisión tarifaria conforme lo establece la Ley Marco 24.076, correspondiente a las prestadoras de los servicios de distribución y transporte de gas natural.
Dicha Ley establece que “Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas y fijará nuevas tarifas máximas”.
En la resolución ahora oficializada se hace referencia a que la Ley Marco establece que “Los servicios prestados por los transportistas distribuidores serán ofrecidos a tarifas que se ajustarán a los siguientes principios: a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable”.
También, que se “Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante”.
Además, que “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el ente considere equivalentes”.
“Sujetas al cumplimiento de los requisitos señalados (las tarifas) asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento”.
La resolución 16/2025 refiere también que la Ley 24076 establece: “A los efectos de posibilitar una razonable rentabilidad a aquellas empresas que operen con eficiencia, las tarifas que apliquen los transportistas y distribuidores deberán contemplar: a) Que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable; b) Que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios”.
La gira 2025 de Future Energy Summit (FES) ya está en marcha. El próximo 26 y 27 de febrero, la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables realizará la cumbre FES Argentina y congregará a CEOs, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región.
Por segundo año consecutivo, FES arribará a la ciudad de Buenos Aires en lo que será una nueva oportunidad para establecer alianzas, explorar oportunidades de inversión y seguir contribuyendo a la transición energética.
Visto que se espera una gran convocatoria de más de 500 asistentes, quedan Future Energy Summit comunica que hoy y mañana, 15 de enero, son los últimos días para adquirir entradas Early Bird. Por ende, todos los interesados en obtener ingresos regulares o VIP con descuento, pueden reservar su plaza exclusivamente mediante la web oficial de este mega evento.
JA Solar, Trina Solar, Goldwind, Canadian Solar, Chemik, Yingli Solar son algunas de las empresas de renombre que formarán parte del encuentro que promete paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking.
La agenda de FES Argentina incluirá temáticas vinculadas a las perspectivas para el desarrollo e inversión de las energías renovables, el futuro de los proyectos solares y eólicos, la hibridación con baterías, las claves y tendencias para el desarrollo de parques de nuevas escalas, tecnologías y estrategias, el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo de las renovables.
También habrá espacio para que tanto las grandes empresas energéticas multinacionales como aquellas compañías locales o regionales aporten su mirada sobre el futuro de las renovables en el contexto de la transición energética global y nacional.
La cumbre contará con cobertura periodística completa por parte de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, grupo periodístico líder en marketing digital, comunicación estratégica y consultoría especializada en energías renovables y movilidad cero emisiones, con presencia en Latinoamérica y Europa.
En este último caso, el objetivo es resolver la crítica situación de diversos puntos del AMBA y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes. Como consecuencia, los sistemas BESS se instalarán en las redes de Edenor y Edesur (harán de off-takers de la convocatoria), mientras que CAMMESA realizará la propia licitación, calificación y adjudicación, a la par que actuará como garante de pago.
Cabe resaltar que la cumbre contará con la cobertura periodística completa por parte de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, grupo periodístico líder en marketing digital, comunicación estratégica y consultoría especializada en energías renovables y movilidad cero emisiones, con presencia en Latinoamérica y Europa.
Con disertantes de envergadura y una agenda diseñada para abordar las tendencias más relevantes del sector, FES Argentina dará comienzo a la gira 2025 de Future Energy Summit y se posicionará como evento imprescindible para quienes lideran la transición energética en la región.
¡No deje pasar la oportunidad de asistir a FES Argentina y adquiera su entrada para el 26 y 27 de febrero!
Seraphim, fabricante solar de primera clase mundial que cuenta con oficinas en más de 25 países y un alcance de sus productos en más de 110 países, avanza en una transformación estratégica que marca un antes y un después en su enfoque tradicional de módulos fotovoltaicos.
José Luis Blesa González, director para Latinoamérica de la compañía, reveló en el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone que el cambio responde a una visión que busca no solo ampliar su alcance global, sino también liderar en el mercado de baterías y electrónica de potencia.
Este nuevo camino se apoya en alianzas estratégicas con dos grandes empresas chinas, Xiamen New Energy Company y CRRC Corporation, con quienes firmaron un memorándum de cooperación para proveer soluciones ‘turnkey’ que incluyen paneles, inversores y sistemas de almacenamiento de energía.
“Las dos compañías tienen participación del gobierno chino y escogieron a Seraphim como el brazo ejecutor en oversea. Es decir que estamos saliendo a trabajar el segmento BESS y electrónica de potencia con marca Seraphim, con el back up de las empresas chinas”, indicó Blesa González.
Estas alianzas no sólo proporcionan un respaldo técnico y financiero sólido, sino que convierten al fabricante en la ejecutora internacional de sus soluciones avanzadas, asegurando calidad y capacidad competitiva respaldada por una experiencia técnica.
Cabe recordar que CRRC es una de las principales firmas en almacenamiento energético en China, que cuenta con más de 40 GWh de potencia instalada y 25 GWh de capacidad de producción anual, lo que garantiza acceso a tecnología de punta y capacidad para responder a las demandas de mercados emergentes con soluciones integradas y adaptadas.
“Este acuerdo también resulta positivo porque vemos un crecimiento significativo en los sistemas de almacenamiento para 2025, y estamos preparados para capitalizar esa tendencia,” enfatizó el director para Latinoamérica de Seraphim.
“Por ejemplo, ya dimos los primeros pasos en Sudáfrica, con proyectos para EDF y TotalEnergies. Mientras que para LATAM estamos desarrollando fuertemente el mismo modelo de negocio, con foco principal en Chile y concretar las metas trazadas”, añadió.
Pero a medida que avanza en su posicionamiento regional, Seraphim también busca replicar los éxitos logrados en China en mercados como Brasil, Colombia, México, Perú y Ecuador, consolidando así una red de operaciones diversificada y robusta.
Además de sus colaboraciones internacionales, Seraphim ha establecido importantes acuerdos en mercados clave de la región. En Brasil, recientemente firmaron una alianza por 300 MW para el suministro de paneles para distribución utility scale con Vertis Solar Group, mientras que en México, la empresa trabaja de cerca con distribuidores como Ener Point y Corporativo Soles, entre otros hitos.
“Nuestro enfoque es claro: complementar la oferta de productos y soluciones para que la calidad se mantenga y se proyecte en soluciones integradas, tanto con los módulos fotovoltaicos como también en soluciones llave en mano, incluyendo BESS stand alone o híbridos conectados a la red”, subrayó Blesa González.
En Latinoamérica, además de mercados estratégicos como Brasil y Chile, Argentina se posiciona como un país clave en los planes de expansión de Trina Tracker. De acuerdo con Santiago Ballester, gerente de ventas de Latinoamérica de la compañía, el potencial de instalación de proyectos renovables en territorio argentino podría alcanzar los 3 GW o más en menos de dos años, dependiendo de las condiciones regulatorias.
«Argentina es un mercado que, de mantenerse la legislación, se prevé que haya una instalación de 3 GW en los próximos dos años o por ahí más», sostuvo Ballester durante el evento Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone) llevado a cabo en el cierre del 2024.
Este optimismo se fundamenta en el contexto actual. Argentina adjudicó alrededor de 633 MW renovables en la licitación pública RenMDI, proyectos que aún cuentan con un plazo de un año y medio para finalizarse. Paralelamente, en el marco del programa MATER, hay alrededor de 4.200 MW designados que no han sido habilitados comercialmente. Por ello, las estimaciones de Ballester no serían desacertadas, aunque su ejecución efectiva dependerá de la continuidad del escenario actual o de posibles cambios que puedan acelerar o frenar la interconexión de estos proyectos.
Para Ballester, uno de los pilares fundamentales para garantizar este nivel de desarrollo es la certeza en el marco legal y regulatorio. «La estabilidad regulatoria y la previsibilidad de las reglas de juego son fundamentales», afirma, haciendo referencia a la Ley 27.191, que entraría en evaluación en los próximos meses. Según el ejecutivo, es clave que de proponerse nuevas políticas de fomento a las inversiones renovables, el nuevo plan mantenga mecanismos exitosos como las licitaciones públicas para adjudicar PPAs y las prioridades de despacho a través del MATER para contratos renovables entre privados.
Además, el ejecutivo destacó un desafío recurrente a nivel regional: la infraestructura de transmisión eléctrica. «Se producen distintos cuellos de botella a nivel transmisión. Sería bueno que cada país logre resolver estos temas de infraestructura», puntualizó durante FES Southern Cone.
Innovación tecnológica como ventaja competitiva
Trina Tracker apuesta a consolidar su liderazgo en la región mediante un portafolio de productos innovadores. Actualmente, la compañía ocupa el tercer puesto en fabricación de trackers a nivel regional, tras escalar desde el decimoquinto lugar en 2022. Según Ballester, el objetivo para 2025 es «aumentar nuestra participación en cada una de las unidades de negocio: paneles solares, trackers y sistemas de almacenamiento».
Dentro de su oferta tecnológica destaca el Vanguard 1P, un tracker de hasta 110 metros presentado en 2024, que ya avanza con una versión actualizada con un alcance de hasta 140 metros y capacidad para llevar hasta cuatro strings por tracker, lo cual reduce significativamente el LCOE de los proyectos. «Es nuestro caballito de batalla», señala Ballester, quien también destaca otras soluciones como el Vanguard 2P, diseñado para geografías complejas, y las estructuras fijas, útiles para sitios con altas velocidades de viento.
Otra innovación es SuperTrack, un software de optimización basado en inteligencia artificial que incrementa la producción de los parques fotovoltaicos entre un 3% y un 8% dependiendo de las condiciones. Estas herramientas, según Ballester, refuerzan el compromiso de la empresa de «acompañar al mercado en esta transición energética brindando un servicio y un producto de primera calidad».
En el Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone), Miguel Covarrubias, director de ventas de Jinko Solar para la región andina, presentó la estrategia de la empresa para consolidar su liderazgo en el sector.
Entre los anuncios destacados, resalta el lanzamiento del módulo Tiger Neo 3.0, este modelo redefine los estándares del mercado al ofrecer hasta 670W de potencia y una eficiencia del módulo del 24.8%, ideal para aplicaciones tanto residenciales, como comerciales-industriales y utility. Su prioridad es seguir optimizando estos desarrollos tecnológicos, Covarrubias lo describe como “haciendo un símil con la Fórmula 1, estamos ganando un segundo por vuelta”.
El Tiger Neo 3.0 combina células N-Type TOPCon de última generación con una bifacialidad de hasta el 85%, garantizando un rendimiento excepcional en condiciones de baja luz. Además, su diseño apunta a la sostenibilidad, al reducir costos y prolongar la vida útil, aspectos certificados por prestigiosos laboratorios.
En adición, Jinko Solar avanza en su visión integral de sostenibilidad, desde la producción de módulos hasta su reciclaje. Covarrubias describe el enfoque «cradle to grave» de la empresa y enfatiza que “ya vemos que se acerca una etapa de revamping, lo vivimos ya en parte en Europa con módulos que se instalaron de 240 Wp que hoy día pueden ser reemplazados por casi el triple de potencia en la misma área”. Este compromiso incluye alianzas regionales para gestionar eficientemente el reciclaje, anticipando una etapa de revamping en América Latina.
La durabilidad y confiabilidad de los módulos Tiger Neo 3.0 también refuerzan esta estrategia sostenible, al reducir la necesidad de reemplazos frecuentes y promover el uso eficiente de los recursos. “Nosotros creemos fielmente en el 24/7 solar a través de la línea de fabricación de baterías, lo tenemos funcionando, estamos pronto a cerrar proyectos bastante importantes en la región”, destaca Covarrubias.
Energía 24/7: más soluciones de almacenamiento
Covarrubias también se refirió al avance de Jinko Solar en el almacenamiento energético mediante baterías. Un ejemplo emblemático es el proyecto «BESS Amanecer Nueva Energía 3», una instalación de 2.400 MWh en Diego de Almagro, región de Atacama, que recibió la concesión de terrenos fiscales del Ministerio de Bienes Nacionales.
Pero los horizontes de negocios van más allá considerando que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile en el Plan de Obras de Generación del Sistema Eléctrico Nacional para el periodo 2025 – 2044 proyecta un elevado desarrollo de sistemas de baterías con capacidad de almacenamiento de 6 a 8 horas, del orden de 8000 MW de potencia hacia el año 2044 para los casos de demanda media, adicional a los desarrollos existentes y en construcción (actualmente, hay 54 MW operativos).
“Parte un poco de lo que del sueño del 2025 es concretar los distintos proyectos en los que estamos ya en etapas avanzadas”, asegura Covarrubias. Además, explica que la necesidad de almacenamiento se extiende más allá de Chile, mencionando: “vemos también ciertos mercados como Argentina y alguna oportunidad en Colombia que pronto va a empezar a ser necesario el tema de baterías para ciertos cuellos de botella en las redes”.
Desafíos regulatorios: un llamado a la estabilidad
A pesar de los avances tecnológicos, los desafíos regulatorios siguen siendo una barrera significativa en los mercados andinos. Covarrubias enfatiza que “la certeza jurídica en los distintos países para nosotros y para los inversionistas con los que trabajamos es clave, entonces para mí es el principal reto”.
Asimismo, advierte que en muchos países, los procesos de permisos son largos e inciertos: “vemos en distintos países de la región muchas dificultades de permisología desde el principio de un proyecto hasta que eventualmente se aprueba por las distintas autoridades, pero finalmente llega un comité de ministro que le baja el dedo y perdiste no sé cuánto tiempo y plata”.
Covarrubias concluye: “Confiamos en que tenemos un producto premium de la mano de un servicio de alta gama, pero creemos que las condiciones de mercado de alguna manera facilitan entregar ese producto”.
El Director de Desarrollo Rural del USDA para Puerto Rico, Maximiliano J. Trujillo-Ortega, anunció durante una conferencia de prensa con la Secretaria del DOE, Grandholm, que el Departamento de Desarrollo Rural del USDA ha otorgado $5,520,498 a 22 empresas rurales en Puerto Rico. Los premiados han invertido de sus propios fondos $6,774,002 para una inversión total de $14,815,210. Estos premios ayudarán a los agricultores y propietarios de pequeñas empresas a ampliar el acceso a la energía limpia, crear empleos y ayudar a reducir sus facturas de energía a través del Programa de Energía Rural para América (REAP).
“Los agricultores y los dueños de negocios rurales son la columna vertebral de nuestra economía y nos estamos asociando con ellos para expandir sus operaciones mientras crean empleos y reducen los costos de energía”, dijo Trujillo-Ortega. “Esta inversión apoya a las comunidades rurales en su transición a la energía limpia e impulsa la prosperidad económica en todo el archipiélago de Puerto Rico”.
Las inversiones de REAP reducen los costos y crean empleo
Desde el inicio de la administración Biden-Harris, el USDA ha invertido más de $2.4 mil millones en aproximadamente 8,500 mejoras de energía renovable y eficiencia energética desde que el presidente Biden asumió el cargo. Esto incluye más de 3,000 proyectos de energía limpia por un total de más de $800 millones que fueron posibles gracias a la Ley de Reducción de la Inflación del presidente Biden.
Las inversiones anunciadas ayudarán a que los productores agrícolas y los propietarios de pequeñas empresas rurales puedan ampliar las fuentes de energía renovable y realizar mejoras en la eficiencia energética.
Algunos ejemplos:
Bach and Stern LLC, una pequeña empresa rural ubicada en Carolina, recibió $844,662 para desarrollar un sistema de energía renovable que le permitirá ahorrar $510,749 por año. Aportaron $2,021,262 de sus propios fondos, lo que suma una inversión total de $2,865,924.
Trofima Corporation, una pequeña empresa rural ubicada en Arecibo, recibió un premio de $1,000,000 para desarrollar un sistema de energía renovable que le permitirá ahorrar $532,663 por año. Aportaron $1,076,901 de sus propios fondos, lo que suma una inversión total de $2,076,901.
Bananera Fabre Inc., una finca de producción agrícola ubicada en Sabana Grande, recibió $200,000 para realizar mejoras de eficiencia energética en sus operaciones. Aportaron $200,000 de sus propios fondos para una inversión total de $400,000.
Otros 19 pequeños empresarios rurales y productores agrícolas recibieron fondos para desarrollar sistemas de energía renovable o mejoras de eficiencia energética.
Además, el municipio de Aibonito recibió $993,000 para reparar el sistema de aguas pluviales; los fondos provienen de los Fondos de Instalaciones Comunitarias para Desastres del año fiscal 2025.
Bajo la administración Biden-Harris, el Departamento de Desarrollo Rural del USDA ofrece préstamos y subvenciones para ayudar a ampliar las oportunidades económicas, crear empleos y mejorar la calidad de vida de millones de estadounidenses en áreas rurales. Esta asistencia apoya mejoras de infraestructura; desarrollo empresarial; vivienda; instalaciones comunitarias como escuelas, seguridad pública y atención médica; y acceso a Internet de alta velocidad en áreas rurales, tribales y de alta pobreza. Visite el Portal de Datos Rurales para conocer cómo y dónde estas inversiones están impactando a las áreas rurales de Estados Unidos. Para obtener más información, visite www.rd.usda.gov . Para suscribirse a las actualizaciones del Departamento de Desarrollo Rural del USDA, visite la página de suscriptores de GovDelivery . Puede seguirnos en nuestra cuenta X, @RD_PuertoRico.
CVE, una empresa dedicada al desarrollo, construcción y operación de parques de generación distribuida a nivel global, ha decidido ajustar su estrategia de negocios en Chile debido a la creciente incertidumbre regulatoria.
Aquello es de vital importancia para la empresa cuya casa matriz está en Francia y que considera a Chile como su segunda unidad de negocio más importante, después del país europeo. Así lo explicó Erich Schnake, director de asuntos públicos y temas regulatorios de CVE, durante el evento Future Energy Summit Southern Cone.
Schnake reveló que el pipeline de la empresa asciende a 1 GW, pero que el contexto regulatorio ha obligado a CVE a empezar a privilegiar proyectos utilty scale por sobre PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida). “Todavía tenemos aproximadamente un 20% de pipeline que es solo PMGD, aunque por razones conocidas en los financiamientos están suspendidos los pagos, así que van a estar ahí en hold on un tiempo hasta que se despeje la incertidumbre regulatoria”, comentó.
Pero aquello no quita que la empresa continúe apostando al modelo PMGD. De hecho tiene algunos proyectos avanzados que continuará impulsando para obtener su operación comercial próximamente. Tal es es caso de proyectos en hidrógeno en los que ha incursionado recientemente.
«Tenemos un proyecto donde somos coejecutores. Es un proyecto CORFO que lo está desarrollando una minera y nosotros estamos colaborando en la parte de energía pero esa es una planta PMGD o de tamaño pequeño que la idea es que se utilice para suministrar energía para el proceso de hidrólisis», explicó.
Además, Schnake señaló que trabajan en otro proyecto de mayor escala en la región norte del país: “Está todavía un poco verde como para anticipar, pero la idea es avanzar en esa línea también”.
Obstáculos regulatorios y expectativas
A pesar de sus esfuerzos por diversificar su cartera, Schnake destacó los obstáculos que enfrenta la industria en Chile, particularmente en temas de transmisión, plazos de permisos y vertimiento de energía. “Los niveles de vertimiento que tenemos hoy día son grandes, eso desincentiva nuevos proyectos”, señaló, subrayando que los atrasos en los tiempos de tramitación también afectan significativamente el desarrollo de iniciativas.
“Cuando partimos hace 10 años, uno contemplaba 2 años, 2 años y medio para tener un proyecto desde su origen hasta su producción; hoy día estamos viendo por lo menos cuatro años en PMGD, y en proyectos de otra escala, los plazos pueden llegar a ser de cuatro a ocho años”.
En cuanto a las expectativas para 2025, Schnake manifestó la necesidad de estabilidad regulatoria y socialización de la importancia de las energías renovables.
“Mi mensaje final es recuperar la senda que tenía Chile en el sentido de mandar señales claras a los inversionistas y a las empresas para reactivar los temas de inversión”, afirmó.
También enfatizó la relevancia de abordar los desafíos ambientales y sociales: “Tiene que haber un esfuerzo de parte de todos los que trabajamos en esta industria y también de las autoridades por socializar esa importancia para que los proyectos puedan ver la luz lo más rápido posible”.
Varela Hermanos S.A. dio inicio oficial a la Zafra de Caña de Azúcar 2025, un evento que simboliza no solo el comienzo de una nueva temporada de cosecha, sino también el compromiso inquebrantable de la empresa con el desarrollo económico, social y ambiental del país. Este esfuerzo anual representa una importante inyección a la economía local de aproximadamente $3.5 millones en salarios y prestaciones laborales, generando más de 300 empleos directos e indirectos y fortaleciendo la cadena de valor del sector agroindustrial en la provincia de Herrera.
La jornada inaugural comenzó con la tradicional misa en honor a San Isidro Labrador en la Hacienda San Isidro, ubicada en el distrito de Pesé. Este momento de reflexión y agradecimiento resaltó los valores de unidad, esfuerzo y dedicación que distinguen a los colaboradores de Varela Hermanos, al tiempo que destaca el papel clave del sector agrícola como motor del desarrollo económico sostenible.
El inicio de la zafra 2025, no solo marca el comienzo de una nueva temporada de cosecha, sino que transforma al distrito de Pesé en un vibrante escenario festivo durante 100 días, que deja un impacto económico indirecto de $10 millones en insumos y equipos esenciales para la operación.
Como parte de los hitos de esta celebración, se anunció la firma de un acuerdo entre Varela Hermanos y la empresa Celsia para la instalación de un sistema de energía solar compuesto por más de 1,450 paneles en un área de 3,600 m². Este proyecto, alineado con la estrategia de responsabilidad social empresarial (RSE) de la compañía, refuerza su compromiso con la sostenibilidad mediante la adopción de energías limpias en sus operaciones.
“Estamos orgullosos de iniciar esta zafra 2025 con una visión fortalecida hacia un futuro más sostenible. Este acuerdo para la instalación de paneles solares es un paso clave en nuestra estrategia para reducir la huella de carbono y contribuir activamente al desarrollo económico y ambiental. Esto también se traduce en que el 100% de los productos de Varela Hermanos serán embotellados mediante el uso de energía limpia. Para este 2025, se estarán embotellando 1 millón de cajas de 9 litros bajo esta modalidad, marcando un precedente en el país, afirmó José Javier Dopeso, Vicepresidente de Operaciones de Varela Hermanos.
Por su parte, Javier Gutiérrez, Líder de Celsia Centroamérica, destacó que: “en Celsia, nos llena de orgullo colaborar con Varela Hermanos en este proyecto que va más allá de la optimización del consumo energético. Esta alianza estratégica demuestra cómo podemos generar un impacto significativo en nuestras comunidades y en el cuidado del medio ambiente. Estamos comprometidos a liderar la transformación energética con soluciones innovadoras que potencien la sostenibilidad y la eficiencia de nuestros clientes”.
El sistema fotovoltaico permitirá reducir la emisión de aproximadamente 378.2 toneladas de CO2 al año, equivalentes a la absorción de 21,013 árboles maduros, consolidando a Varela Hermanos como un referente en sostenibilidad en el país.
Con 116 años de historia, Varela Hermanos se ha distinguido por su búsqueda constante de mejoras que le permitan operar de manera 100% sostenible, minimizar su impacto ambiental, promover el bienestar de sus colaboradores y contribuir al desarrollo justo de las comunidades donde opera.
El Ente Nacional Regulador de la Energía(ENRE) modificó los parámetros para exigir una mayor calidad en el servicio a las distribuidoras Edenor y Edesur, las únicas que permanecen bajo la órbita del Estado nacional. Como condición necesaria para aprobar el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que definirá el Valor Agregado de Distribución (VAD) que percibirán las empresas en el período 2025-2030, las compañías eléctricas —que comercializan, en conjunto, el 40% de la energía que se consume en el país— tendrán que mejorar su servicio en el próximo lustro. En los hechos, las distribuidoras eléctricas del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) tendrán que reducir la cantidad y extensión de los cortes en hasta un 50%. En algunas zonas del conurbano y comunas porteñas que tienen mayores problemas con los cortes las exigencias del ENRE serán mayores.
El ENRE, a cargo del interventor Osvaldo Rolando, publicó la semana pasada la resolución 3 que modifica los parámetros sobre la calidad del servicio en aspectos técnicos y comerciales y respecto a las penalidades a las distribuidoras por distintos incumplimientos.
En paralelo, el ente también lanzará un cronograma para avanzar en la Revisión Tarifaria de Distribución. Para esto, el 28 de enero convocará a una audiencia pública que se realizará el 27 de febrero. Por su parte, Edenor y Edesur tendrán que presentar el 27 de enero el informe final para la propuesta tarifaria y el 3 de marzo se publicarán en el Boletín Oficial las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios.
El ente regulador quiere que Edenor y Edesur vayan reduciendo entre 2025 y 2029 la duración y frecuencia de los cortes de electricidad a los usuarios, que son los dos indicadores centrales que se utilizan para controlar la calidad del servicio de distribución eléctrica. El primer artículo de la resolución señala las modificaciones en “los Parámetros de Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica, el Costo de la Energía Eléctrica No Suministrada (CENS) y las Penalizaciones por Calidad de Servicio, Producto Técnico y Comercial”.
En los considerando, el ENRE también remarca que en el régimen de calidad de servicio se contemplarán el mismo nivel para las zonas geográficas del AMBAcon densidades de demandas de energía similares. “De este modo se establece una mayor exigencia en la mejora de la calidad del servicio en zonas donde se registran niveles deficientes”, aclara el texto. Esto permite que cada localidad bonaerense y comuna porteña tengan objetivos de reducir duración y frecuencia de cortessegún su densidad de demanda eléctrica.
GBA
Una de las zonas con peores indicadores del AMBA es General Rodríguez. En este caso, Edenor tendrá que reducir las 10,2 horas de duración de los cortes por semestre a 3,3 horas en los próximos cinco años. Al mismo tiempo, en General Rodríguez se tendrá que reducir la frecuencia semestral de los cortes de 4,6 a 1,4 horas. Otros casos similares de Edenor con alta cantidad de cortes son General Las Heras y Marcos Paz.
En Edesur la zona con mayor cantidad de cortes es Presidente Perón, que tendrá que bajar de 8,4 a 3 horas por semestre de la duración y de 3,2 a 1,3 horas la frecuencia de las interrupciones del suministro. Otras zonas críticas de Edesur son Cañuelas, Ezeiza y Florencia Varela.
CABA
La zona del AMBA con menos cortes es la Comuna 2 (Recoleta), que comparten ambas distribuidoras. En ese caso, Edenor tiene que mantener en 2,5 las horas de duración de los cortes por semestre (y bajar de 2,7 a 2,5 horas en Edesur) y reducir la frecuencia de 1,094 a 1,084 horas en Edenor y mantener en 1,084 horas en Edesur.
La peor zona de Edenor en CABA es la Comuna 11 (Devoto y Villa del Parque), donde la empresa eléctrica tendrá que reducir la duración de 5,8 horas a 2,5 horas entre 2025 y 2029 y bajar la frecuencia de 2,1 a 1,08 horas. Otras comunas críticas de la zona norte son la 15, 13 y 12. En el caso de Edesur, la comuna porteña más comprometida es la 10, que deberá reducir la duración en cinco años de 4,1 a 2,8 horas por semestre y la frecuencia de 1,8 a 1,1 horas.
Además, la resolución del ENRE incluye cambios en el aspecto comercial. En este caso, el ente propone que las distribuidoras cuenten con un plazo de no más de 15 días hábiles para responder ante reclamos por error en la facturación. Por último, luego de los cortes por falta de pago las distribuidoras tendrán 24 horas para reestablecer el servicio una vez “abonadas las sumas adeudadas y la tasa de rehabilitación”.
Baja de rentabilidad
Al mismo tiempo, el ENRE publicó la resolución 4/2025 que actualizó a la baja la tasa de rentabilidad sobre los activos de Edenor y Edesur que aplica para calcular la estructura tarifaria de ambas empresas eléctricas. El organismo contrató a la consultora Quantum para que, a partir de una revisión de algunos parámetros principales de la macroeconomía argentina (el riesgo país, el costo de la deuda corporativa y la estructura de capital de las empresas), reevalúe el costo promedio ponderado del capital (WACC, por sus siglas en inglés) de ambas compañías reguladas. En la resolución firmada por Rolanda, el ente regulador destaca que desde el último bimestre del año pasado se observa una baja muy pronunciada del riesgo país, que pasó de 1600 puntos a principios de agosto a menos de 600 en la actualidad. Eso redundará en una baja del costo de financiamiento que deben afrontar las empresas, advirtió el ente regulador, por lo que corrigió de manera significativa la tasa de rentabilidad real que se aplica para calcular la estructura de tarifas de las distribuidoras.
En rigor, la resolución 4 corrigió las alícuotas que había fijado la resolución 553/2024, publicado en agosto del año pasado, que había establecido que la tasa de rentabilidad sobre los activos de Edenor y Edesur después de impuestos ascendiera a 10,31% y a 15,87% antes de impuestos. A partir de la mejora de los indicadores macroeconómicos, el ENRE —con el respaldo del Ejecutivo— tomó una decisión lógica y fijó la tasa de rentabilidad en 6,22% después de impuestos y en 9,56% antes de impuestos.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó a una audiencia pública el próximo 6 de febrero para poner en consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los ajustes en los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029. La RQT permitirá otorgarle un horizonte de ingresos a las empresas de distribución y transporte y también tendrán que realizar planes de inversión.
La convocatoria se publicó este martes en el Boletín Oficial a través de la resolución 16 del ente regulador, que está a cargo del interventor Carlos Casares. En paralelo, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) también convocó a una audiencia pública para el 27 de febrero sobre la Revisión Tarifaria de Distribución.
La audiencia pública se realizará desde la ciudad de Buenos Aires el jueves 6 de febrero a partir de las 9 de la mañana y la participación será exclusivamente de manera virtual. Además, se debatirá la “Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas” y la “Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”, indica la resolución. Los interesados en participar de la audiencia podrán inscribirse a partir de este miércoles y hasta el 3 de febrero.
Las licenciatarias del servicio de transporte -TGN y TGS- y distribución de gas natural por red de todo el país – Metrogas; Grupo Naturgy (BAN y Gasnor); Grupo Camuzzi (Gas Pampeana y Gas del Sur); Grupo Ecogas (Distribuidoras del Centro y Cuyana); Litoral Gas; y Gasnea- tendrán tiempo hasta el 23 de enero para presentar sus consideraciones sobre los temas de la audiencia que convocó el ENARGAS.
Además de los segmentos regulados por el ENARGAS de transporte y la distribución, el otro ítem de los tres que componen las facturas (excluyendo los impuestos) es el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que lo establece la Secretaría de Energía y permite observar el nivel de subsidios a las tarifas del Estado. Este ítem no estará incluido en la audiencia pública de febrero.
El directorio del Banco Provincia del Neuquén (BPN) aprobó el financiamiento para el Gasoducto Cordillerano, una obra esperada desde hace años por 25 localidades tanto de Neuquén como de las vecinas provincias de Río Negro y Chubut. Su ampliación es considerada prioritaria debido a que beneficiará a 12.000 hogares, hospitales y escuelas donde el sistema actual de abastecimiento de gas natural no tiene disponibilidad para incorporar más usuarios.
En territorio neuquino, el foco está puesto en asegurar la provisión del servicio en Villa La Angostura, San Martín y Junín de los Andes, destinos turísticos por excelencia, donde muchos pobladores se enfrentan -durante los meses fríos del invierno- a la imposibilidad de conectarse al servicio de red que está saturado.
Así lo reflejó el gobernador Rolando Figueroa durante una gira reciente por la región de los Lagos del Sur, ocasión en la que se reunió con los intendentes y adelantó la inversión provincial para asegurarse esta obra. “Los neuquinos vamos a invertir a través de un préstamo que le hará la provincia a la empresa Camuzzi para que ejecute la obra”, dijo.
El llamado a licitación tiene la particularidad de ser financiado en partes iguales a través de los bancos provinciales tanto de Neuquén como de Chubut, dada la importancia que reviste la ampliación de este gasoducto para los gobiernos patagónicos.
Inicialmente el monto a financiar era 10 mil millones de pesos, sin embargo la evaluación de la documentación y el tiempo transcurrido hizo necesario incrementar esa cifra hasta $12 mil millones, que es lo que finalmente aprobó ayer el BPN. El banco de la provincia del Chubut hará lo propio, ya que se trata de préstamos espejo. De esta forma Camuzzi tendrá hasta 24 mil millones de pesos disponibles para dar inicio a la obra.
Sobre la obra La obra a ejecutar permitirá incrementar la capacidad de transporte en 300.000 metros cúbicos diarios: al pasar de los actuales 1.200.000 metros cúbicos a 1.500.000 metros cúbicos diarios. Se estima estará concluida en septiembre de este año.
Los trabajos contemplan la puesta en servicio y habilitación de la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Cordillerano, mediante la instalación de una nueva Planta Compresora en Río Senguer y la instalación de un equipo motocompresor de Back-Up, en la existente Planta Compresora Gobernador Costa, en la Provincia del Chubut.
Al aumentar la capacidad de transporte e ingresar el volumen adicional diario de 300.000 metros cúbicos por día desde el Yacimiento el Zorro, se podrán eliminar las actuales restricciones en el sistema Cordillerano–Patagónico que abastece a 25 ciudades de las provincias, pero desde hace varios años se encuentra saturado.
Adicionalmente, la obra de Ampliación-Montaje Plantas Compresoras también permitirá abastecer con gas por redes a escuelas, hospitales y dependencias públicas, que hoy no cuentan con ese servicio esencial.
Así lo expresó el vicepresidente del Instituto General Mosconi, Gerardo Rabinovich, quien luego añadió: “Se produce una presión con esta buena noticia para la industria y para el país sobre los habitantes de la provincia de Neuquén”. El auge de la producción en Vaca Muerta está teniendo un impacto significativo en la vida de los habitantes de la provincia de Neuquén, una mayor cantidad de gente está yendo en busca de una oportunidad laboral y eso empieza a impactar en los valores de los distintos servicios. Es por eso que para analizar este tema en profundidad, este medio se puso […]
